Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica No.1 y No.2 (ULSG 1

UANL UNIVERSIDAD AUTONOMA DE NUEVO LEON FACULTAD DE CIENCIAS BIOLÓGICAS

SUBDIRECCIÓN DE SERVICIOS PROFESIONALES

INDICE CAPITULO I.

I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL

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

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

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

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

I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto............................................................ 4

I.1.4 Presentación de la documentación legal ............................................... 4

I.2 Promovente .........................................................................................................4

I.2.1 Nombre o razón social........................................................................... 4

I.2.2 Registro federal de contribuyentes del promovente .............................. 4

I.2.3 Nombre y cargo del representante legal................................................ 5

I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal.......................... 5

I.3 Responsable de la elaboración del estudio de impacto ambiental .....5

I.3.1 Nombre o razón Social .......................................................................... 5

I.3.2 Registro federal de contribuyentes o CURP.......................................... 6

I.3.3 Nombre del responsable técnico del estudio......................................... 6

I.3.4 Dirección del responsable técnico del estudio....................................... 6

MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones complementarias y su integración”

Refinería “Miguel Hidalgo” Página 1



DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE

IMPACTO AMBIENTAL

I.1 Proyecto

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

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

presente estudio, para evaluar los impactos ambientales que podrían presentarse

por la construcción y operación de dos nuevas Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica No. 1 y No.2, (ULSG 1 y 2), para procesar 30,000 BPD de

carga cada una.

La Planta No.1, recibe un flujo constituido por una mezcla de Gasolinas

provenientes de la Planta Catalítica No. 1 sin tratamiento y tanques de

almacenamiento, para producir Gasolina con 10 ppm. de azufre. La planta No.2,

recibe una carga constituida por una mezcla de Gasolinas proveniente de la

Planta Catalítica No. 2 sin tratamiento y tanques de almacenamiento, para

producir Gasolina con 10 ppm. de azufre. (Se anexa carta topográfica 1:50,000

donde se indica la ubicación del proyecto, anexo 1).

I.1.1 Nombre del proyecto

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

I.1.2 Ubicación del proyecto

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

dentro del predio que ocupa la Refinería “Miguel Hidalgo” localizada en el Estado

de Hidalgo, en el municipio de Tula de Allende a 82 km. al norte de la Ciudad de




SUBDIRECCIÓN DE SERVICIOS PROFESIONALESMéxico, en las coordenadas geográficas 20°02´33 latitud norte y 99°16´41”

longitud oeste. (Ver figura de localización de las plantas dentro de la Refinería).

En la siguiente tabla se presenta la ubicación de las instalaciones de la Refinería

Miguel Hidalgo. Localización de la Refinería Miguel Hidalgo

Calle y Número Carretera Jorobas – Tula Km.26.5

Código Postal 42801

Municipio Tula de Allende

Entidad Federativa. Hidalgo

Sus instalaciones ocupan un área total de 749 Ha que se encuentran

estratégicamente situadas por encontrarse próximas al mayor consumidor de

combustible.

El proyecto de construcción de la planta desulfuradora de gasolina catalítica No.1

y 2 se ubicarán dentro de los límites de la Refinería la cuál tendrá las siguientes

colindancias, referidos al sistema local de coordenadas de construcción:





REFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULA

USLG 1USLG 2

Plantas desulfuradoras de gasolina catalíticaProyecto combustibles limpios

REFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULAREFINERIA DE TULA

USLG 1USLG 2

Plantas desulfuradoras de gasolina catalíticaProyecto combustibles limpios

Ubicación de las plantas dentro de la Refinería




SUBDIRECCIÓN DE SERVICIOS PROFESIONALES Localización de la planta dentro de la refinería.

Norte Oficina Sector Técnico, Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, Torre de agua de enfriamiento CT-507, Planta Isomerizadora de Butanos, Planta de Alquilación, Quemador Elevado.

Sur Terreno baldío sin uso.

Oriente Tanques de almacenamiento atmosférico TV-106, TV-107, TV-108, TV-109, TV-110, TV-100, TV-101, TV-102, TV-103, TV-104, TV-105, TV-64, TV-65, TV-66, TV-67.

Poniente Área de almacén de tuberías y equipos a cielo abierto, área del quemador elevado y terreno baldío sin uso.

Se anexa una carta topográfica 1:50,000 Mixquiahuala F14C89 editado por

INEGI, donde se indica la ubicación de la refinería. (anexo 1)

I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto

La vida útil del proyecto esta calculada para 20 años.

I.1.4 Presentación de la documentación legal

En el Anexo 2, se presenta copia del Acta Constitutiva de la Empresa (Decreto de

la Expropiación de la Industria Petrolera publicada en el Diario Oficial de la

Federación con fecha jueves 16 de Julio de 1992).

I.2 Promovente

I.2.1 Nombre o razón social

PEMEX-Refinación, Refinería Miguel Hidalgo. ( en el anexo 2 se presenta el acta

constitutiva de la empresa)

I.2.2 Registro federal de contribuyentes del promovente

Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG




SUBDIRECCIÓN DE SERVICIOS PROFESIONALESI.2.3 Nombre y cargo del representante legal

Datos del Representante legal

Nombre:

Cargo: Subdirector de Auditoria en Seguridad Industrial y Protección Ambiental

Clave de Lector

Se anexa copia del poder y documentos que acreditan la personalidad del

Representante legal en el anexo 3.

I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal

Dirección del representante legal

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

I.3.1 Nombre o razón Social

Universidad Autónoma de Nuevo León


Protegido por

IFAI, Art. 3°.

Fracción VI, LFTAI

PG

"Protección de datos personales LFTAIPG"




SUBDIRECCIÓN DE SERVICIOS PROFESIONALESI.3.2 Registro federal de contribuyentes o CURP

I.3.3 Nombre del responsable técnico del estudio

Datos del responsable técnico

Nombre:

CURP

RFC

CEDULA PROFESIONAL No.

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

se pueden consultar en el anexo 4.

I.3.4 Dirección del responsable técnico del estudio

Dirección del responsable técnico.

Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI,

LFTAIPG


Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI,

LFTAIPGProtegido por IFAI,

Art. 3°. Fracció

n VI, LFTAI

PG

Protegido por

IFAI, Art. 3°.

Fracción VI, LFTAI

PG

"Protección de datos personales LFTAIPG"

UANL

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INDICE CAPITULO II.

II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO................................................................7

II.1 Información general del proyecto.......................................................... 7

II.1.1 Naturaleza del proyecto ..................................................................... 7

II.1.2 Selección del sitio .............................................................................. 8

II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización..................... 10

II.1.4 Inversión requerida .......................................................................... 14

II.1.5 Dimensiones del proyecto................................................................ 15

II.1.6 Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y en sus colindancias............................................................................................. 16

II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos .......... 17

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

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

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

II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto ....... 23

II.2.4 Etapa de construcción ..................................................................... 24

II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento............................................... 27

II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto.................................... 45

II.2.7 Etapa de abandono del sitio ............................................................ 72

II.2.8 Utilización de explosivos.................................................................. 73

II.2.9 Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y emisiones a la atmósfera ............................................................................... 73

II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición de residuos ................ 95


Refinería “Miguel Hidalgo”

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II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

II.1 Información general del proyecto

II.1.1 Naturaleza del proyecto

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

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

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

subproductos.

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

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

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

Las Plantas Desulfuradora de Gasolina Catalítica No. 1 y 2 tienen la función de

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

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

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

almacenamiento respectivamente sin tratamiento.

Las plantas han sido diseñadas para procesar estas corrientes cuando provengan

de almacenamiento y/o directamente de las plantas catalíticas.

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

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

La Planta producirá una corriente de Gasolina Desulfurada e Isoamilenos y

subproductos como Gas Combustible, Gas Ácido y Agua Amarga.



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• Factor de servicio

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

en operación normal deberá funcionar durante periodos de 36 meses como mínimo

entre periodos de reparaciones generales.

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

determinar que el proyecto traerá como consecuencia un beneficio ambiental a

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

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

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

ecosistemas frágiles o susceptibles de protección.

II.1.2 Selección del sitio

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

en cuenta las siguientes consideraciones:

• Disponibilidad de espacio dentro de la Refinería.

• Accesibilidad al sitio.

• Existencia de la infraestructura y servicios necesarios para cubrir las

necesidades operacionales del proceso.

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

desulfuradoras

• Menor Impacto ecológico.



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

Refinería “Miguel Hidalgo”, no se consideraron otras alternativas de selección del

sitio fuera de los límites de la misma.



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II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización

Las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica, se localizarán dentro de la

Refinería “Miguel Hidalgo” en el Municipio de Tula de Allende, Hgo. el cual se

ubica en el suroeste del estado de Hidalgo, colindando al norte con los municipios

de Tepetitlán y Tlahuelilpan, al sur con el Municipio de Tepeji de Ocampo, al este

con Atotonilco, Atitalaquia y Taxcoapan, y al oeste con el Estado de México.

Localización del Municipio de Tula de Allende



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Las coordenadas geográficas del Municipio son las siguientes.

Tablade Coordenadas Geográficas del Municipio de Tula.

Coordenadas

20° 03´ Latitud Norte 99° 21´ Longitud Oeste

Ubicación de la Ciudad de Tula de Allende, Hgo.



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La extensión territorial del Municipio de Tula de Allende es de 305.80 km2, con una

altitud promedio de 2,020 m.s.n.m., el Municipio cuenta con una población de

93,296 personas, de acuerdo a los resultados que presentó el II Conteo de

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

influencia importante de población flotante provocado por la generación de

empleos directos e indirectos de la Refinería “Miguel Hidalgo”, de PEMEX

Refinación.

II.1.3.1 Ubicación de las plantas desulfuradoras de gasolinas

catalíticas 1 y 2 dentro de la Refinería Miguel Hidalgo.

Dentro de la refinería la planta se ubicará al sur de la planta desulfuradora de

gasóleos, al poniente de los tanques de almacenamiento atmosférico (TV107 y TV

108) y al norte y al oriente de terrenos naturales (baldíos). (Ver anexo 5), Plano de

localización general de la Refinería.

Las plantas desulfuradoras se encontrarán ubicadas en las siguientes coordenadas

geográficas a los 20° 02´ 42.32” de latitud norte y los 99° 17´ 19.52” de longitud

oeste (Fuente Google Earth 2007).



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Vista aérea del la refinería y ubicación del terreno en el que se construirán las plantas desulfuradoras

II.1.4 Inversión requerida

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

desulfuradora, lo que corresponde a $1989.16 millones de pesos m.n.

Dentro de este monto se tienen consideradas las acciones de prevención y

mitigación de impactos ambientales durante las diferentes etapas del proyecto.



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II.1.5 Dimensiones del proyecto.

La superficie total del predio que ocupa la Refinería Miguel Hidalgo es de 749

Hectáreas (7,490,000 m2)

La superficie que ocuparán las dos plantas desulfuradoras de gasolina catalítica en

su conjunto, son las que se indican en la siguiente tabla:

Tabla de Superficie a utilizar por las nuevas plantas desulfuradoras en la Refinería Miguel Hidalgo.

Concepto Superficie Dimensiones

W-1536.00 – W-1676.00 (140 m) Superficie al Límite de Batería de Plantas (L.B.P) 11,502 m2

S-1094.00 – S-1175.00 (81 m)

W-1530.00 – W-1684.00 (154 m) Superficie a limite de franja perimetral para mantto. (L.F.P.M)

14,322 m2 S-1088.00 – S-1181.00 (93 m)

W-1504.00 – W-1736.50 (232.5 m) Superficie para limite de batería general de la planta (L.B.G.P)

27,667.5 m2 S-1075.5 – S-1194.5 (119 m)

Es importante mencionar que las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica 1 y 2

ocuparán la superficie que se maneja en el concepto al límite de baterías de planta

(L.B.P), es decir 11,502 m2, las superficies que se manejan en los demás

conceptos toman en cuenta los servicios auxiliares de las desulfuradoras, como

son las unidades regeneradoras de amina, la subestación eléctrica, el cuarto de

control satélite, las ampliaciones de corredores de tuberías para su integración,

casetas para operadores, área de compresores, etc.

La superficie para obras permanentes que ocupan las plantas desulfuradoras de

gasolina catalítica No. 1 y 2 en su conjunto, representan el 0.15% de la superficie

en relación a la superficie total de la refinería Miguel Hidalgo, la superficie de



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ocupación que abarcará el límite de área total de plantas representa el 0.78% de la

superficie total que ocupa la refinería Miguel Hidalgo. Por su parte un Plot Plan de

la disposición de las plantas desulfuradoras 1 y 2 se presentan en el anexo 6.

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

y en sus colindancias.

• Uso de suelo

El uso actual del suelo de la Refinería es industrial y debido a que las plantas

Desulfuradoras de Gasolina Catalítica estarán ubicadas dentro de las propias

instalaciones de la Refinería se considera la construcción de este proyecto como

compatible ya que el terreno en el que se instalarán dichas plantas se encuentra

incluido dentro del permiso de uso de suelo de la Refinería. (ver anexo 7, permiso

de uso de suelo emitido por el Instituto de vivienda, desarrollo urbano y

asentamientos humanos del Estado de Hidalgo INVIDAH/VE/0128/DOU/017/2006,

de fecha 23 de enero del 2006 y con una vigencia hasta el 23 de enero de 2008 ).

• Usos de los Cuerpos de agua en las colindancias del sitio del proyecto

En los alrededores o colindancias inmediatas a las Refinería Miguel Hidalgo no se

cuenta con cuerpos de agua superficiales en un radio de al menos 3Km a la

redonda, el cuerpo de agua mas cercano es el Rio Tula que se localiza a más de 3

kms. En línea recta de la refinería.

Dentro de la refinería Miguel Hidalgo no se cuenta con cuerpos de agua, el agua

requerida para el proyecto será abastecido por el sistema interno de agua de la

Refinería. La refinería se abastece de pozos, cuenta con el título de concesión

NO.5HGO100055/26FMGE94 para explotar, usar o aprovechar aguas nacionales

del subsuelo por un volumen de 44’434,224m3 anuales proveniente del acuífero



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Valle del Mezquital perteneciente a la cuenca del Río Pánuco. (se anexa título de

concesión anexo 8).

• SISTEMA HIDROLOGICO DE LA REGIÓN DE TULA

El sistema hidrológico en las la región de Tula está básicamente compuesto por la

presa “Endho” y el Río Tula, este último es alimentado básicamente del sistema de

riego de la zona y por la misma presa Endho, posteriormente el Río Tula es

conducido por canales de riego para suministro de agua a las tierras de temporal y

agrícolas que se encuentran al alcance del mismo, denominado “Distrito de riego

del Río Tula” que cruza la ciudad de Tula de Allende hasta el poblado de Melchor

Ocampo el cual continua como un canal de riego y que se conduce hasta la presa

de Guadalupe en el Estado de México por un lado y a la laguna de Zumpango.

II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos

• Infraestructura carretera

La Refinería Miguel Hidalgo se encuentra comunicada principalmente mediante las

Carreteras Estatales Jorobas-Tula, Tepeji – Tula y Tula - Tlaxcoapan, las dos

primeras se interconectan con la autopista de Cuota México a la Ciudad de

Querétaro y la ultima hacia la Ciudad de Pachuca. (se anexa carta de

infraestructura del sector comunicaciones y transportes del Estado de Hidalgo

anexo 9)

• Infraestructura Ferroviaria

La refinería de Tula cuenta también con acceso ferroviario (espuela de ferrocarril)

que a 3 kms. Entronca con la vía México – Nuevo Laredo en la estación Bojay, la



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Refinería cuenta con instalaciones ferroviarias para labores de carga y descarga de

productos y materiales.

• Infraestructura Aérea

Por la cercanía de la Refinería con la Ciudad de México no se dan vuelos

comerciales a la Ciudad de Tula de Allende, sin embargo el aeropuerto

internacional de la Ciudad de México, cuenta con el aeropuerto “Benito Juárez” en

el Distrito Federal, a una distancia aproximada de 116 km y un tiempo aproximado

de recorrido de una hora (dependiendo de las condiciones de tráfico), el aeropuerto

de la Ciudad de México el cual cuenta con dos pistas principales la primera de

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

longitud.

• Sector Comunicaciones.

En el sector de las comunicaciones la refinería “Miguel Hidalgo” en la Ciudad de

Tula de Allende, cuenta con toda la infraestructura necesaria en ese sentido ya

que se cuenta con sistemas de comunicación vía satelital y por cable, la refinería

cuenta con extensiones telefónicas y servicio de internet, por su parte cuenta con

red de microondas de larga distancia, cercano a la refinería se cuenta con

estaciones repetidoras de radio y televisión y con servicios integrados de

comunicación. Debido a la complejidad de los procesos que se realizan dentro de

las instalaciones de la refinería esta debe de contar con todo el sistema de

comunicación adecuado para prevención de contingencias, entre otras cosas se

cuenta con sistemas de radio comunicación interna. Debido a lo anteriormente

expuesto los sistemas de comunicación de la refinería se consideran como

sistemas completos e integrados.

II.2 Características particulares del proyecto



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

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

Miguel Hidalgo en la Ciudad de Tula de Allende Hidalgo, con la finalidad de

producir gasolina de bajo azufre (10 ppm en peso), con ello se pretende dar cabal

cumplimiento a lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM-086-

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

Oficial de la Federación, en el que se especifica que se requieren gasolinas con

niveles bajos de azufre para las áreas metropolitanas de las ciudades de México,

Guadalajara y Monterrey a partir de octubre de 2008 y para el resto de país a partir

de enero de 2009.

Esta norma oficial mexicana establece las características y condiciones que deben

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

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

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

da cumplimiento cabal a la norma en referencia.

II.2.1 Programa general de trabajo

El programa de obras y actividades así como de los trabajos de ensamble, pruebas

y puesta en operación de las plantas desulfuradoras de gasolinas No. 1 y 2 se

presentan el anexo 10.

II.2.2 Preparación del sitio

Deberán tomarse en cuenta las características mencionadas en la siguiente tabla

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

plantas.

Tabla de Características a considerar en el diseño

Concepto Características.



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Concepto Características.

1.- Elevación: 2,026 Metros sobre el nivel del mar para nuevas áreas.

2.- Diseño por Viento:

Dirección del Viento: NE

3.- Diseño Sísmico: UBC Zona 1, factor de importancia sísmica 1.0 C.F.E. Zona B.

4.- Temperatura: Temperatura Ambiente: Diseño por aire frío: Para otros equipos incluyendo compresores de aire, ventiladores: Temperatura min. para diseño metálico:

Min. Extrema. 0°C / Max. Extrema 32°C (bulbo seco). Promedio anual 20°C 40°C. 40°C. 2°C.

5.- Humedad Relativa: Min. 19.3 / Máx. 64.7% 6.- Precipitación Pluvial: Max. en 1 hr: Máx. En 24 hr: Promedio anual:

40 mm. 70.8 mm. 802.4 mm.

7.- Condiciones Inusuales: Polvaredas y Granizadas 8.- Contaminantes: SO2, SO3, Atmósfera Corrosiva 9.- Presión promedio: 586 mm Hg.

Considerando que el sitio seleccionado forma parte integral de las instalaciones

existentes y siendo uno de los terrenos disponible de la Refinería en operación, de

acuerdo a sus características no requerirá de construcción de nuevos accesos, las

actividades de preparación del sitio consistirán en la limpieza y desmonte del

terreno, nivelación y actividades de cortes y rellenos y de cimentación.

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

de mecánica de suelos.



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

cortes, excavación y rellenos para la realización de obras de cimentación de los

equipos que lo requieran así como el compactado, nivelación y pavimentación.

• Limpieza del terreno

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

aproximadamente 50 arbustos y 20 álamos de corta edad. En esta etapa el

encargado del proyecto se asegurará que el terreno se encuentre libre de rocas,

raíces y o cualquier otro objeto que pueda encontrarse en el mismo y que pueda

provocar desniveles en el propio terreno, el suelo libre de impurezas y basura

deberá conservarse para rellenos futuros que sean requeridos.

El material que no sea susceptible de aprovecharse posteriormente para los

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

contratista y Petróleos Mexicanos y con autorización de las autoridades

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

contaminación del entorno debido a la dispersión de partículas.

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

de limpieza del terreno se cuente con cercas y señalamientos adecuados, luces de

advertencia y todos aquellos medios que garanticen la protección tanto de los

trabajadores que se encuentran realizando las labores de limpieza como del

personal que esté laborando en las colindancias del propio terreno.

• Escarificación y compactación de terreno

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

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



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posterior compactación a efectos de homogeneizar la superficie de apoyo,

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

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

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

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

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

Federal de Electricidad de 1993. para la construcción en instalaciones de PEMEX-

Refinación.

• Cortes

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

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

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

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

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

una consolidación adecuada del suelo.

• Relleno y nivelación del terreno

Referente al relleno y la nivelación del terreno se utilizará el suelo que cumpla con

las características y especificaciones del licenciador para el relleno del terreno, en

relación a las capas que serán utilizadas para nivelación y relleno estas capas no

deberán exceder las 8 pulgadas o 200 mm de espesor, en caso de que por

condiciones especificas de construcción se requieran capas de suelo más

delgadas estas características deberán ser establecidas por escrito para ser

aprobadas por el licenciador.



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• Cimentación

La finalidad de los trabajos de cimentación es la de distribuir las cargas sobre un

área lo suficientemente grande para que el suelo pueda soportar las cargas con

seguridad y sin asentamientos excesivos. Dichos cimientos se harán de concreto

reforzado.

El área de las zapatas debe ser lo suficientemente grande para asegurar que no se

excede la capacidad de carga del suelo y que el asentamiento máximo se

encuentre dentro de los límites aceptables

Se anexan planos de cimentación del licenciador (anexo 11).

II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto

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

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

contribución negativa al medio ambiente, dentro de estas actividades provisionales

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

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

generadores de energía. Además estos servicios temporales serán desmantelados

y retirados por el contratista al término del proyecto.

Las obras provisionales que serán utilizadas durante las diferentes etapas que

conforman al proyecto estarán constituidas por el establecimiento de almacenes,

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

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

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

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

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

GPASI-SI-08200, anexo 12), las condiciones generales que establece el



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reglamento en mención es que las instalaciones temporales que se establezcan

deberán estar cercadas e identificadas y contar con sus propios sanitarios

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

desarrollo de las actividades de la obra, en referencia

II.2.4 Etapa de construcción

• Drenajes

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

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

sistema de regeneración de amina, ampliación de torre de enfriamiento CT-507,

ampliación de casa de bombas No.2, calles principales y calles de servicio; se hará

la integración de los drenajes de las plantas desulfuradoras 1 y 2. Los drenajes

serán diseñados conforme a la norma NRF-140-PEMEX-2005, efectuando su

conexión a colectores y cabezales respectivos.

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

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

se hará con una velocidad mínima de 0.6 m/seg y máxima de 3.5m/seg de

conducción de líquido en los conductos.

El material de drenajes pluviales será de tubería de concreto armado e irá

enterrada en todo su recorrido. El colchón mínimo que debe considerarse sobre la

tubería es de 60.0cm en áreas de proceso, 50cm fuera de estas áreas y 90 cm en

áreas de circulación de vehículos.

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

El drenaje aceitoso se integrará al sistema de drenajes de la refinería, tanto los

aceites como el agua aceitosa recuperados. El drenaje aceitoso de las plantas

desulfuradoras No. 1 Y 2, será diseñado por el contratista.



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

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

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

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

tuberías será seleccionado por el contratista dependiendo de las características

específicas del efluente esperado.

• Cimentaciones, edificios y estructuras.

Todas las estructuras, edificios y cimentaciones que componen las plantas

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

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

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

recomendaciones del ACI- 318-2005

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

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

La planta contará con la siguiente infraestructura:

• Cuarto satélite de instrumentos

• Oficina, baños y vestidores

• Cobertizo para paquetes de aire de planta y de instrumentos

• Cuarto de control centralizado

Se llevaran a cabo las siguientes cimentaciones:

• Estructural de mochetas



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• Estructural por ampliación de racks de tubería localizados al oeste y

oeste de la planta HDG

• Estructural de puentes y pasos inferiores para tubería

• Drenajes

• Pavimentos

• Urbanización

• Estructural de plataformas de operación y acceso

• Estructural de cobertizos y/o soportes

• Cimentación estructural de cuarto de operadores por la ampliación de la

SE-52 adyacente a casa de bombas 2

• Ampliación de subestación eléctrica No.52 y casa de bombas 2

• Estructural por instalación de una celda en torre de enfriamiento CT-507

y dos bombas de agua de enfriamiento GA-507 D/E.

Se instalará concreto retardante al fuego en la estructura que soporte equipos

como soloaires, tanques de carga, etc. Que garantice al menos 30 min. de

integridad en contacto con el fuego.

En la siguiente tabla se enlistan de manera general los materiales a utilizar en esta

etapa:



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Tabla de materiales a utilizar en la etapa de construcción

Material Etapa Fuente de Suministro

Forma de manejo y traslado

Concreto premezclado Construcción Proveedor Camión revolvedor Acero de refuerzo Fy= 4200kg/cm2

Construcción Proveedor Camión Carga

Acero estructural A-36, A-50 Construcción Proveedor Camión Carga Alambre recocido Construcción Proveedor Camión Carga Madera Construcción Proveedor Camión Carga Agregados pétreos como arena, grava, tezontle y tepetates

Construcción Proveedor Camión Volteo

Agua potable y tratada Construcción Proveedor Tambores y pipas Asfaltos Construcción Proveedor Camión Volteo Aceites automotrices Construcción Proveedor Tambores Cartón Construcción Proveedor Camión Carga Pinturas Construcción Proveedor Tambores Cal en saco Construcción Proveedor Camión carga Cemento en saco Construcción Proveedor Camión carga Yeso en saco Construcción Proveedor Camión carga

II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento

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

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

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

subproductos.

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

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

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



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• Función de la planta desulfuradora de gasolina catalítica No.1

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

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

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

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

almacenamiento y/o directamente de las plantas.



La Planta producirá Gasolina Desulfurada y una corriente de Isoamilenos que

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

Combustible, Gas Ácido y Agua Amarga.


La planta operará 36 meses (mínimo) en forma continua.

• Rendimiento.

El tecnólogo deberá asegurar el máximo rendimiento de gasolina desulfurada

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

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

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

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

índice de octano.



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• Flexibilidad.

La planta se diseñará para procesar 30,000 BPD de una mezcla de gasolinas

provenientes de la planta catalítica FCC-1, con una carga mínima de 18,000 BPD.

La planta tendrá un 10% de sobrediseño.

La planta no debe seguir operando bajo las siguientes condiciones:

• A falla de electricidad.

• A falla de vapor.

• A falla de aire.

• A falla de agua de enfriamiento.

• Condiciones inseguras implícitas en el diseño del licenciador.

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

efectuar un paro ordenado de manera automática.

Todas estas condiciones deberán ser confirmadas mediante los sistemas de

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

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

• Función de la planta desulfuradora de gasolina catalítica No.2

La Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica tiene la función de producir

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

especificaciones como producto final, utilizando como carga una mezcla de

gasolinas proveniente de la Planta Catalítica No. 2 sin tratamiento.



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

almacenamiento y/o directamente de las plantas.



La Planta producirá una corriente de Gasolina Desulfurada e Isoamilenos y

subproductos como Gas Combustible, Gas Ácido y Agua Amarga.


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

• Rendimiento.

El tecnólogo deberá asegurar el máximo rendimiento de gasolina desulfurada

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

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

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

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

índice de octano.

• Flexibilidad.

La planta ha sido diseñada para procesar 30,000 BPD de una mezcla de gasolinas

provenientes de la planta catalítica FCC-2 con una carga mínima de 18,000 BPD.

La planta tendrá un 10% de sobrediseño.

La planta no debe seguir operando bajo las siguientes condiciones:





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• A falla de aire.

• A falla de agua de enfriamiento.


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

efectuar un paro ordenado de forma automática.

Todas estas condiciones deberán ser confirmadas mediante los sistemas de

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

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

• Descripción del proceso

La planta se divide en tres secciones:

• Sección CDHydro

• Sección CDHDS

• Sección del Reactor de Pulido.



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Diagrama esquematizado de flujo del proceso.

Se anexan planos de diagrama de flujo del proceso (anexo13)

A continuación se describe el proceso en cada una de estas secciones:

SECCIÓN CDHYDRO

La función de la columna CDHydro es extraer los mercaptanos livianos, isomerizar

las olefinas livianas a olefinas y maximizar la recuperación de olefinas en el

producto de destilado.

La columna CDHydro /DA-7101) consiste en 37 platos de válvulas, cuatro platos de

chimenea y dos sistemas CDModules®. El sistema CDModule contiene catalizador

dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH.

Estos sistemas facilitan la destilación y reacción simultáneas. El sistema CDModule

inferior realiza las reacciones de tioeterificación. El sistema CDModule superior

realiza las reacciones de hidroisomerización. La hidrogenación selectiva de

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

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



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

CDModule inferior para guiar el flujo de líquido al plato.

Representación gráfica del equipo DA-7101 columna de CDHydro

La nafta FCC de gama completa que viene desde fuera de los límites de la unidad

(OSBL) se filtra a través del filtro de alimentación de nafta (FD-7103/S) y luego se

envía como alimentación a la columna CDHydro (DA-7101) desde el tanque de

compensación de alimentación de CDHydro (FA-7101). La alimentación de nafta se

calienta hasta el punto de burbujeo contra el producto de burbujeo contra el

producto de fondo del estabilizador de nafta en los precalentadores de la

alimentación del CDHydro (EA7101A/B). La nafta caliente se envía como

alimentación al plato 13 de la columna CDHydro. El hidrógeno nuevo y el de reciclo

de envían como alimentación por encima del plato 21.

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

CDHDS proporciona calor al rehervidor lateral de CDHydro (EA-7104). El producto

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

fondo de CDHydro (EA-7103). El flujo de producto de fondo de CDHDS a EA-7103



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se reposiciona mediante un controlador de temperatura en el plato Nº 26 de la

columna CDHydro. El producto de fondo de la columna CDHydro se bombea a la

columna CDHDS (DA-7201). El producto de fondo de la columna CDHydro está en

control de flujo, reposicionado por el controlador de nivel en la fosa de la columna

CDHydro.

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

el condensador de CDHydro (EC-7101). El líquido condensado es separado del

vapor en el tanque de reflujo de CDHydro (FA-7102). El vapor del tanque de reflujo

se somete a enfriamiento posterior contra agua de enfriamiento en el enfriador de

ajuste de vapor de CDHydro (EA-7102). El líquido condensado regresa al tanque

de reflujo, por gravedad, y el vapor restante es enviado al tanque separador del

compresor de gas de reciclo de CDHydro (FA7104). El tanque separador extrae el

líquido atrapado antes de alimentar el vapor al compresos de gas de reciclo de

CDHydro (GB-7301) a través del controlador de presión en el tanque separador del

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

7102/S) bombea el reflujo al tope de la columna CDHydro, a través de los filtros de

reflujo de la columna CDHydro (FD-7101/S). El reflujo está en control de flujo,

reposicionado por el controlador de nivel en el tanque de reflujo.

Cinco platos de válvulas sobre los sistemas CDModules proporcionan una sección

de pasteurización para extraer hidrógeno y otros componentes livianos del

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

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

sobre los sistemas CDModules. El enfriador de aire de producto de LCN (EC-7102)

y el enfriador de ajuste de producto de LCN (EA-7105) enfrían el destilado de

CDHydro hasta la temperatura de límite de la unidad. El producto de destilado está



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en control de flujo reposicionado por el “controlador de reflujo interno” para

asegurar un flujo constante de líquido a los sistemas CDModules. El controlado de

reflujo interno calcula la tasa se extracción de producto, utilizando la tasa de flujo

de reflujo externo, temperaturas y calor latente de evaporación. Se incluyen más

detalles sobre el controlador de reflujo interno en el Manual Supervisorio de

Operaciones (SOM). El producto de LCN es enviado fuera de los límites de la

unidad (OSBL).

SECCIÓN CDHDS

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

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

la saturación de olefinas.

COLUMNA DE CDHDS

La columna CDHDS (DA-7201) contiene hasta ocho sistemas CDModules con

apoyo individual. Cada CDModule contiene catalizador de hidrodesulfuración

dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH. Los

sistemas CDModules están diseñados para proporcionar destilación e

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

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

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

superior, se proporciona una sección de empaque estructurado de alto rendimiento

a la transferencia de calor con el fin de elevar la temperatura de líquido de reflujo,

relativamente frío, a la temperatura de reacción.

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

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



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

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

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

la fosa de la columna CDHDS.

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

la columna CDHDS (FD-7102/S) antes de combinarlos con hidrógeno nuevo y/o de

reciclo. La corriente combinada se precalienta en los intercambiadores de

alimentación de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-7201ª/B/C) antes de ser

alimentada a la columna CDHDS (DA-7201).

Columna de CDHDS.



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La alimentación parcialmente evaporada entra principalmente a la columna

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

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

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

alimentación primaria para transferencia de calor a fin de evaporar los

hidrocarburos livianos de la alimentación.

El homo rehervidor de CDHDS (BA-7201) proporciona el calor requerido por esta

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

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

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

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

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

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

gas combustible al horno.

CIRCUITO DEL REHERVIDOR DE CDHDS

La bomba de circulación del rehervidor de CDHDS (GA-7202/S) mantiene la

circulación del rehervidor. Los productos de fondo de CDHDS obtenidos aguas

debajo de la bomba se utilizan para brindar calor al rehervidor de productos de

fondo de CDHydro (EA-7103), al rehervidor del agotador de H2S (EA-7205), al

rehervidor del estabilizador de nafta (EA-7304) y al calentador de la alimentación

del reactor depurador (EA-7302). Se utiliza una corriente de desvío para ayudar a

equilibrar los circuitos de integración térmica y permitir fluctuaciones de proceso.

Las corrientes que regresen desde los rehervidotes y el calentador de alimentación

se combinan con la corriente de desvío antes de ser distribuidas de manera

uniforme a través de los controladores de flujo entre los pasos de tubos

individuales del horno rehervidor (BA-7201).



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

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

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

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

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

de ensuciamiento.

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

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

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

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

agotador de H2S (DA-7203).

SISTEMA SUPERIOR DE LA COLUMNA CDHDS

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

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

parcialmente y enfriado mediante intercambio de calor de procesos, generación de

vapor y finalmente mediante enfriamiento con aire. Parte de este vapor de tope, en

control de flujo, se utiliza para calentar la corriente de alimentación de CDHDS en

los intercambiadores de alimentación de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-

7201ª/B/C). Otra parte del valor de tope, también en control de flujo, proporciona

calor para la columna CDHDS en el rehervidor lateral de CDHydro (EA-7104). La

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

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

de media presión (EA-7202). El vapor generado es sobrecalentado a través de la

sección de convección del horno BA-7201 antes de ser enviado fuera de los límites

de la unidad (OSBL). El vapor de tope parcialmente condensado de los tres

intercambiadores se mezcla y se somete a condensación adicional en el enfriador



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de producto superior de CDHDS (EC-7203). Luego, el vapor de tope parcialmente

condensado es enviado al tanque de reflujo de CDHDS (FA-7201).

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

La bomba de reflujo de CDHDS (GA-7201/S) bombea el reflujo a la columna

CDHDS a través del filtro de reflujo de CDHDS (FD 7201/S). Una corriente lateral

es retirada en control de flujo, reposicionada por el controlador de nivel FA-7201,

desde la línea de succión de la bomba de reflujo y alimentada al agotador de H2S

(DA-7203) como alimentación “caliente” en el plato 12. El agua sulfurosa de Fa-

7201 se recolecta y enfría en el condensador del agotador de H2S (EC-7202) antes

de enviarse al acumulador de agua sulfurosa (FA-7305).

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

de tope neto de CDHDS (EC-7201) y es enviado al tanque frío de CDHDS (FA-

7202). De proporciona un mecanismo para inyectar agua en las distintas

secciones/compartimientos de EC-7201 según sea necesario para evitar la

acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada en FA-7202 y

enviada al acumulador de agua sulfurosa. El efluente líquido de FA-7202 es

enviado al agotador de H2S (DA-7203) como alimentación fría en el plato 1. El

vapor del tanque frío de CDHDS se somete a enfriamiento adicional en el enfriador

adicional en el venteo del separador frío de CDHDS (EA-7203). El efluente de EA-

7203 se mezcla con el hidrógeno de reciclo desde la sección del reactor depurador

y se envía al tanque separador frío de CDHDS (FA-7203). El líquido separador de

FA-7203 se combina con el líquido del tanque de reflujo de CDHDS antes de servir

de alimentación para el agotador de H2S. El vapor del tanque separador es enviado

al absorbedor de aminas de gas de reciclo de CDHDS (DA-7202).

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

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



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

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

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

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

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

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

de la unidad para se regeneración.

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

absorbedor de mina del gas de reciclo de CDHDS (FA-7204). Cualquier amina

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

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

parte del gas lavado de FA-7204 se purga fuera de los límites de la unidad (OSBL)

a través del enfriador de gas de purga (EA-7303). El resto es enviado al tanque

separador del compresor de gas de reciclo de CDHDS (FA-7206). Al flujo de gas

de purga lo fija un controlador de presión aguas debajo de FA-7204. Un

controlador de presión en el tanque frío de CDHDS (FA-7202) regula la presión del

sistema de la columna CDHDS.

Una pequeña corriente de vapor del tanque separador frío de CDHDS (FA-7203)

pasa por alto al absorbedor de amina para mezclarse con el gas de reciclo en el

tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHDS. La corriente de

desvío se proporciona para mantener aproximadamente 300 ppm por volumen de

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

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

del catalizador de CDHDS. Se proporciona un analizador en línea en el flujo

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



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HIDRÓGENO DE REPOSICION Y DE RECICLO

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

través del tanque separador del compresor elevador de presión de hidrógeno

nuevo (FA-7105) y es comprimido en los compresores de elevación de presión de

hidrógeno nuevo (GA-7102/S) para satisfacer los requerimientos de presión del

proceso. El hidrógeno nuevo, comprimido, se distribuye en control de flujo a la

alimentación de la columna CDHDS, al horno rehervidor de CDHDS y al reactor

depurador. El compresor elevador de presión tiene un control de derrame para

mantener el funcionamiento apropiado. El hidrógeno de reposición sin comprimir de

FA-7105 también es enviado a la columna CDHydro.

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

7206) se recicla de vuelta a la columna CDHDS mediante el compresor de gas de

reciclo de CDHDS (GB-7201). El flujo de gas de reciclo se distribuye, en control de

flujo, a la alimentación de la columna CDHDS y al horno rehervidor de CDHDS. El

compresor de reciclo tiene un control anti variaciones repentinas para mantener el

funcionamiento correcto.

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

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

a la columna CDHDS para distribuir el hidrógeno entre las secciones superior e

inferior de la columna.

AGOTADOR DE H2S

La función del agotador de H2S (DA-7203) es extraer el hidrógeno disuelto,

hidrocarburos livianos y sulfuro de hidrógeno del producto superior de la columna

CDHDS desulfurada. El agotador contiene 34 platos de válvulas. Los líquidos del

tanque de reflujo de CDHDS y del tanque frío CDHDS son alimentados al agotador

de H2S en los platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. El producto neto de fondo de

CDHDS es alimentado a la fosa del agotador de H2S para la recuperación de calor.



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

de fondo de CDHDS a través del rehervidor del agotador de H2S (EA-7205). El

vapor del agotador de H2S se condensa parcialmente y se enfría en el

condensador del agotador de H2S (EC-7202) y se envía al tanque de reflujo del

agotador de H2S (GA-7203/S) retorna líquido desde el tanque de reflujo al agotador

de H2S como reflujo. El reflujo está en control de flujo, que se reposiciona mediante

el nivel en el tanque de reflujo y la señal se trasmite en cascada el controlador de

flujo que regula la tasa de circulación de productos de fondo de CDHDS a través el

rehervidor del agotador de H2S.

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

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

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

sulfuros (EA-7204). El líquido condensado regresa al tanque de reflujo, por

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

(DA-7302). El sulfuro de hidrógeno en el vapor se reduce a 20ppm por volumen o

menos, lavando el gas contra la corriente con una solución de mina pobre. El

absorbedor tiene dos lechos de empaque al azar para promover el contacto gas-

líquido y un distribuidor de líquido en el tope de cada lecho para distribuir de

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

fondo del absorbedor es enviada fuera de los límites de la unidad para su

regeneración. El gas lavado del absorbedor de amina del gas de venteo (FA-7304).

Desde el tanque separador, el gas lavado se mezcal con el gas purgado de FA-

7204. La corriente de purga combinada se enfría en el enfriador de gas de purga

(EA-7303) antes de ser enviada al sistema de gas combustible fuera de los límites

de la unidad (OSBL).

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

sulfuroso desde el absorbedor de amina del gas de venteo (DA-7302). El producto



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de fondo del agotador de H2S se bombea al rector depurador a través de la bomba

de alimentación del reactor depurador (GA-7204/S).

SECCIÓN DEL REACTOR DEPURADOR

La función del reactor depurador (DC-7301) es reducir el azufre en la gasolina

hasta el nivel exigido para el producto.

REACTOR DEPURADOR

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

el hidrógeno nuevo comprimido y se calienta en los intercambiadores de

alimentación /efluente del reactor depurador (EA-7301 A/B) y en el calentador de

alimentación del reactor depurador (EA-7302). Se proporciona reciclo de los

productos de fondo del estabilizador para diluir la alimentación del reactor

depurador cuando la concentración de azufre en los producto de fondo del

agotador de H2S sea alta. El controlador de temperatura de alimentación del

reactor depurador reposiciona el flujo de circulación de los productos de fondo de

CDHDS a EA-7302.

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

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

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

(FA-7301). El líquido del tanque se alimenta a la columna estabilizadora de nafta

(DA-7301) en el plato 12. El vapor del tanque caliente se condensa parcialmente

en el condensador de vapor caliente del reactor depurador (EC-7301) y se envía al

tanque frío de efluente del reactor depurador (FA-7302). Se proporciona un

mecanismo para inyectar agua en las distintas secciones/compartimientos de EC-

7301 según sea necesario para evitar la acumulación de sales de amonio. El agua

inyectada es separada en FA-7302 y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El

efluente líquido de FA-7302 se encía como alimentación al plato superior de la

columna estabilizadora de nafta y el efluente de vapor de FA-7302 se enfría



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adicionalmente en el enfriador de ajuste de vapor del reactor depurador /EA-7306).

El líquido condensado de EA-7306 regresa al tanque frío, por gravedad, y el vapor

restante que contiene mayormente hidrógeno es enviado al tanque separador frío

de CDHDS en control de presión.

ESTABILIZADOR DE NAFTA

La columna estabilizadora de nafta (DA-7301) consiste en 34 platos de válvulas.

Los líquidos de los tanques caliente y frío del reactor depurador se alimentan a los

platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. Estas corrientes contiene hidrocarburos

livianos, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno extraídos en el estabilizador. El gas de

venteo desde el compreso de gas de reciclo de CDHydro se envía como

alimentación al plato Nº 30 a fin de recuperar el hidrocarburo antes de ser purgado

junto con el gas sulfuroso desde la parte superior del estabilizador. Los productos

de fondo de CDHDS proporcionan calor al circular en el rehervidor del estabilizador

de nafta (EA-7304). El vapor de tope del estabilizador de nafta se condensa

parcialmente el condensador de estabilizador de nafta (EC-7302) y se envía al

tanque de reflujo del estabilizador de nafta (FA-7303). El gas de venteo sulfuroso

del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al condensador de ajuste de gas

sulfuroso (ES-7204). El líquido del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al

condensador de ajuste de gas sulfuroso (ES-7204). El líquido del tanque de reflujo

se envía de regreso al estabilizador como reflujo mediante la bomba de reflujo del

estabilizador (GA-7301/S). El reflujo está en control de flujo y se reposiciona

mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal se transmite en cascada al

controlador de flujo que regula la tasa de circulación de productos de fondo de

CDHDS a través del rehervidos del estabilizador de nafta.

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

fondo del estabilizador (GA-7302/S) y enfriado mediante los precalentadores de

alimentación de CDHydro (EA-7101 A/B/C) el enfriador de producto estabilizado de



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nafta catalítica pesada (HCN) (EC-7303) y el enfriador de ajuste de productos

estabilizado de nafta catalítica pesada (EA-7305). El producto estabilizado de nafta

catalítica pesada (HCN) se envía fuera de los límites de la unidad (OSBL). La

bomba de reciclo de productos de fondo del estabilizador (GA-7303/S) bombea los

productos de fondo del estabilizador reciclados a la alimentación del reactor

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

presión con la columna del agotador de H2S.

ACUMULADOR DE AGUA SULFUROSA

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

de Fa-7201, se recolecta en el acumulador de agua sulfurosa (FA-7305). El

acumulador se vacía en forma intermitente fuera de los límites de la unidad (OSBL)

mediante la bomba de agua sulfurosa (GA-7304/S).

II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto

Como obras asociadas al proyecto mencionaremos los servicios auxiliares

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

requiera de obras para equipos nuevos se especificará.

PEMEX-Refinación proporcionará todos los servicios principales. Todas las

corrientes de servicios auxiliares deberán contar con doble válvula de bloqueo y

sistema de purga intermedio para lograr una entrega y recepción segura en cada

línea en límite de batería.

• Vapor

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

Refinería.



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Tabla de Vapor de Alta presión en Límite de batería.

Min. Normal Máximo (diseño)

Presión, kg/cm2 man 56.0 60.0 68.5 Temperatura °C 460 482 500 Calidad Sobrecalentado

Tabla de Vapor de Media presión en Límite de batería.

Min. Normal Máximo (diseño)

Presión, kg/cm2 man 15.0 17.0 24.0 Temperatura °C 250 270 375.0 Calidad Sobrecalentado

La línea de proyecto de producción y suministro de Vapor de Media Presión de y a

las plantas ULSG-1 y ULSG-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas

8”-MS-77001-B1A-H de ULSG-1 y 8”-MS-87001-B1A-H de ULSG-2, las cuales se

deben integrar en un solo cabezal para interconectarse en la línea existente de 20”

Ø localizada en el rack de tuberías del área del Complejo HDR al norte de la torre

de enfriamiento CT-503 “Tie-in” 44. De esta línea existente se debe suministrar,

mediante una línea nueva, el vapor de media presión requerido por el quemador

elevado nuevo, que dará servicio a las ULSG-1 y ULSG-2

Los consumos de vapor de media presión, se deben establecer de acuerdo a los

requerimientos indicados en la Ingeniería Básica del Licenciador, los

requerimientos y ajustes que él mismo determine durante el desarrollo de la

Ingeniería de Detalle, y verificar los diámetros de las líneas determinadas por

CDTECH en su ingeniería. Asimismo de los consumos del quemador elevado

nuevo.



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Tabla de Vapor de Baja presión en Límite de batería.

Min. Normal Maximo (diseño)

Presión, kg/cm2 man 3.0 3.5 10.5 Temperatura °C 130 140 288.0 Calidad Saturado Disponibilidad La requerida

La línea de proyecto de Vapor de Baja Presión a las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y

URA-1 y URA-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 6”-LS-77001-

A1A-H de ULSG-1 y 6”-LS-87001-A1A-H de ULSG-2, las cuales se deben integrar

en un solo cabezal para integrarse en la línea existente de 30” Ø localizada en el

rack de tuberías, en la esquina noreste de las calles 110 y 119ª.

Se deberán definir los consumos y/o aportaciones de vapor de baja presión, de

acuerdo a los requerimientos establecidos en la Ingeniería Básica del Licenciador,

los requerimientos y ajustes que él mismo determine durante el desarrollo de la

Ingeniería de Detalle y los consumos que determine para las Unidades

Regeneradoras de Amina, y verificar los diámetros de las líneas determinadas por

CDTECH en su ingeniería.

• Condensado

a) Condensado limpio.

La línea de proyecto de condensado limpio de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, sus

URA-1 y URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones, se debe

integrar a la línea existente 4”-CL-12601D-A2A localizada en el rack de tuberías del

área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 51. Se debe integrar en

el LB de las Plantas a las líneas 4”-LC-77002-A1A-P de la ULSG-1 y a la 4”-LC-

87002-A1A-P de la ULSG-2, a través del sistema de recuperación de condensado.



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Como parte del proyecto, se deben definir los flujos y condiciones de operación de

esta línea, durante el desarrollo de la Ingeniería correspondiente.

b) Condensado aceitoso.

La línea de proyecto de condensado aceitoso de las Plantas URA-1 y URA-2, se

debe integrar a la línea existente 6”-CB-12601E-A2A localizada en el rack de

tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 49. Se debe

integrar en el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a la línea que sale del sistema

de recuperación de condensado.

Se deben definir los flujos y condiciones de operación de esta línea, durante el

desarrollo de la Ingeniería correspondiente.

• Agua de enfriamiento

Las líneas de proyecto de suministro y retorno de agua de enfriamiento se deben

integrar de la ampliación de la torre de enfriamiento CT-507 C (una celda y su

sistema de bombeo), a y de las plantas ULSG-1 y ULSG-2, URA-1 y URA-2 y sus

instalaciones complementarias; se deben interconectar a las plantas en las líneas

16”-CWS-77001-H1A-N y 16”-CWR-77001-H1A-N de CDTECH.

Como parte del desarrollo del proyecto, se deben determinar y definir las

condiciones de operación (flujo y presión), durante el desarrollo de la Ingeniería de

Detalle, de forma que se cumpla con los requerimientos establecidos por el

Licenciador en la Ingeniería Básica y los consumos que determine para las

Unidades Regeneradoras de Aminas y las instalaciones complementarias y

edificaciones.

Para asegurar que el Agua de Enfriamiento se distribuya en forma adecuada y

suficiente hacia todos los equipos de proceso dentro de L.B. de las plantas; se



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deben realizar los estudios hidráulicos necesarios. Asimismo se debe incluir el

diseño e instalación (en caso de requerirse), de las bridas de orificio de flujo

necesarias en las tuberías para asegurar la correcta distribución de agua de

enfriamiento (en flujo y presión) hacia todos los equipos, de acuerdo a la

localización y elevación de cada uno de ellos.

• Agua desmineralizada

La línea de proyecto del requerimiento de agua de proceso de las Plantas ULSG-1

y ULSG-2 y URA-1 y URA-2, su origen se debe integrar en la línea existente 4”-

APR-13401-A2A localizada en el rack de tuberías del área de la Planta

Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 46. Se debe integrar en el LB de las

Plantas a las líneas 3”-DW-77001-H1A-N de ULSG-1 y 3”-DW-87001-H1A-N de

ULSG-2.

Se deben definir las condiciones de operación, para que el suministro del servicio

cumpla con las condiciones establecidas por el Licenciador en la Ingeniería Básica

y los consumos que determine para las Unidades Regeneradoras de Aminas.

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

se suministrará a límite de batería.

Tabla de Condiciones en límites de batería.

Condiciones en Límites de Batería Presión kg/cm2 man 9 Temperatura °C 60 PH 7.0-7.5 Cloruros, ppm peso 0.0 Sílice SiO2, ppm Menor a 1 Conductividad, mmhos/cm 5.0 max Disponibilidad La requerida



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• Agua de alimentación a calderas.

La línea de proyecto del requerimiento de agua de alimentación a calderetas de las

Plantas ULSG-1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 6”-AT-

12605-D3A-H-64 localizada en el rack de tuberías del área de la Planta

Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 50. Se debe integrar en el LB de las

Plantas a las líneas 4”-BW-77001-D1A-H de ULSG-1 y 4”-BW-87001-D1A-H de

ULSG-2.

Se deben definir las condiciones de operación, para que el suministro del agua de

alimentación a calderetas cumpla con las condiciones establecidas por el

Licenciador en la Ingeniería Básica y los consumos que determine para las

Unidades Regeneradoras de Aminas.

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

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

40 Diseño

54 Temperatura °C 116 135 pH 7.0-7.5 Cloruros, ppm peso 0.0 Sílice SiO2, ppm Menor a 1 Conductividad, mmhos/cm 5.0 max Disponibilidad La requerida

a. Para estos servicios se proporcionará agua desaireada y desmineralizada a las condiciones especificadas

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

• Agua para servicios y usos sanitarios

La línea de proyecto del requerimiento de agua de servicios de las Plantas ULSG-1

y ULSG-2, URA-1 y URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones, su

origen se debe integrar en la línea existente 3”-AD-13401-A2A localizada en el rack



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de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 47. Se

debe integrar en el LB de las Plantas a las líneas 3”-UW-77001-H1A-N y 3”-DW-

77001-H1A-N de ULSG-1 y 3”-UW-87001-H1A-N y 3”-DW-87001-H1A-N de ULSG-

2.

Para garantizar la operación eficiente del sistema, se deben definir los consumos y

requerimientos de agua de servicios de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, sus URA-1

y URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones.

• Aire de instrumentos.

Los sistemas de aire de instrumentos y de planta serán suministrados por un

compresor de aire con capacidad suficiente para satisfacer las necesidades de las

plantas este servicio será proporcionado por la red de la Refinería.

La línea de suministro de Aire de Instrumentos de Respaldo, debe integrarse en la

línea existente 6”-AI-13601-H2X localizada en el rack a la salida de la Planta

Isomerizadora y la cual tiene su origen en la red de la Refinería.

• Gas combustible

La línea de proyecto de Gas Combustible para consumo de las Plantas ULSG-1 y

ULSG-2, se debe integrar en la línea existente 10”-GC-12701A-A4A localizada en

el rack de tuberías del área de la Planta de Isomerización de Butanos “Tie-in” 14.

Se debe integrar en el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a las líneas 4”-FG-

77001-A1A-N (en ULSG-1) y 4”-FG-87001-A1A-N (en ULSG-2).

En LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, el requerimiento de Gas Combustible

Consumo debe ser de acuerdo con lo indicado en la Ingeniería Básica (presión de

4.4 Kg/cm2 y temperatura de 25° C), por lo que se deben determinar las

condiciones existentes en el punto de integración de este servicio, debiendo tomar



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en cuenta que la línea existente de 10” Ø viene del cabezal de distribución de gas

combustible que sale del tanque TH-2000A, que alimenta actualmente a las

Plantas de Isomerización de Butanos e Hidrodesulfuradora de Gasóleos, y de

proyecto, a las ULSG-1 y ULSG-2 y al quemador elevado nuevo.

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

características:

Tabla de Características del gas combustible.

Propiedad Especificación o valor típico Presió (kg/cm2 man) 4.4 Temperatura (°C) 25 LHV (BTU/SCF) 860 Gravedad específica (referida al aire) 0.62 Peso molecular 18.06 Composición %mol Hidrógeno 40.73 Metano 32.51 Etano 14.88 Etileno 0.66 H2s 0.05 Propileno 0.13 Propano 9.10 i-Butano 3.15 Butano y pesados 2.78 Total 100.00

• Gasolina catalítica de FCC-1 vía planta TAME a planta U-7000

La línea establecida de proyecto, tiene su origen en la línea de 8” Ø existente

localizada en la Planta TAME de donde se debe continuar el suministro de la

Gasolina Catalítica proveniente de la planta Catalítica No. 1 (FCC-1) hacia la

Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica No. 1 (ULSG-1) en donde se debe

conectar en el límite de batería con la línea 8”-P-77001-A1WR-H de CDTECH. El



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Contratista debe tomar en cuenta en su diseño la trayectoria de la tubería existente

desde la FCC-1 hasta la planta TAME.

La línea manejará un gasto normal de 30,000 BPD y un gasto de diseño de 33,000

BPD (10% de la capacidad de la planta) de Gasolina Catalítica proveniente de la

Planta FCC-1, la presión de salida es de 7.7 Kg/cm2 con una temperatura de 32°

C. En límite de batería de la Planta ULSG-1, la gasolina catalítica amarga debe

llegar a una presión mínima de 3.0 Kg/cm2, asimismo en esta línea se debe

interconectar la línea proveniente de la planta FCC-2. Para el manejo de gasolinas,

el criterio de velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.

• Gasolina catalítica de FCC-2 a planta U-8000.

La línea de proyecto tiene su origen en la brida de 8” Ø existente localizada a la

salida de los cambiadores de calor 121-C1 y 121-C2 de la planta Catalítica No. 2

(FCC-2), donde se debe hacer la interconexión; a esta tubería se conectan también

las líneas existentes 6”-P1207-1P1 que va a la válvula de control FV-253 y la

tubería de 4”-P-1209-1P1 que va a las bombas 125J/JA existentes; de aquí se

suministra la Gasolina Catalítica a la Planta ULSG-2, conectándose en el límite de

batería con la línea 8”-P-87001-A1WR-H de CDTECH.



Planta FCC-2. La presión a la salida de la Planta Catalítica es de 6.1 Kg/cm2 con

una temperatura de 32° C. En límite de batería de la Planta ULSG-2, se debe llegar

a una presión mínima de 3.0 Kg/cm2, asimismo en esta línea se debe interconectar

la línea proveniente de la planta FCC-1. Para el manejo de gasolinas, el criterio de

velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.



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• Gasolina fuera de especificación ligera y pesada de ULSG-1

Las Gasolinas Fuera de Especificación Ligera (LCN) y Pesada (HCN) producidas

en la Planta ULSG-1, deben ser enviadas a los tanques TV-15 y TV-16. Estas

líneas tienen su origen en el Límite de Batería (LB) de la Planta ULSG-1 por medio

de las líneas 4”-P-71060-A1D-N de LCN y 6”-P-73037-B1D-N de HCN, y ambas

líneas se deben integrar en un solo cabezal, al cual se deben integrar las líneas

siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-2, y las líneas de Rechazo

de Carga de las ULSG-1 y ULSG-2, para su envío a los tanques TV-15 y TV-16.


BPD, y la presión disponible en el LB de la Planta ULSG-1 es de 5.0 Kg/cm2 con

una temperatura de 38° C (de acuerdo a la Ingeniería Básica del Licenciador).

• Gasolina fuera de especificación ligera y pesada de ULSG-2

Las Gasolinas Fuera de Especificación Ligera (LCN) y Pesada (HCN) producidas

en la Planta ULSG-2, deben ser enviadas a los tanques TV-15 y TV-16. Estas

líneas tienen su origen en el Límite de Batería (LB) de la Planta ULSG-2 por medio

de las líneas 4”-P-81060-A1D-N de LCN y 6”-P-83037-B1D-N de HCN, y ambas

líneas se deben integrar en un solo cabezal, al cual se deben integrar las líneas

siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-1, y las líneas de Rechazo

de Carga de las ULSG-1 y ULSG-2, para su envío a los tanques TV-15 y TV-16.


BPD, y la presión disponible en el LB de la Planta ULSG-2 es de 5.0 Kg/cm2 con

una temperatura de 38° C.

• Gasolina catalítica desulfurada ligera y pesada de ULSG-1 a planta

TAME.



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La línea de proyecto tiene su origen después del LB de la Planta ULSG-1, a partir

de las líneas 4”-P-71059-A1D-N de Gasolina Ligera (LCN) y 6”-P-73032-B1D-N de

Gasolina Pesada (HCN), producidas en la Planta ULSG-1, las cuales se deben

integrar en un solo cabezal para su envío a la planta TAME, interconectándose en

la línea existente de 8” Ø que alimenta al Tanque de Carga de la Torre

Depentanizadora 01-F-208. Esta línea maneja el total de Gasolinas Ligera y

Pesada producidas en la ULSG-1; en LB, a esta línea se debe interconectar la

línea de producto de la planta ULSG-2. La presión disponible en el límite de batería

de la planta para las dos líneas es de 5.0 Kg/cm2 a una temperatura de 38°C. La

presión mínima a la que se debe entregar en el punto de interconexión en la Planta

TAME es de 3.0 Kg/cm2. La velocidad del fluido en la tubería no debe exceder de

7.0 pies/seg.

• Gasolina catalítica desulfurada ligera y pesada de ULSG-2 a Planta

FCC-2.

La línea de proyecto tiene su origen después del LB de la Planta ULSG-2, a partir

de las líneas 4”-P-81059-A1D-N de Gasolina Ligera (LCN) y 6”-P-83032-B1D-N de


integrar en un solo cabezal para su envío a la planta FCC-2 al tanque de balance

nuevo de proyecto FA-1, que forma parte de la Adecuación de carga a la planta

TAME en la Torre Depentanizadora 110 E.

Esta línea maneja el total de Gasolinas Ligera y Pesada producidas en la ULSG-2;

en LB, a esta línea se debe interconectar la línea de producto de la planta ULSG-

1. La presión disponible en el límite de batería de la planta para las dos líneas es

de 5.0 Kg/cm2 a una temperatura de 38° C (de acuerdo a la Ingeniería Básica del

Licenciador). La presión mínima a la que se debe entregar en el punto de



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interconexión en la Planta FCC-2 es de 3.0 Kg/cm2. La velocidad del fluido en la

tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.

• Gasolina catalítica desulfurada pesada de planta TAME al pool de

gasolinas.

La gasolina pesada de los fondos de la columna Depentanizadora de la FCC-1,

localizada en la planta TAME se debe enviar a los tanques de almacenamiento del

pool de gasolinas efectuando las integraciones siguientes:

Interconexión en la línea de 6” existente, que sale de la planta TAME, con línea

nueva de proyecto a los tanques existentes TV-60, TV-61, TV-106, TV-107, TV-

108, TV-109, TV-110, TV-111 y TV-112;

Interconexión en la línea de 6” de diámetro existente, que sale de la planta TAME,

con línea nueva de proyecto a los tanques existentes TV-35, TV-36, TV-37, TV-38

y TV-39

• Gasolina catalítica desulfurada pesada de planta FCC-2 a pool de

gasolinas.

La gasolina pesada de los fondos de la torre depentanizadora 110 E de la Planta

FCC-2, se debe enviar a los tanques de almacenamiento del pool de gasolinas (14

Tanques) a través de la línea existente 6”-P-1207-1P1, corriente arriba de la

válvula de control de flujo FV-253. Se deberán realizar todas las integraciones

necesarias, dentro de límite de batería de la FCC-2, así como también adecuar las

corrientes a las condiciones necesarias para el envío a almacenamiento de esta

gasolina.



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• Gasolina de rechazo de ULSG-1 a tanques TV-15 Y TV-16.

La línea de proyecto tiene su origen en el LB de la Planta ULSG-1, en la línea 8”-P-

71009-A1WR-H de CDTECH, y debe tener la capacidad de manejar el flujo total de

gasolina catalítica amarga de FCC-1 de 33,000 BPD de diseño; para el cálculo

hidráulico de la línea se debe considerar la presión de salida de la FCC-1 de 7.7

kg/cm2 a 32° C, vía la planta TAME, y de la ULSG-1 a los tanques TV-15 y TV-16

para llegar a las condiciones adecuadas de presión y flujo, a esta línea se deben

integrar las líneas siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-1 y ULSG-

2, y la línea de Rechazo de Carga de la ULSG-2.

• Gasolina de rechazo de ULSG-2 a tanques TV-15 Y TV-16





kg/cm2 a 32° C, y de la ULSG-1 a los tanques TV-15 y TV-16 para llegar a las

condiciones adecuadas de presión y flujo, a esta línea se deben integrar las líneas

siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-1 y ULSG-2, y la línea de

Rechazo de Carga de la ULSG-1.

• Hidrógeno de baja presión a ULSG-1 y ULSG-2.

La línea de proyecto de suministro de Hidrógeno de Baja Presión (9 Kg/cm2) a las

Plantas ULSG-1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 14”-

HDB-511-1P5 que proviene de la red de Hidrógeno de la Planta Reformadora de

Naftas No. 1 (U-500-1), el “Tie in” se localiza en el LB de la Planta Endulzadora de

Hidrógeno en el Complejo HDR. Se debe integrar en el LB de las Plantas ULSG-1



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y ULSG-2 a las líneas 8”-HG-77001-A1E-N (U-7000) y 8”-HG-87001-A1E-N (U-

8000).

La presión requerida del Hidrógeno de Baja Presión en LB es de 8.0 Kg/cm2 y la

presión disponible en el punto de interconexión es de 10.0 Kg/cm2 a 38° C de

temperatura, el flujo de diseño es de 6,442.6 kg/hr. La velocidad máxima permisible

debe ser de 67 pies/seg.

• Hidrógeno de alta presión a ULSG-1 y ULSG-2.

a línea de proyecto de Hidrógeno de Alta Presión (19 Kg/cm2) a las Plantas ULSG-

1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 10”-GH-8906-B1E que

proviene de la planta de hidrógeno en el Complejo HDR, el “Tie in” se localiza en el

rack de tuberías, en la esquina noroeste de las calles 109 y 110. Se debe integrar

en el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a las líneas 4”-HG-77002-B1E-N (U-

7000) y 4”-HG-87002-B1E-N (U-8000).

La presión disponible en el punto de integración es de 20.0 Kg/cm2 y la

temperatura de 38° C. La presión mínima requerida en LB de las Plantas ULSG-1 y

ULSG-2 es de 19.0 Kg/cm2, el flujo de diseño es de 1,655 Kg/h, el peso molecular

es de 2.15 g/gmol. La velocidad máxima permisible en la línea es de 67 pies/seg.

• Gasolina catalítica amarga de TV-15 y TV-16 a casa de bombas No.2.

La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga de los tanques TV-15 y TV-16

a la succión de las bombas nuevas BA-1128, BA-1129 y BA-1129 R, se debe

integrar en la línea de succión existente de 18” de diámetro prolongando el

cabezal de succión enfrente de las bombas para instalar su derivación a cada una

de las bombas, para enviarse como carga fría a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2. El

flujo de diseño es de 66,000 BPD (33,000 BPD por cada bomba para cada planta).



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• Gasolina catalítica amarga de casa de bombas No. 2 a ULSG-1 y

ULSG-2.

La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga de las bombas nuevas BA-

1128, BA-1129 y BA-1129 R a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 como carga fría, se

debe diseñar mediante un flujo de diseño de 66,000 BPD (33,000 BPD por cada

bomba para cada planta), integrándose en LB a las líneas 8”-P-77001-A1WR-H en

ULSG-1 y 8”-P-87001-A1WR-H en ULSG-2.

• Gasolina producto de tanques TV-60 y TV-61 a casa de bombas No.2.

La línea de proyecto de Gasolina Producto de los tanques TV-60 y TV-61 a la

succión de las bombas existentes BA-1211A, BA-1211B y BA-1211C, es un

cabezal nuevo de proyecto, el cual se debe diseñar para un flujo de 2,400 GPM,

para enviarse a mezclado de gasolinas existente.

• Aceite recuperado de ULSG-1 y ULSG-2.

La línea de proyecto de aceite recuperado tiene su origen después del LB de las

Plantas ULSG-1 y ULSG-2, a la que se deben integrar entre otras, las líneas de los

siguientes servicios:

A) Recuperado del separador API.

B) Recuperado del tanque de desfogues.

C) Recuperado del sistema de purgas y vaciado de equipo.

Esta línea se debe integrar en la línea existente 6”-AREC-14301-A3A localizada en

el rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, que

envía el aceite slop generado en esta unidad a los Tanques de Slop (existentes)

TV-64 y TV-65 “Tie-in” 30. Debiéndose determinar el flujo producido y las



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condiciones de operación para el envío y entrega del aceite recuperado a los

Tanques TV-64 y TV-65.

• Gasolina hidrodesulfurada de casa de bombas No. 1 a ULSG-1 y

ULSG-2.

La línea de proyecto debe integrase en la línea de descarga de cada una de las

bombas existentes BA-1216 A/B en la brida ciega de 2” Ø existente “Tie-in” 31 A/B,

localizadas en la casa de bombas No. 1, con un volumen requerido de 3,400

barriles para el servicio de descerado de catalizador de la columna CDHydro en

cada una de las plantas ULSG-1 y ULSG-2; en LB se debe conectar con las líneas

de cada una de las plantas 6”-P-77004-A1C-N en ULSG-1 y 6”-P-87004-A1C-N en

ULSG-2.

Las características de las bombas BA-1216 A/B son:

Flujo: 20.4 m3/h (90 GPM c/u.)

Presión de descarga: 17.6 kg/cm2 (250 psig)

Se deberán definir las condiciones de alimentación para cumplir con los

requerimientos del Licenciador, garantizando el adecuado envío de gasolina a las

Plantas ULSG-1 y ULSG-2, en la etapa de pre arranque de las unidades. La


• Diesel desulfurado de casa de bombas No. 1 a ULSG-1 y ULSG-2.

La línea de proyecto debe integrase en la esquina de las calles 110 y 109 en la

válvula de 2” Ø que sale de la línea de 12” Ø de descarga de las bombas

existentes BA-1208 D/E/F “Tie-in” 32, localizada en la casa de bombas No. 1, con

un volumen requerido de 4,100 barriles para el servicio de secado y procedimiento



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de sulfhidrado de catalizador de la columna CDHDS y el reactor en cada una de las

plantas ULSG-1 y ULSG-2; en LB se debe conectar con las líneas de cada una de

las unidades 6”-P-77003-B1H-H en ULSG-1 y 6”-P-87003-B1H-H en ULSG-2.

Las características de las bombas BA-1208 D/E/F son:

Flujo: 650 GPM

Presión de descarga: 272 Pies

Se deberá definir las condiciones de alimentación para cumplir con los

requerimientos del Licenciador, garantizando el adecuado envío de diesel a las



• Gas ácido de las Unidades Regeneradoras de Amina 1 y 2 a la Planta de

Azufre No. 5.

La línea de proyecto se debe integrar en la línea existente 12”-GA-1301-A14AR-

T64 localizada en el rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de

Gasóleos “Tie-in” 15, que conduce el gas ácido a la planta de azufre No. 5 en el

complejo HDR.

Como parte de las actividades se debe definir el flujo, presión, temperatura y

composición del gas ácido que se produce en las Unidades Regeneradoras de

Amina No. 1 y 2 (URA-1 y URA-2), de acuerdo con la tecnología y el proceso para

las mismas, de manera que verifique el punto de interconexión definido y que

llegue con la presión requerida en la planta de azufre No. 5.



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• Agua amarga de ULSG-1 y ULSG-2 a TV-01.

La línea de proyecto de agua amarga producida en las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y

URA-1 y URA-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 3”-AW-77001-

A1WR-P de ULSG-1 y 3”-AW-87001-A1WR-P de ULSG-2, las cuales se deben

integrar en un solo cabezal para su envío a la planta de tratamiento de aguas

amargas No. 5, y se debe interconectar en la línea existente 4”-AA-12601F-A14R

localizada en el rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de

Gasóleos .

Las condiciones de operación de estas líneas se deben definir en base a lo

establecido en la Ingeniería Básica de las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y URA-1 y

URA-2, y las condiciones requeridas en el punto de integración y entrega en el

tanque TV-01 localizado en el área de la planta de aguas amargas No. 5; así

mismo se debe tomar en cuenta que la línea a la que se debe integrar maneja las

aguas amargas producidas en la planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos,

debiéndose realizar el diseño hidráulico de esta línea de forma que se garantice el

adecuado flujo de las corrientes que se integrarán a éste cabezal.

• Unidades regeneradoras de amina

En virtud del alto contenido de ácido sulfhídrico (H2S) en las corrientes del gas de

recirculación en el absorbedor de gas de la Columna CDHDS (DA-202) y del gas

de venteo del Absorbedor de Amina (DA-302), se utilizará el proceso de MDEA que

se aplica comúnmente para el endulzamiento o eliminación del H2S mediante el

lavado a contracorriente con una solución de MDEA pobre (MDEA regenerada). La

efectividad de cualquier amina para absorber gases ácidos se debe a la alcalinidad

de la solución, por lo que posteriormente la solución de MDEA con H2S (MDEA

rica) desorberá el ácido sulfhídrico mediante un proceso de regeneración de amina.



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La solución de MDEA rica obtenida por el lavado de los gases de recirculación y de

venteo, se envía a regenerar con la finalidad de obtener una corriente de MDEA

pobre, la cual se recircula en circuito cerrado para reiniciar el lavado; como

subproducto de esta etapa se obtiene una corriente de gas ácido, la cual se debe

enviar como carga a la Planta de Azufre No. 5 existente. Para que el gas ácido

pueda ser enviado a la planta de azufre, éste debe tener una pureza mínima de

H2S del 97 % mol, con un contenido máximo de 0.3 % mol de Hidrocarburos; por lo

que el Contratista en su diseño debe garantizar que el gas ácido producto cumpla

con estas concentraciones.

La solución de MDEA rica procedente de la Sección Absorbedora de Amina del

Gas de Recirculación de la Columna CDHDS (DA-202), y del Absorbedor de Amina

del Gas de Venteo (DA-302) de las plantas ULSG’s, se recibe en la Unidad

Regeneradora de Amina a una presión de 5.0 kg/cm² man y 46 / 52 °C de

temperatura (normal / máxima), esta corriente se debe enviar a un tanque

separador de DEA rica, donde se tiene una mezcla en dos fases (vapor y líquido);

la fase vapor, constituida por hidrocarburos ligeros y H2S, se debe enviar a

desfogue mediante un control de presión en rango dividido con la corriente de

presurización con nitrógeno. Por su parte, la fase líquida constituida por dos

líquidos inmiscibles (hidrocarburos pesados y solución de MDEA rica) se debe

separar en el tanque, de forma que los hidrocarburos arrastrados sean separados.

La solución de amina rica e hidrocarburo empieza a llenar el primer compartimiento

del tanque separador y a través de la línea que actúa como vaso comunicante se

envía MDEA rica al tercer compartimiento; el tubo a través del cual ingresa la

MDEA rica al tercer compartimiento tiene su salida hacia este compartimiento a

una altura tal que permite la separación de hidrocarburo y solución de MDEA rica;

el hidrocarburo separado ascenderá por encima de la solución de MDEA rica que

se aloja en el primer compartimiento y empezará a derramarse en el



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compartimiento intermedio cuando su nivel rebase la altura de la mampara; así

mismo, la solución de MDEA rica empezará a derramarse en el tercer

compartimiento cuando su nivel en el primer compartimiento rebase la altura del

tubo a través del cual la MDEA rica entra al tercer compartimiento.

Los hidrocarburos líquidos separados deben enviarse a “slop” mediante dos

bombas (una en operación y otra de relevo), que deben operar en forma

automática a control de nivel.

La fase líquida de MDEA rica es extraída del recipiente a control de nivel del

separador, mediante dos bombas (operación y relevo) para elevar la presión; de

esta forma la solución de MDEA rica se debe enviar a un intercambiador de MDEA

Rica / MDEA Pobre (lado tubos, para minimizar problemas de corrosión) con el

producto de fondos de la regeneradora de MDEA (lado coraza); es necesario que

la MDEA rica llegue precalentada a la regeneradora y gracias al calentamiento

proporcionado por el intercambiador se eleva su temperatura y a la vez se tenga

recuperación de calor.

Una vez precalentada la MDEA rica se debe alimentar a la torre regeneradora. La

finalidad de la regeneradora es separar por el domo la corriente de gas ácido (H2S)

mediante calor que se debe suministrar en el rehervidor de la regeneradora, al

subir la temperatura de la amina, y por los fondos se obtendrá una solución de

MDEA pobre. En la parte superior de esta torre se debe lavar el gas ácido que

debe enviarse a la planta de azufre, al mismo tiempo que se evitan pérdidas de

MDEA. En el diseño se debe tener especial cuidado en la temperatura del fondo de

la torre para evitar la degradación de la amina y tener problemas de corrosión.

La corriente de salida del domo de la torre se debe enfriar en dos etapas; en la

primera etapa se debe utilizar el Primer Condensador tipo aeroenfriador, y para la

segunda etapa se debe utilizar agua de enfriamiento en un Segundo Condensador



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donde desciende la temperatura a las condiciones requeridas por el proceso y para

el envío del gas ácido a la planta de azufre, verificando la presión de entrada

requerida en dicha planta.

La temperatura de condensación se debe regular mediante un control de

temperatura que reciba señal de la línea de proceso efluente del aeroenfriador, la

cual debe actuar modificando el ángulo de ataque de las aspas del ventilador,

modificando así el paso del aire a través del haz de tubos. Para proteger a los

equipos periféricos del regenerador se debe contar con un sistema de inyección de

inhibidor de corrosión en la línea de vapores del domo de la torre regeneradora.

La mezcla que sale del condensador (lado coraza) se debe enviar a un tanque

acumulador de la regeneradora, donde se deben separar las fases líquido y vapor,

además de que este tanque se debe diseñar de forma que se tenga separación de

líquido–vapor y líquido-hidrocarburos. La fase vapor, constituida por el gas ácido,

se debe enviar a control de presión como carga a la planta de azufre, como

protección por sobre presión, este tanque debe contar con un control de presión en

rango dividido para el desvío de la corriente de gas ácido al desfogue de la planta.

Por su parte, la fase líquida pesada constituida principalmente de agua amarga, se

debe manejar mediante dos bombas de agua amarga (operación y relevo) para su

envío, previo control de flujo en cascada con el nivel del acumulador, como reflujo

de la torre regeneradora.

Los hidrocarburos recuperados en el acumulador de la regeneradora se deben

desalojar a control de nivel mediante una bomba de hidrocarburo recuperado, esta

corriente se debe integrar a la línea de hidrocarburo recuperado del separador de

hidrocarburos de MDEA rica, para su envío como hidrocarburos recuperados a

“slop”.



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El total de líquido efluente de la torre regeneradora se debe recolectar en una

charola de sello, de donde se debe enviar como carga al Rehervidor de la

Regeneradora, de tipo “Kettle”, éste rehervidor debe proporcionar los

requerimientos térmicos para la separación de los gases ácidos. Tanto el líquido

como el vapor que salen del rehervidor se deben retornar a la torre regeneradora

de amina; en el caso de la corriente de líquido, debe contar con una línea de

suministro de agua desmineralizada o condensado, ambos deben provenir del

sistema de recuperación de condensados, como agua de reposición para mantener

la concentración de amina para compensar las pérdidas por arrastre en las

diferentes fases del tratamiento, antes de regresar a la torre regeneradora de

amina.

El medio de calentamiento del rehervidor debe ser vapor saturado de baja presión

de 3.5 kg/cm2 man y 150 °C de temperatura que debe alimentarse a control de

flujo en cascada con control de flujo de la corriente de carga a la regeneradora de

MDEA. Para la recuperación de los condensados generados, se debe contar con

un sistema de recuperación de condensado aceitoso.

El producto de fondos de la regeneradora de MDEA, constituido por la solución de

MDEA pobre, debe precalentar la corriente de MDEA rica mediante

intercambiadores de calor de MDEA Rica / MDEA pobre. A esta corriente fría de

amina pobre se le debe inyectar la solución de MDEA para mantener la

composición y/o concentración de la solución de MDEA pobre.

La MDEA pobre se debe manejar mediante bombas de recirculación de MDEA

pobre (una en operación y una de relevo), la cual debe proporcionar la presión

suficiente para ser enviada al aeroenfriador de MDEA pobre, al sistema de filtrado

y a la planta ULSG correspondiente a las condiciones requeridas.



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Con el propósito de eliminar las impurezas, partículas sólidas producto de la

degradación de la amina, etc., las Unidades Regeneradoras de Amina deben

contar con su sección de filtrado, la cual debe estar constituida de las siguientes

etapas y equipos: La corriente fría se debe dividir de tal manera que un porcentaje

de la solución de MDEA pobre pase a través de un primer filtro de MDEA pobre,

con la finalidad de eliminar partículas sólidas; debe continuar en el segundo filtro

de MDEA pobre, de carbón activado, donde se eliminen impurezas coloridas y

productos de la degradación de la MDEA, finalmente, debe pasar al tercer filtro de

MDEA pobre, donde se eliminen partículas arrastradas del filtro de carbón activado

y en general, partículas mayores a 5 micrones. Esta corriente filtrada se debe

volver a unir con el resto de la corriente de MDEA que no pasó por el proceso de

filtrado, mediante un control de flujo que regule esta corriente.

Para reposición de la solución de MDEA pobre se debe contar con un tanque

acumulador de almacenamiento de MDEA pobre para las dos plantas URA-1 y

URA-2, el cual debe recibir la MDEA regenerada, y un tanque acumulador de

solución de MDEA de reposición para cada unidad, el cual debe recibir, además de

las corrientes recuperadas de MDEA del sistema de recolección del drenaje, la

solución de MDEA fresca contenida en el tanque de almacenamiento de MDEA

pobre, MDEA de tambores y agua desmineralizada, para la preparación de la

solución de MDEA. Los tanques de almacenamiento y de reposición deben contar

con suministro de nitrógeno de sello, para evitar la oxidación de la solución de

MDEA, con su control automático de presión; se debe evitar el flujo inverso en

todas las líneas que alimentan a estos tanques mediante la instalación de válvulas

de retención (check); deben contar con filtros de carbón activado o similar en sus

sistemas de relevo de presión - vacío a la atmósfera.

El envío de la MDEA de reposición se debe realizar mediante bomba, la amina de

reposición de la descarga de esta bomba debe ser filtrada mediante un filtro tipo



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cartucho de algodón o polipropileno, con capacidad de filtrado de partículas

mayores de 5 micrones.

El tanque de almacenamiento de MDEA se utiliza también para preparar la

solución de MDEA Pobre, empleando MDEA de alta concentración, cuya

temperatura de solidificación es de 28 °C, por lo que previamente se debe

acondicionar para disminuir la viscosidad y facilitar su manejo al voltear el tambor

hacia el registro con pescante (balancín o similar); finalmente se adiciona el agua

desmineralizada o condensado, ambos provenientes del sistema de recuperación

de condensado limpio, para la dilución requerida.

• Sistema de desfogue ácido

El destino de las descargas de las válvulas de seguridad debe ser a un sistema

cerrado (Sistema de Desfogue Acido de cada Unidad).

El Sistema de desfogue de cada Unidad; debe contar con su tanque separador de

desfogue correspondiente; los desfogues de cada unidad se deben integrar al

Quemador Elevado Ácido existente en la Refinería y de acuerdo con los

lineamientos de ingeniería y con las normas y especificaciones técnicas.

Cada uno de los tanques acumuladores separadores de líquidos de los sistemas

de desfogues deben contar con su equipo de bombeo (operación normal y de

relevo) con operación automática de arranque y paro de acuerdo al nivel en los

tanques separadores, para enviar los líquidos recuperados a reproceso o

almacenamiento. Debe tenerse indicador de nivel y de temperatura con señal al

SCD de la Unidad respectiva y alarma por alto nivel y arranque y paro automático

de la bomba.



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• Energía eléctrica

El suministro de energía eléctrica será proporcionado por PEMEX en límites de

batería. Inicia corriente debajo de la subestación No.21.

Tabla de Características de motores

Potencia del motor KW(CP) Tensión diseño motor (volts)

Tensión del sistema (volts)

Frecuencia (hertz)

Fases

Menor de 0.746 (1.0) 115,220 120,220 60 1 o 3 Actuadores de válvulas (todas las potencias)

220, 460 220, 480 60 3

De 0.746 (1.0) hasta 130.55 (175) 460 480 60 3 De 149.2 (200) hasta 1492 (2000) 4000 4160 60 3 Mayores de 1492 (2000) 13200 13800 60 3

Todos los motores deben ser de eficiencia Premium, el aislamiento de los motores

será clase F, los ventiladores serán metálicos y los motores serán lubricados de

acuerdo a norma NEMA MG-1 con tratamiento anticorrosivo, todos los motores de

55.95 KW(75 cp) y mayores tendrán calentadores de espacio. Todos los motores

de inducción jaula de ardilla y síncronos deben cumplir con las normas NRF-048-

PEMEX-2003, NRF-095-PEMEX-2004 y las normas y estándares NEMA MG-1,

API-RP-540, API-541, API-546, o equivalentes.

Tabla de Iluminación e instrumentos

Servicio Tipo de Luminaria Tensión

Iluminación en interiores Fluorescente, lámparas ahorradoras de energía, con balastro electrónico

127 volts, 1 fase, 60 hz.

Iluminación en exteriores de las plantas proceso

Vapor de sodio alta presión, balastro integral de alto factor de potencia, y tener reflector, globo y guarda.

220 volts, 3 fases, 60 hz

Instrumentos de control 120 volts, 1 fase y 60 hz 24 volts corriente directa



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En general todas las luminarias, lámparas, balastros y accesorios deben tener alto

rendimiento, alta eficiencia de la luminaria, alto factor de potencia, con el propósito

de ahorro de energía.

El alumbrado de emergencia y las luces de obstrucción deben ser alimentados por

medio un sistema de energía ininterrumpible (sfi)

Los sistemas de alumbrado deben cumplir con lo indicado en 8.12 de la norma

NRF-048-PEMEX-2003.

• Alimentación de energía eléctrica de emergencia

Para la alimentación de instrumentos y alumbrado, a falla de energía eléctrica se

debe contar con un banco de baterías independientes, con capacidad suficiente

para mantener energizado el sistema durante 30min.

• Cuarto satélite

Se construirá un cuarto satélite que albergue los controladores, módulos de

entrada-salida, PLC’s de protección y electrónicas de quipo de análisis, en el área

de la planta nueva.

El cuarto de control satélite contará con sistema de presurización y aire

acondicionado con sistema de compresión redundante, control de temperatura.

Así mismo deberá contar con un medidor de corrosión, temperatura, humedad y

presión en un solo equipo, el cual se comunicará al sistema de control distribuido

para llevar el histórico de estas variables. Se contará con sistema de detección de

humo y un sistema de extinción de fuego.

Este cuarto contará con un sistema extinguidor automático de fuego a base de

CO2. El almacenamiento de CO2 debe estar protegido bajo techo.



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• Sistemas de Seguridad

El sistema de protección contra incendio cumplirá como mínimo con lo indicado en

la norma de referencia NRF-015-PEMEX-2003, NRF-032-PEMEX-2005 y la

especificación de PEMEX DG-GPASI-SI-3610. Una vez que se haya cumplido con

la norma de referencia NRF-011-PEMEX-2003, en cuanto a los distanciamientos

que deben existir entre las diferentes instalaciones que forman parte del proyecto.

Por lo que respecta al sistema de protección contra-incendio estará constituido

básicamente por un circuito de 12” de diámetro integrado a la red existente del cual

se derivarán los sistemas de enfriamiento para ataque al fuego consistente en:

monitores, alimentados por tubería de 6” de diámetro, sistemas de enfriamiento

(anillos de enfriamiento) para los equipos que así lo requieran y para protección de

las bombas empleadas en la planta.

Las plantas contarán independientemente de los sistemas de protección a base de

agua con equipos móviles para ataque al fuego determinados en características y

cantidad de acuerdo a las unidades de riesgo cuantificadas. Este equipo móvil

estará constituido a base de extinguidores de polvo químico seco y/o de CO2 de

diferentes capacidades en función a las áreas o sitios por proteger.

Por otra parte el sistema de protección contará con un subsistema de detección y

alarma como medida preventiva para la pronta detección y ataque de eventuales

contingencias que se pudieran presentar durante la operación y/ o trabajos de

mantenimiento que se realicen en las plantas.

Se anexan planos contra incendio anexo 14

Se especificarán los sistemas de seguridad (SIL) requeridos para todas las

entradas y salidas de los sistemas de interconexiones del sistema de paro de

emergencia.



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• Catalizadores y agentes químicos

Los catalizadores serán de nueva generación, su formulación considerará

tecnología de punta y serán rentables.

Los CDmodules, son cargados dentro de la columna para maximizar la densidad

de carga de los catalizadores.

Cada cama de catalizadores contiene varios niveles de empaque con un arreglo de

acuerdo a un diagrama predeterminado de carga en una serie de soportes de

CDMODULES. Los CDmodules son cargados para optimizar el proceso

catalizador, y la eficiencia de contacto de vapor-líquido para una reacción

simultánea y su fraccionamiento.

Los catalizadores presentes son de CoMo, (cobalto-molibdeno), para producir

naftas medianas y pesadas en la corriente de fondo. También se utilizarán

catalizadores de níquel y paladium. Las especificaciones de cada catalizador son

propiedad del licenciador.

Los catalizadores gastados serán enviados al proveedor, quien se encarga de la

recuperación de metales y/o regeneración de los mismos.

Así mismo se utilizaran agentes químicos como son: antiensuciante, inhibidor de

corrosión, agente quelante, agente antiespumante, agente neutralizante Na2CO3,

DEA, alúmina y otros.

II.2.7 Etapa de abandono del sitio

La vida útil del proyecto se considera que será de 20 años como planeado, sin

embargo de acuerdo a las condiciones de operación de las propias plantas

desulfuradoras este periodo de tiempo puede ser ampliado, por lo que en términos

prácticos no se tiene planeado el abandono del sitio del proyecto en análisis.



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II.2.8 Utilización de explosivos

No se considera el uso de explosivo en ninguna de las etapas del proyecto, ya que

en primera instancia no son necesarios y pueden provocar un riesgo muy elevado

dentro de las instalaciones de la refinería.

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

emisiones a la atmósfera

• Generación manejo y disposición de residuos sólidos

En todos los procesos industriales se generan residuos que se incrementan en

forma proporcional conforme aumenta la demanda de los productos. Aún con el

implemento de nuevas tecnologías de producción y con las medidas de control

tomadas hoy en día para reducir la generación de residuos y emisiones, siempre

se tendrán que disponer de planes y programas de vigilancia ambiental para

cumplir con la normatividad vigente y proporcionar un marco adecuado para la

reducción de la generación de dichos residuos.

En las diferentes etapas en las que se desarrollará el proyecto habrá generación

de residuos sólidos en sus distintas categorías de acuerdo a lo que se establece en

la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los residuos y su

respectivo reglamento, para fines de la Ley esta agrupa y clasifica la generación de

residuos en las siguientes categorías:



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• Residuos sólidos no peligrosos

En las etapas de preparación del sitio y construcción y operación se contempla la

generación de residuos de manejo especial por las actividades de construcción y/o

demolición que se realicen, por otra parte los residuos sólidos urbanos serán

generados por las actividades del personal que se encontrará a cargo de la

construcción de las plantas hidrodesulfuradoras por actividades propias del

personal que en ella laborará, en la siguiente tabla se especifican las condiciones

de manejo tanto de los residuos sólidos urbanos como los residuos de manejo

especial, cabe señalar que las condiciones de manejo se deberán apegar a la

normatividad oficial y a los procedimientos y reglamentos internos que PEMEX

Refinación disponga para este tipo de residuos.



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Tabla de Residuos generados por etapas

Actividad de generación de

residuos

Residuos generados Métodos de disposición temporal

de residuos

Lugar de disposición final de residuos

ETAPA DE PREPARACIÓN DEL SITIO Limpieza de terreno Materia orgánica vegetal,

plantas pequeñas , hojarasca etc. Residuos que se han acumulado en los terrenos como basura en general y chatarra

Los residuos generados en este tipo de actividad normalmente son agrupados en puntos específicos para posteriormente ser dispuestos en un relleno sanitario.

Para la disposición final sin tratamiento en el Relleno sanitario de la Ciudad de Tula y de acuerdo a lo que establezcan las autoridades responsables.

Preparación del Terreno Los residuos generados en la preparación del terreno serán residuos de concreto y rocas del propio terreno, así como suelo natural del terreno.

Estos residuos en parte serán utilizados para las actividades de relleno en donde sea necesario Los residuos que no sean susceptibles de aprovecharse deberán ser dispuestos.

El material que nos sea utilizado para los aspectos de nivelación o relleno será dispuesto ya sea en el relleno sanitario de la ciudad de Tula o en un sitio de tiro autorizado por el Municipio y/o las autoridades responsables.

Oficinas móviles o provisionales y almacenes

Los residuos generados en los campamentos u oficinas móviles durante las etapas de preparación del sitio son normalmente Restos de alimentos en general Papel y cartón Empaques varios Vidrio Plásticos y latas en general Residuos sanitarios

Para el caso de este tipo de residuos durante las etapas de preparación del sitio se contará con contenedores señalizados con la finalidad de segregar los residuos sólidos urbanos entre aquellos que pueden ser utilizados nuevamente y los que deben ser dispuestos.

Los residuos que pueden ser reutilizados como es el caso de las latas, vidrio, papel y cartón y empaques varios deberán ser segregados desde su generación y aprovechados para su reciclaje o reuso. Para el caso de los residuos que no son susceptibles de ser reutilizados como es el caso de los residuos de alimentos y plásticos no reciclables o residuos sanitarios serán remitidos al servicio municipal de limpia mediante los mecanismos generales de limpia de la refinería llevando los mismos con



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los permisos correspondientes al relleno sanitario de la Ciudad de Tula de Allende

Maquinaria Los residuos no peligrosos que pudieran llegar a ser generados durante esta etapa sería la de neumáticos gastados o inservibles, así como aquellas refacciones que no se consideren como residuo peligroso, como el caso de bandas o piezas del equipo que no estén contaminados

Se dispondrá de un lugar específico para el almacenamiento temporal de este tipo de residuos, para su consideración de venta (si es que es factible), la segregación adecuada de este tipo de residuos es responsabilidad del contratista..

La disposición final para este tipo de residuos será en el rellenos sanitario de la Ciudad de Tula, con su respectiva autorización municipal

ETAPA DE CONSTRUCCIÓN Cortes y cimentaciones Los residuos que se

generarán en esta etapa serán material inerte (rocas y arena en general)

Este material no será dispuesto de ninguna forma ya que será utilizado para las etapas de nivelación y relleno de la plataforma de la planta

El sitio de disposición final será la propia plataforma de la planta, mediante acciones de nivelación del terreno.

Obras de drenaje y subdrenaje

Los residuos generados en esta etapa serán en general los siguientes: Residuos de varilla Residuos de madera Residuos de plástico de tubería Residuos de tubería metálica Cartón Pedacería de alambre, clavos etc.

Los residuos generados serán dispuestos en contenedores para que aquellos residuos metálicos sean separados o segregados de los residuos plásticos y del cartón.

Los residuos metálicos que son susceptibles de ser reutilizados serán reutilizados por el contratista. Los residuos que no puedan ser reaprovechados o reutilizados serán dispuestos en los lugares autorizados por las autoridades responsables

Construcción de la plataforma

Los residuos que se generan en esta etapa es material para la construcción de la plataforma (concreto), que por algún motivo se

Los residuos del cascajo deberán ser colocados en un sitio específico en donde no se vea afectada la vegetación o el suelo natural.

Los residuos de cascajo deberán ser llevados a un sitio autorizado por el municipio para la disposición final de los mismos mediante los



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curó y quedo solidificada (cascajo)

permisos respectivos por parte del gobierno municipal para realizar este tipo de disposición.

Construcción del sistema de accesos y vialidades

Sobrante de concreto hidráulico por la construcción de banquetas y de las vialidades que integrarán el complejo los espacios de tránsito dentro de las plantas

Los residuos del cascajo deberán ser colocados en un sitio específico en donde no sean afectadas la vegetación o suelo natural.

Los residuos de cascajo deberán ser llevados a un sitio autorizado por el municipio para la disposición final de los mismos es necesario contar con los permisos por parte del gobierno municipal para realizar este tipo de disposición.

Campamentos, oficinas móviles

Los residuos generados en los campamentos y oficinas móviles durante las etapas de construcción del sitio son normalmente Restos de alimentos en general Papel y cartón Empaques varios Vidrio Plásticos y latas en general Papel Sanitario

Para el caso de este tipo de residuos durante las etapas de construcción se contará con contenedores señalizados con la finalidad de segregar los residuos no peligrosos entre aquellos que pueden ser utilizados nuevamente y los que deben ser dispuestos y de acuerdo a los procedimientos de generación y segregación de residuos de PEMEX Refinación.

Los residuos que pueden ser reutilizados como es el caso de las latas, vidrio, papel y cartón y empaques varios deberán ser segregados desde su generación y aprovechados para su reciclaje o reuso. Para el caso de los residuos que no son susceptibles de ser reutilizados como es el caso de los residuos de alimentos y plásticos no reciclables serán remitidos al servicio municipal de limpia ya sea mediante camión de limpia o llevando los mismos con los permisos correspondientes al relleno sanitario de la Ciudad de Tula.

Maquinaria Los residuos de manejo especial que pudieran llegar a ser generados durante esta etapa sería

Se dispondrá de un lugar específico para el almacenamiento temporal de este tipo de residuos,

La disposición final para este tipo de residuos será en el rellenos sanitario de la Ciudad de Tula, con su



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la de neumáticos gastados o inservibles, así como aquellas refacciones que no se consideren como residuo peligroso, como el caso de bandas o piezas del equipo que no estén contaminados.

para su consideración de venta (si es que es factible).La segregación adecuada de este tipo de residuos será responsabilidad del contratista

respectiva autorización municipal

ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA PLANTA HIDRODESULFURADORA Actividades del personal de operación y mantenimiento de la planta

Generalmente y ya existiendo actividad propia de la planta en si se generan residuos de manejo especial de diversas índoles los mas comunes son los siguientes: Papel por las actividades de oficinas o administrativas Cartón de empaques y embalajes de equipos y maquinarias Embalajes de madera por la llegada de maquinaria o equipo Embalajes plásticos de maquinaria y equipos Residuos de alimentos Residuos sanitarios Vidrio Aluminio

Como parte de las actividades de operación y mantenimiento de la planta se colocarán recipientes especializados en sitios estratégicos tanto en los lugares comunes como en las oficinas administrativas para la segregación de los residuos, se realizarán programas para la correcta segregación y se identificarán los contenedores adecuadamente de acuerdo a los lineamientos de residuos de PEMEX Refinación, se contará con contenedores fijos en los sistemas viales de la planta para evitar que se encuentre basura en las calles y banquetas. Las empresas contratistas que operen las instalaciones de la planta o parte de ellas deberán apegarse a los reglamentos ambientales y de seguridad que imponga PEMEX

La disposición de los residuos no peligrosos se hará en el Relleno Sanitario de la Ciudad-de Tula, de aquellos residuos que en definitiva no sean susceptibles de ser reaprovechados o reciclados, Los residuos que sean susceptibles de ser reaprovechados u reciclados serán manejados mediante programas de recuperación y reciclaje siempre en apego a los procedimientos y reglamentos establecidos por PEMEX Refinación para el manejo adecuado de los residuos de manejo especial y de la normatividad aplicable en la materia



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Refinación amén de sus propios métodos o sistemas para este fin.

Actividades por el mantenimiento de calles y servicios generales.

Los residuos generados por estas actividades serán de manera general pero no exclusiva los siguientes: Residuos de plásticos o metálicos por señalamientos Residuos de cables eléctricos terminales o de fibra óptica por reparación de servicios generales Residuos de luminarias que deban ser reemplazadas siempre y cuando no sean consideradas como residuos peligrosos Residuos relacionados con los servicios sanitarios

Estos residuos deberán ser clasificados y segregados de acuerdo a su tipo mediante programas específicos que formarán parte de los lineamientos de PEMEX Refinación en materia ambiental, la segregación se realizara en recipientes señalizados para su adecuado control.

La disposición de los residuos no peligrosos se hará en el Relleno Sanitario de la Ciudad-de Tula, de aquellos residuos que en definitiva no sean susceptibles de ser reaprovechados o reciclados. Los residuos que sean susceptibles de ser reaprovechados u reciclados serán manejados mediante programas de recuperación y reciclaje siempre en apego a los procedimientos de PEMEX Refinación y de la normatividad aplicable en la materia Por otra parte los residuos producto de las luminarias que por sus características puedan ser reintegrados con la empresa que los suministra se deberán regresar a la misma para su correcto manejo y disposición, en caso contrario serán dispuestos en el Relleno sanitario siempre y cuando estos residuos no contengan metales pesados como es el caso del mercurio ya que en este caso se deberán manejar como residuos peligrosos.



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• Residuos Peligrosos

Los residuos peligrosos en cualquiera de sus estados físico y que por sus

características de corrosividad, reactividad, explosividad, toxicidad, inflamabilidad y

biológico infecciosas y por su forma de manejo pueden representar un riesgo muy

elevado al equilibrio ecológico y a la salud de la población en general por lo que se

cuenta con ordenamientos y normas específicas que regulan su generación,

almacenamiento temporal, transporte y disposición final.

Los residuos peligrosos que sean generados por las actividades de preparación del

sitio, construcción y operación del proyecto serán manejados en apego estricto a

los lineamientos gubernamentales y a los lineamientos propios de PEMEX

Refinación. Entre los residuos peligrosos que se estiman generar durante las

diferentes etapas que consolidan al proyecto se encuentran los mencionados en la

siguiente tabla.



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Tabla de Estimación de residuos peligrosos a generar por las plantas desulfuradoras.

Nombre Componentes Proceso e etapa en que se genera

Característica

s

CRETIB

Tipo de empaques

Sitio de almacenamiento temporal ( por la

cia. Constructora)

Transporte a sitio de

disposición Sitio de

Disposición Estado Físico

ETAPA DE PREPARACIÓN DEL SITO

Aceite lubricante gastado

Mezcla de hidrocarburos del petróleo

Uso de maquinaria pesada y semipesada para la preparación y limpieza del sitio

(T,I) Tambores metálicos de 200 litros con aceite lubricante gastado

La Cia. Contratista responsable de los trabajos de construcción, deberá contar en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos

Vehículo, debidamente autorizado por SEMARNAT y SCT

Sitio asignado por la autoridad competente

Liquido

Filtros de aceite usado, trapos y estopas contaminadas con hidrocarburos

Lamina, algodón o papel filtro y aceite gastado. Textil contaminado con aceites y lubricantes gastados

Uso de maquinaria pesada y semipesada para la preparación y limpieza del sitio

(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de filtros, estopas y trapos contaminados con residuos peligrosos

Se contará en esta etapa con sitios específicos que servirán como almacenamiento temporal de residuos peligrosos

Camión de carga para el transporte de residuos peligrosos debidamente autorizados por SEMARNAT y SCT

Combustible alterno para cementeras o disposición final de residuos

Sólido

ETAPA DE CONSTRUCCIÓN * Aceite lubricante gastado


Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior colación de plancha de concreto



Carro tanque con sistema para succión de aceites debidamente autorizado por SEMARNAT y SCT

Combustible alterno para cementeras

Liquido



Página 82




Característica

s

CRETIB

Tipo de empaques


cia. Constructora)




Filtros de aceite usado

Lamina, algodón y aceite gastado.

Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior colación de capa de concreto armado

(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de filtros




Sólido

Trapos y estopas contaminadas con hidrocarburos

Textil contaminado con aceites y lubricantes gastados

Construcción por el uso de maquinaria y equipo para la nivelación del terreno y construcción de la plataforma y su posterior colocación de capa de concreto armado

(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de estopas y trapos contaminados con residuos peligrosos




Sólido

Residuos de emulsiones y catalizadores para concreto

Mezclas de hidrocarburos y resinas

Construcción de la plataforma con concreto hidráulico, residuos de los emulsiones y sellos

(T,I) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de emulsiones y sellos.

En la etapa de construcción se contará con un sitio definido y edificado de manera temporal para almacenar los residuos peligrosos y controlarlos para su disposición final

Transportes especializados para el transporte de residuos peligrosos con las autorizaciones aplicables tanto de la SEMARNAT como de la SCT


Semisólido



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Característica

s

CRETIB

Tipo de empaques


cia. Constructora)




Residuos de combustibles diesel

Composición de hidrocarburos alifáticos

Construcción de la plataforma y se generará por las actividades relacionadas a la carga de diesel a la maquinaria o para limpieza de piezas

(T,I) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de emulsiones y sellos.

En la etapa de construcción se contará con un sitio definido y edificado de manera temporal para almacenar los residuos peligrosos y controlarlos para su disposición final



Liquido

Residuos de trapos y estopas contaminados con hidrocarburos

Textil contaminado con aceites y lubricantes gastados

Uso de maquinaria y equipo (grúas) para montaje y colocación de equipos

(T) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de estopas y trapos contaminados con residuos peligrosos




Sólido



Uso de maquinaria de carga (grúas) para colocación y montaje de los equipos para las plantas desulfuradoras





Liquido



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Nombre Componentes Proceso e

etapa en que se genera

Características

CRETIB

Tipo de empaques


cia. Constructora)




ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Residuos de pintura y sus recipientes y accesorios

Solventes varios xileno, tolueno, etc, pigmentos

Pintado de vialidades y alumbrado, banquetas y señalamientos

(T,I) Tambores metálicos de 200 litros para el almacenamiento de los residuos de pinturas, recipientes y sus accesorios

Como parte de las instalaciones de la Refinería de Tula, se cuenta con áreas especificas en los que se ubican los almacenes temporales de residuos peligrosos.



Liquido y sólidos de acuerdo a los materiales que hayan sido utilizados y al estado en que se encuentre la pintura



Operación y mantenimiento por los vehículos que serán utilizados para este fin, este se generará al momento de realizarles los propios mantenimientos a los mismos


Como parte de las instalaciones de la Refinería de Tula, se cuenta con áreas específicas en los que se ubican los almacenes temporales de residuos peligrosos.



Liquido

Luminarias gastadas

Por el cambio de luminarias gastadas que contengan mercurio.

(T) Se conservarán algunos de los empaques originales de las lámparas para que al momento de ser sustituidas los residuos de estas se manejen en los empaques originales y se protejan y conservar el mercurio dentro de las mismas.

Las lámparas con estas características serán almacenadas temporalmente en sus respectivos empaques en un sitio que este determinado dentro del almacén temporal de residuos peligrosos.


Disposición final de residuos peligrosos en confinamientos autorizados por la SEMARNAT

Sólido



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Característica

s

CRETIB

Tipo de empaques


cia. Constructora)




Residuos por las actividades de desazolve de drenajes

Residuos de componentes varios que circulen por los drenajes principalmente el industrial

Al realizarse las actividades de desazolve de las tuberías de los drenajes se arrastran lodos de

(T) Los residuos de estos mantenimientos deberán ser caracterizados de acuerdo a la normatividad aplicable vigente y en caso de que resulten peligrosos serán enviados para su confinamiento a sitios autorizados por la SEMARNAT

Los contenedores con los residuos de este tipo deberán ser almacenados en el almacén temporal de residuos peligrosos que se haga para las actividades de operación y mantenimiento.


Disposición final de residuos peligrosos en confinamientos autorizados por la SEMARNAT

Líquidos

Residuos de catalizador gastado

Catalizador comercial de patente utilizado por el licenciador del equipo

Residuos provenientes de los módulos CD gastados y de los catalizadores del reactor de pulido

(I,Tt) Los envases para el almacenamiento y transporte de este residuo será proporcionado por el licenciador sin embargo deberá cubrir con todas las especificaciones de control emitidas por la normatividad Mexicana y estadounidense para su adecuado control.

* Durante las Etapas de preparación del sitio y construcción, el manejo, almacenamiento y disposición de los residuos generados, son responsabilidad del Contratista Responsable del desarrollo de la obra, y deberá llevarlo a cabo acatando la normatividad de PEMEX-Refinación y lo establecido en la Legislación vigente en la materia.



Página 86



• Emisión de Contaminantes.

GENERACIÓN DE EMISIONES CONTAMINANTES AL AIRE DURANTE LA ETAPA DE

PREPARACIÓN DEL SITIO Y CONSTRUCCIÓN Las principales fuentes de emisión de contaminantes a la atmósfera durante las etapas de

preparación del sitio y construcción, serán las generadas por la actividad de los equipos de

construcción con motores de combustión interna. Es importante señalar que estos

impactos son de carácter temporal y que el equipo deberá estar en condiciones óptimas de

mantenimiento. La refinería cuenta con programas para la verificación física y mecánica

de las unidades que serán utilizadas en el proyecto de acuerdo al reglamento de seguridad

para contratistas y proveedores (el cual se puede consultar en el anexo 12) este

documento especifica que los vehículos que ingresen a las instalaciones de PEMEX

Refinación deben de estar en condiciones adecuadas para su ingreso, lo que incluye que

los motores y escapes se encuentren en buenas condiciones de operación.

La generación de emisiones que se esperan que se produzcan durante las etapas de

preparación del sitio y construcción serán básicamente las provenientes de los equipos de

combustión interna de los vehículos y maquinarias que sean utilizadas en el proyecto, las

emisiones serán las siguientes:

CO, CO2, HC, NOx.

Se espera la generación de partículas sólidas provocadas por el movimiento de tierras y

generación de polvos por actividades de demolición de la plancha de concreto en los

puntos en los que sea requerido así como la remoción de escombro, en el caso del

transporte de tierras fuera del área del proyecto es susceptible de generación de polvos

por el mismo acarreo en los vehículos de transporte.

Las emisiones estimadas que se espera sean generadas durante las etapas de

preparación del sitio y construcción son las que se muestran en la siguiente tabla:



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UTILIZACIÓN DE MAQUINARIA Y EQUIPO DURANTE LA FASE DE LIMPIEZA DEL TERRENO Y CONSTRUCCIÓN. Equipo Cantidad Horas de

trabajo diario

dB emitidos

Emisiones a la atmósfera

(gr/s)*

Tipo de combustible

4 12 hrs. 80 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

6 12 Hrs 80-85 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

4 12 hrs 78 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

2 12 Hrs 75-80 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

10 equipos 12 hrs. 81 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

2 12 hrs 75 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel

20 12 hrs. No determinado

Por debajo de lo establecido en la NOM-047-SEMARNAT-1999

Gasolina


No hay generación de emisiones

Alimentación Eléctrica

4 12 hrs. 80-85 CO 200 ppm HC 50 ppm NOx 250 ppm SO2 50 ppm

Diesel



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UTILIZACIÓN DE MAQUINARIA Y EQUIPO DURANTE LA FASE DE LIMPIEZA DEL TERRENO Y CONSTRUCCIÓN. Equipo Cantidad Horas de

trabajo diario

dB emitidos

Emisiones a la atmósfera

(gr/s)*

Tipo de combustible


CO 5.22ppm HC 45.5 ppm NOx 45.5ppm SO2 8.21 ppm

Diesel

Cabe hacer mención que la cantidad de generación de emisiones a la atmósfera por el uso

de maquinaria y equipo dependerán de las propias condiciones mecánicas y de

mantenimiento de los equipos, sin embargo dichos equipos deberán de cumplir con lo que

se especifica en las normas ambientales para el control de emisiones a la atmósfera

NOM-041-SEMARNAT-1999 y la NOM-042-SEMARNAT 2003, NOM-044-

SEMARNAT-2006 y la NOM-047-SEMARNAT-1999.

GENERACIÓN DE EMISIONES DURANTE LA ETAPA DE OPERACIÓN Por su parte, en la etapa de operación se espera que los generadores de emisiones por

fuentes fijas se den en los calentadores CDHDS, lo cuales por el mismo proceso de

calentamiento serán una fuente fija y permanente de generación de emisiones al aire, por

el propio diseño de la planta desulfuradora no se tienen estimadas emisiones fugitivas de

gases o vapores al ambiente sin embargo esto deberá ser adecuadamente monitoreado

tanto en los protocolos de entrega recepción de las instalaciones como en la propia

operación de las plantas desulfuradoras durante su vida útil.

Por otra parte en referencia a la generación de los gases ácidos producto del arrastre de

azufre en las fases gaseosas del proceso se tendrá que los gases ácidos se canalizarán

por medio de tuberías a las plantas de recuperación de azufre, en las cuales se recupera

un alto porcentaje de azufre del gas acido, la refinería Miguel Hidalgo cuenta con 3 plantas

recuperadoras de azufre las cuales tienen como objetivo el del convertir el ácido

sulfhídrico contenido en las corrientes gaseosas de los diferentes procesos de la refinería.



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Capacidad instalada de plantas recuperadoras de azufre en la Refinería Miguel Hidalgo

Equipo Capacidad de tratamiento

Toneladas por día

Planta recuperadora de azufre 1 160 Planta recuperadora de azufre 3 80 Planta recuperadora de azufre 4 80 Capacidad instalada de tratamiento de aguas amargas

320

Los remanentes de dicho gas que no puedan ser recuperados o en su caso integrados en

otro proceso por sus especificaciones serán canalizados a los quemadores elevados que

serán construidos ex profeso para la operación de las plantas, los quemadores elevados

tienen la finalidad de realizar una combustión a altas temperaturas de los gases residuales

del proceso.

Los quemadores elevados incineran los gases a altas temperaturas

Sin embargo la Refinería cuenta con un sistema de monitoreo adecuado para las

emisiones a la atmósfera, así como de los sistemas de detección para gases tóxicos, por

lo cual no se considera que esto tenga un impacto significativo en el medio ambiente.



Página 90



EMISIONES ESTIMADAS DE GENERACIÓN DE LOS CALENTADORES CDHDS

Los calentadores que forman parte del equipo de las plantas desulfuradoras de

gasolinas catalíticas serán generadores de emisiones de gases de combustión,

se espera que se tenga una emisión de gases de acuerdo a lo que se presenta

en la siguiente tabla:

NOMBRE DEL EQUIPO

NOMENCLATURA DEL EQUIPO O NUMERO DE TAG

CAPACIDAD DE LOS EQUIPOS

UNIDADES SO2 (TONXMES)

SO3 (TONXMES)

NOX (TONXMES)

CO (TONXMES)

PM 10 (TONXMES)

BA-7201 34,941,000 Kcal/hr 0.018280304 0 4.265404255 2.559242553 0.231550517

CH4 (TONXMES)

COTS (TONxMES)

COTNMS (TONxMES)

SOX (TONxMES)

PART COMP (TONxMES)

COVS (TONxMES)

N2O (TONxMES)

CO2 (TONxMES)

Calentadores de fuego directo

0.070074498 0.335138906 0 0 0 0.167569453 0.019498991 3656.06079

Cálculos estimados en base a equipos existentes dentro de la refinería que presentan capacidades similares.

La emisión de contaminantes que se generará por la operación de las plantas

desulfuradoras de gasolina catalítica USG 1 y ULSG 2, serán emitidas

mediante quemadores elevados que se instalarán para la oxidación de los

gases ácidos producto del proceso, por lo que en la siguiente tabla se muestran

una estimación de la generación de las emisiones esperadas por la combustión

de los gases ácidos y se muestra el incremento en porcentaje de dichas

emisiones en relación con los quemadores elevados actualmente instalados.



Página 91



Nombre del equipo

Instalaciones

Producto de

desfogue

Volumen

estimado de

desfogue

(MMPC)

Emisiones de contaminantes estimadas de generación por la operación de las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica USLG 1 y 2

% de increm

ento en vol.

SO2

(Ton) % de incre

mento en

toneladas

NOx (Ton)

% de incremento en tonelad

as

CO2

(Ton) % de incre

mento en

toneladas

CH4

(To

n)

% de incremento en tonelad

as

Quemadores elevados

Desfogues Gas ácido 1109.28 12.9% 124840 6.38% 13.04 12.8% 8056 14.42% 0 0%

Cálculos estimados en base a equipos existentes dentro de la refinería que presentan capacidades

similares.

• Descarga de aguas residuales.

La refinería Miguel Hidalgo cuenta con un sistema de tratamiento de efluentes

acuosos con una capacidad de 39,000 m3 por día, este tratamiento es del tipo

primario, en donde se aprovecha la diferencia de densidades para la

separación del aceite presente en el agua residual, el aceite recuperado es

enviado a proceso y el agua libre de aceite hacia las lagunas de oxidación y

estabilización lugar donde las demandas químicas y biológicas de oxígeno de

agua, son restituidas por la acción de varios aereadores, por otra parte se han

implementado acciones para que el agua tratada en el sistema de efluentes se

acondicione a través de un tratamiento biológico y de suavización, para ser

utilizada en las torres de enfriamiento, parte del agua tratada en la refinería es

utilizada en el riego de áreas verdes y el remanente es descargado al Río Tula

cumpliendo con los parámetros establecidos en la NOM-001-SEMARNAT-1996



Página 92



Referente a la generación de agua del proceso de las plantas desulfuradoras

de gasolina catalítica ULSG 1 y 2 el agua que es recuperada en los procesos

con altos contenidos de azufre serán enviados a las plantas de tratamiento de

aguas amargas en donde el objetivo es eliminar el acido sulfhídrico contenido

en el agua de desecho para la recuperación de azufre contenida en el agua y

por otra parte el agua del efluente es retornada a las plantas primarias y es

utilizada para el desalado del crudo.

La refinería cuenta con varias plantas de tratamiento de aguas amargas las

cuales cuentan con la siguiente capacidad instalada:

Capacidad instalada de plantas de tratamiento de aguas amargas en la Refinería Miguel Hidalgo

Equipo Capacidad de tratamientoBarriles por día (bpd)

Planta de tratamiento de aguas amargas 1 5,148 Planta de tratamiento de aguas amargas 2 11,991 Planta de tratamiento de aguas amargas 3 13,454 Planta de tratamiento de aguas amargas 4 5,369 Capacidad instalada de tratamiento de aguas amargas 35,962

La generación de agua amarga que tendrán cada una de las plantas

desulfuradoras de gasolina catalítica 1 y 2, será de 11.4 m3/día, (71.7 bpd)

considerando que el funcionamiento de las bombas sea de una hora por día a

máxima capacidad.



Página 93



El sistema de tratamiento de aguas amargas consiste a grandes rasgos, en

bombear la corriente de aguas amargas hacia una columna de destilación

donde se recibe por otra parte vapor sobrecalentado con objeto de separar el

ácido sulfhídrico y enviar la corriente resultante a un tratamiento posterior, por

lo que se refiere al agua “libre” de ácido sulfhídrico una vez condensada se

envía a un tratamiento secundario de agua para eliminar los residuos de ácido

sulfhídrico y poder disponer de ella de acuerdo a la normatividad vigente o bien

ser enviada al sistema de tratamiento de efluentes.

El sistema de tratamiento de efluentes de la refinería Miguel Hidalgo consta de

varios tratamientos, entre los cuales se encuentran procesos para el

tratamiento biológico, un proceso de clarificación, cloración, osmosis inversa, y

de evaporación y cristalización.

Los procesos principales de tratamiento con lo que cuenta la refinería Miguel

Hidalgo, consisten en:

• Cárcamo de regulación.- Espacio de capacitación de aguas

residuales cuya finalidad es la de permitirle un tiempo de estancia a

fin de regular las condiciones de la misma para su posterior

tratamiento.

• Separador API.- Proceso consistente en la separación primaria de

aceites y lodos de aceite disueltos en la descarga de agua para

permitir el paso a los separadores de placas corrugadas, separación

mediante el principio de la Ley de Stokes.



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• Separador de Placas Corrugadas.- Consistente en la una serie de

placas corrugadas colocadas con una cierta inclinación que

favorecen la separación de materiales de diferentes densidades

• Laguna de igualación.- Homogeneizar las variaciones de caudal y

calidad de las aguas residuales controlando las variables como carga

orgánica que pueden afectar las variables posteriores de los

sistemas de tratamiento.

• Flotación con aire.- Proceso que se aplica para eliminar pequeñas

cantidades de aceite presentes en el agua residual, mediante hacer

pasar un volumen determinado de liquido a un tanque presurizado

con aire (alrededor de 60 psig), con el propósito de disolver el aire en

el agua y permitir que estas micro burbujas producto de la disolución

arrastren las partículas de aceite a la superficie para posteriormente

ser eliminadas por las rastras.

• Lagunas de Oxidación.- Las lagunas de oxidación son excavaciones

de poca profundidad en la cual se desarrolla una población

microbiana compuesta por bacterias, algas y protozoos (que

convierten en forma simbiótica) y eliminan de forma natural,

patógenos relacionados con excretas humanas.

• Lagunas de estabilización.- Proceso mediante el cual se efectúa la

remoción de materia orgánica suspendida y se compone de fases

Infraestructura para el manejo y la disposición adecuada de los

residuos



Página 95



• SUSTANCIAS PELIGROSAS USADAS EN EL PROCESO

Las sustancias químicas que serán utilizadas en el proceso son las que se

indican en la siguiente tabla:

PRODUCTOS HOJAS DE DATOS DE SEGURIDAD

Antiensuciante (Por el Licenciador)

Inhibidor de corrosión (Por el Licenciador) Agente quelante (Por el Licenciador) Agente antiespumante (Por el Licenciador) Agente neutralizante Na2CO3 (Por el Licenciador) DEA (Por el Licenciador) Alúmina (Material Esférico de Llenado) (Por el Licenciador) Otros (Por el Licenciador)

*Se anexan hojas de seguridad de las sustancias disponibles involucradas en

el proceso (anexo 15)

II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición de residuos

• Infraestructura para el manejo y disposición de residuos no

peligrosos.

En referencia a la infraestructura para el manejo y la disposición adecuada de

los residuos la Refinería Miguel Hidalgo de la Ciudad de Tula de Allende cuenta

con espacios específicos que funcionan como almacenes temporales de

residuos tanto peligrosos como para residuos de manejo especial los cuales se

encuentran ubicados estratégicamente dentro de las instalaciones de la propia

refinería, las disposiciones finales de los residuos se realiza mediante la

normatividad ambiental vigente y mediante los procedimientos y requerimientos

específicos de PEMEX Refinación.



Página 96



• infraestructura para el manejo y disposición de residuos peligrosos.

Referente a la infraestructura para el manejo y disposición de los residuos

peligrosos se cuenta con un almacén temporal de residuos peligrosos dentro

de las instalaciones de la Refinería, el cual cumple con todos los requisitos y

normatividad aplicable en la materia, por su parte se cuenta con

procedimientos específicos que aplican a todas las instalaciones de PEMEX

refinación para el adecuado manejo de los residuos peligrosos, el diagrama de

flujo que se presenta a continuación es utilizado en las instalaciones de

PEMEX Refinación para el manejo y la disposición final de los residuos

peligrosos.



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GENERADOR DE RESIDUOS

¿RESIDUO CONOCIDO? ANÁLISIS CRETIB N

SI INSPECCIÓN

SELECCIÓN DEL CONTENEDOR Y SU IDENTIFICACIÓN

¿RESIDUO

HOMOGÉNEO Y LIBRE

DE BASURA? LIMPIEZA NO

SI

TRASLADAR A:

2.-ALMACÉN TEMPORAL

PARA RESGUARDO

Y POSTERIOR

3.- ALMACÉN TEMPORAL

PARA RECUPERACIÓ

N Y REÚSO

4.- DISPOSICIÓN FINAL A UN SITIO

AUTORIZADO PARA RESIDUOS

PELIGROSOS

5.- AL CENTRO DE

ACOPIO (PAPEL,

CARTÓN)

NO

6.- INCINERAR EN LOS

LUGARES AUTORIZADOS

1.-RELLENO SANITARIO MUNICIPAL: BASURA DOMESTICA

LLENAR HOJAS DE REGISTRO Y FORMATOS DE LA SEMARNAT PARA LA DISPOSICIÓN EN LUGARES AUTORIZADOS



Página 98



• infraestructura estatal para el manejo y disposición de residuos

sólidos urbanos y no peligrosos.

Los rellenos sanitarios que se encuentran en el estado y los volúmenes de

residuos en toneladas que manejan son los que se encuentran ubicados en las

ciudades de (1) Pachuca[197.63]; (2) Tepéji del Río [54.69]; (3) Tula de

Allende[69.99]; (4) Huichapan [30.66] y (5) Acatlán [15.00], esto permite inferir

que solo el 20.4% de los residuos que se generan en el estado son dispuesto

de manera adecuada y controlada en rellenos sanitarios.

Existen otros sitios, conocidos como vertederos controlados, que en total

contabilizan 49, en los cuales se estima que se dispone el 6.6% y por otra parte

se estima que solo el 2% de los residuos sólidos urbanos se recicla en el

estado.

INDICE CAPITULO III

III VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES

EN MATERIA AMBIENTAL Y, EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO............................................................................................................ 98

III.1 Información general del proyecto. 98

III.2 Planes de Ordenamiento Ecológico del territorio (No decretado) 98

III.2.1 Modelo de ordenamiento ecológico territorial de la Región Tula-

Tepeji del Estado de Hidalgo. ...................................................................... 102

III.3 Planes y programas de Desarrollo Urbano Estatales, Municipales o

en su caso del centro de población 103

III.3.1 Plan Nacional de Desarrollo .......................................................... 103

III.3.2 Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011 ........................................... 106

III.3.3 Plan Municipal de Desarrollo ......................................................... 110

III.4 Normas oficiales Mexicanas y de PEMEX 112

III.5 Decretos y programas de Áreas naturales protegidas. 115

III.6 Leyes, Reglamentos y bandos municipales 122



Página 98

III VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN

MATERIA AMBIENTAL Y, EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DE

SUELO

III.1 Información general del proyecto.

Dentro del plan estratégico de Petróleos Mexicanos y en función a los

requerimientos establecidos por el gobierno federal, se determinó la necesidad de

realizar diversas inversiones en el mediano plazo, con la finalidad de mejorar el

esquema de proceso y aumentar la calidad de sus productos.

Este proyecto se desarrolla con la finalidad de cumplir con la Norma Oficial

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

2006, que requiere el suministro de gasolina con bajo azufre en las áreas

metropolitanas de la Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey a partir de

octubre de 2008, y para el resto del país a partir de enero de 2009.

III.2 Planes de Ordenamiento Ecológico del territorio (No decretado)

El modelo de ordenamiento ecológico territorial del estado de Hidalgo, es el

instrumento de política ambiental cuyo objetivo consiste en inducir, desde la

perspectiva ambiental, el uso del suelo y las actividades productivas dentro de su

circunscripción territorial, con el fin de lograr la protección al ambiente y la

preservación y aprovechamiento sustentable de los recursos y elementos

naturales, a partir del análisis en el deterioro y las potencialidades de

aprovechamiento de los mismos que se contienen en el modelo respectivo.

Este esquema de ordenamiento ecológico se basa en el análisis de la relación

sociedad-naturaleza y de su marco espacial, lo que permitirá promover el

desarrollo sustentable para el territorio en concordancia con los principios



Página 99

establecidos en la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; la Ley

General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, la Ley del Equilibrio

Ecológico y Protección al Ambiente del estado de Hidalgo y en otras leyes,

decretos y regulaciones federales y estatales.

El modelo de ordenamiento ecológico territorial del estado de Hidalgo, contempla

los siguientes objetivos:

• Definir los usos óptimos del territorio de acuerdo con sus condiciones

geoecológicas y socioeconómicas.

• Establecer criterios y principios para la protección del ambiente y el

aprovechamiento racional de los recursos naturales.

• Orientar y organizar los instrumentos administrativos, jurídicos y

técnicos con el fin de disminuir desequilibrios territoriales y alcanzar un

desarrollo regional armónico.

• Implementar el Sistema de Información Geográfica para el inventario,

análisis y diagnóstico de la problemática ambiental y socioeconómica

del territorio.

• Establecer los principios para el desarrollo racional de los procesos de

urbanización, industrialización, redes de transporte y servicios, entre

otros.

El ordenamiento ecológico debe ser visto como el fundamento de la planificación

ambiental. Tiene la función de ser un instrumento normativo básico, sobre el cual

descansan otros instrumentos que no pueden tomar en cuenta impactos o efectos

acumulativos. Se encuentra regulado por disposiciones contenidas en un gran



Página 100

número de leyes y reglamentos que abarcan aspectos administrativos, civiles,

penales, ecológicos, territoriales, económicos, de procedimiento e internacionales.

El modelo debe incluir la llamada zonificación funcional o propuesta de usos para

el territorio acorde con sus potencialidades y limitantes, el esclarecimiento de la

intensidad de dicha utilización (de ser posible determinando la capacidad de

soporte, capacidad de carga o umbrales ambientales) y el sistema de medidas o

políticas ambientales de aprovechamiento, protección, conservación y

restauración que garanticen la explotación racional y la conservación a mediano y

largo plazo de los recursos naturales. Demanda un gran esfuerzo y nivel de

información por parte de los investigadores y debe basarse en el diagnóstico

ambiental antes realizado, el pronóstico del sistema estudiado, las concepciones

teórico-metodológicas y prácticas existentes así como los criterios básicos

aceptados para su realización.

El establecimiento del modelo presupone de hecho una gestión de protección de

la naturaleza, al asignarle a cada área un valor funcional determinado y un

régimen de explotación y transformación que lleva implícitas medidas de

conservación de los diferentes recursos. Se proponen 4 políticas esenciales para

el manejo y uso del territorio. De manera resumida se describe a continuación la

propuesta de manejo por componente ambiental:

Agrícola.- Se propone el desarrollo de esta actividad en áreas donde

históricamente se ha practicado y que tienen potencial para las mismas, debiendo

tomarse las medidas adecuadas para evitar la degradación de los suelos y las

aguas, así como lograr una organización de la misma que posibilite introducir

mejoras técnicas con vistas a lograr incrementos significativos de la producción y



Página 101

la productividad que permitan mejorar las condiciones de vida de las comunidades

dedicadas a ella.

Para este punto el proyecto no afecta ya que las plantas se construirán dentro de

las instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo

Forestal.- Para la mayoría de las áreas de montañas medias y altas se propone

este uso de forma extensiva, aunque localmente puede ser intensivo; muchas de

estas áreas históricamente han sido usadas para la extracción de madera y otros

productos del bosque, se propone organizar adecuadamente esta actividad que

puede convertirse en un renglón importante para el desarrollo del Estado. Deben

establecerse todas las regulaciones necesarias y realizar estudios detallados que

permitan establecer los potenciales forestales de cada área y las medidas para su

utilización, además de incluir programas apropiados de reforestación y protección

forestal. Este uso debe quedar bien planificado y regulado para evitar la tala

clandestina y sobreexplotación de los bosques, lo que podría degradar el recurso,

incrementar la erosión de los suelos, disminuir la recarga de agua de los acuíferos

y las corrientes superficiales y la pérdida de la diversidad biológica de estos

territorios.

Áreas naturales protegidas.- Extensas áreas del estado tienen importantes

valores que ameritan el establecimiento de áreas naturales en el caso de que aún

no existan y el fortalecimiento de las ya existentes. En particular, es importante

proteger y conservar las barrancas donde se localizan gran número de especies

vegetales y animales de interés para la conservación, son fuente de escurrimiento

superficial del agua y presentan valores estético – escénicos sobresalientes.

Además, se propone el establecimiento de áreas protegidas en las montañas

medias y altas sedimentarias templadas húmedas con bosque mesófilo, donde



Página 102

aún encontramos valores importantes para la conservación por su alta diversidad

de especies vegetales y animales, muchas de ellas endémicas y en diferentes

status de protección según estudios realizados por CONABIO y otras instituciones.

Flora y fauna – el estado cuenta con importantes áreas que representan un alto

valor natural, pues la existencia de ecosistemas con pocas modificaciones en su

forma y función ambiental posibilita practicar aprovechamientos sin afectar

significativamente los procesos ecológicos y otros ciclos como los bioquímicos,

erosivos, etc. La asignación de este uso se puede realizar bajo el esquema de

Unidades de Conservación, Manejo y Aprovechamiento Sustentable de la Vida

Silvestre. De igual manera pero en sentido contrario, en el estado, sobre todo en

la parte sur es posible encontrar grandes extensiones con muy alto grado de

perturbación producto de la transformación de áreas vegetadas en zonas

agropecuarias de manejo intensivo que han afectado las características ecológicas

del entorno y propiciando la desaparición de especies en una extensa porción del

estado.

III.2.1 Modelo de ordenamiento ecológico territorial de la Región Tula-

Tepeji del Estado de Hidalgo.

Una de las razones por las que se elaboro este modelo de ordenamiento ecológico

territorial para la región de Tula- Tepeji, obedece a que la región de estudio,

conformada por diez municipios del suroeste de la entidad: Atitalaquia,

Ajacuba, Atotonilco de Tula, Tepeji del Río de Ocampo, Tlaxcoapan, Tetepango,

Tlahuelilpan, Tezontepec de Aldama, Tula de Allende y Tepetitlán, se caracteriza

por disponer de la mayor infraestructura industrial instalada dentro del Estado, en

donde destacan los giros textiles, alimentos, petroquímica, generación de energía

eléctrica y de minerales no metálicos.



Página 103

Así mismo, cuenta con aproximadamente el 36% de la superficie agrícola que se

irriga con aguas negras en el estado, y concentra aproximadamente al 15 % de la

población estatal. Dado lo anterior, y debido al crecimiento acelerado de los

asentamientos industriales y la apertura de zonas agrícolas, es una de las

regiones con mayor grado de deterioro ambiental, lo que ha propiciado un

detrimento de las condiciones de vida de sus habitantes.

El objetivo de este ordenamiento es el de proveer de un instrumento de planeación

ambiental que permita evaluar y programar el uso adecuado del territorio, así

como el manejo de los recursos naturales, para preservar y restaurar el equilibrio

ecológico y proteger el ambiente de los municipios que la conforman.

El presente proyecto, se desarrollara dentro de los límites de batería de la actual

Refinería Miguel Hidalgo, por lo que no se afectaran nuevas áreas para el

desarrollo industrial. El proyecto formará parte integral de los procesos de la

Refinería.

III.3 Planes y programas de Desarrollo Urbano Estatales, Municipales o en

su caso del centro de población

III.3.1 Plan Nacional de Desarrollo

El plan nacional de Desarrollo 2007-2012, establece una estrategia clara y viable

para avanzar en a transformación de México sobre bases sólidas, realistas y,

sobre todo, responsables.

Este plan se estructuro sobre cinco ejes rectores:

• Estado de derecho y seguridad



Página 104

• Economía competitiva y generadora de empleos

• Igualdad de oportunidades

• Sustentabilidad ambiental

• Democracia efectiva y política exterior responsable.

Dentro del sector de economía competitiva y generadora de empleos, dentro del

rubro de energía, electricidad e hidrocarburos como objetivo No.15, del Plan

Nacional de Desarrollo se menciona al sector de Hidrocarburos:

El sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el

petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a

precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares de calidad internacionales. Ello requerirá de medidas que permitan

elevar la eficiencia y productividad en los distintos segmentos de la cadena

productiva.

La capacidad de refinación en México se ha mantenido prácticamente constante

en los últimos 15 años. Las importaciones de gasolina han crecido

significativamente y en 2006 casi cuatro de cada diez litros consumidos en el país

fueron suministrados por el exterior. Petróleos mexicanos tiene áreas de

oportunidad en materia de organización que le permitirían operar con mayor

eficiencia y mejorar la rendición de cuentas. También resulta indispensable

realizar acciones para elevar los estándares de seguridad y reidor el impacto

ambiental de la actividad petrolera. En este sentido, es necesario fomentar la

introducción de las mejores prácticas de gobierno corporativo y de mecanismos

que permitan un mejor anejo y utilización de los hidrocarburos, con seguridad y

responsabilidad ambiental.



Página 105

Dentro de las estrategias que se proponen en el Plan Nacional de Desarrollo se

mencionan las siguientes:

• ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas,

la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento

en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo

de plantas procesadoras de productos derivados y gas.

• ESTRATEGIA 15.6 Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las

medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental.

• ESTRATEGIA 15.7 Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en

especial de crudos pesados.

Dentro del Sector de Sustentabilidad Ambiental se tiene como objetivo No. 10 del

Plan Nacional de Desarrollo el de reducir las emisiones de gases de efecto

invernadero. Y como estrategia 10.3:

• ESTRATEGIA 10.3 Impulsar la adopción de estándares internacionales de

emisiones vehiculares.

Para lograrlo es necesario contar con combustibles más limpios y establecer

incentivos económicos que promuevan el uso de vehículos más eficientes y la

renovación de la flota vehicular, y utilizar las compras del gobierno para impulsar

ese mercado. Se deberán establecer normas y estándares que obliguen a

incrementar la eficiencia de los nuevos vehículos y limitar así las emisiones de



Página 106

CO2. Se necesitan establecer en todo el país programas periódicos y sistemáticos

de inspección y mantenimiento vehicular, así como sistemas eficientes de

trasporte público e impulsar el transporte ferroviario.

Como puede observarse el presente proyecto es totalmente compatible con el

Plan Nacional de Desarrollo ya que se pretende la construcción de plantas de alta

tecnología que mejoren los procesos de refinación y nos permitan producir

gasolinas que cumplan con las especificaciones para reducir la contaminación

ambiental sin la necesidad de importar hidrocarburos refinados.

III.3.2 Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011

Para cumplir con los propósitos registrados en el Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011, a

través del trabajo complementario con la sociedad, se requiere definir las características y

los principios con los que operará el gobierno que hará posible concretarlos con eficacia y

eficiencia.

Los principios a los que se sujetará la acción de nuestro gobierno son:

• Transparencia y honestidad, para concretar un gobierno honesto con un

desempeño público transparente y una efectiva rendición de cuentas.

• Modernidad y eficiencia, para integrar un gobierno moderno y racional

que optimice la aplicación de los recursos con nuevos criterios de

administración e inversión.

• Liderazgo firme con sentido social, para establecer un gobierno que

ejerza con responsabilidad la rectoría del desarrollo y un liderazgo que

fomente el consenso.



Página 107

• Visión y claridad de rumbo, para instaurar un gobierno que cuente con

una visión integral y de largo plazo, que defina con claridad el rumbo a

seguir para superar los problemas.

• Planeación corresponsable, para integrar un gobierno sustentado en la

planeación y en la definición conjunta de objetivos, estrategias y líneas

de acción que promuevan el desarrollo.

• Legalidad, para ejercer un gobierno que promueva y vigile el

cumplimiento irrestricto del Estado de Derecho y otorgue certeza jurídica

y seguridad a los hidalguenses.

• Participación Social, para contar con un gobierno que garantice la

participación corresponsable de la sociedad en el proceso de

formulación, implementación y evaluación de políticas públicas.

Fundamentar el actuar del gobierno en principios, permitirá adaptar la vida

administrativa de nuestras instituciones a las exigencias actuales de modernidad

señaladas por la innovación en el conocimiento, los adelantos tecnológicos y la

vida globalizada.

El Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011, considera la agrupación temática de los

aspectos del desarrollo en ejes rectores definidos por su carácter estratégico y por

su reiterada presencia como demanda social en la labor gubernamental.

Los ejes rectores del desarrollo en los que se sustenta metodológicamente este

documento son:



Página 108

1. Empleo y productividad para el desarrollo, a través del cual se busca

fortalecer y ampliar la infraestructura productiva del estado; elevar los

niveles de productividad y competitividad; alentar la inversión y el

crecimiento sostenido e impulsar la creación de empleos permanentes y

bien remunerados para los hidalguenses.

2. Calidad de vida para el bienestar social, que persigue establecer políticas

públicas para impulsar el desarrollo humano y el combate a la pobreza y la

marginación, así como para la definición de acciones sociales equitativas e

incluyentes que ofrezcan a la población mayores opciones de acceso al

bienestar.

3. Vocación regional y sustentabilidad para el progreso, orientado a fortalecer

la vocación de nuestras regiones para promover su desarrollo integral y

sustentable de forma equilibrada e impulsar su inserción en procesos que

eleven su productividad y competitividad con base en el aprovechamiento

de las capacidades humanas y los recursos naturales.

4. Fortaleza institucional para la tutela de derechos, cuyo propósito es

perfeccionar la democracia de la entidad a través del impulso a la

participación social en las decisiones de gobierno, así como fortalecer la

colaboración entre poderes, la coordinación con municipios y la observancia

plena al Estado de Derecho como garantía de certeza jurídica para la

población.

5. Honestidad y eficiencia para servir a la sociedad, dirigido a integrar un

gobierno racional y eficiente que otorgue un servicio público congruente con

los requerimientos de la población; aplique responsablemente los recursos



Página 109

públicos con un enfoque de austeridad y promueva la mejora continua de

los procesos administrativos.

En cuanto al eje No.1, que se refiere al empleo y productividad para el desarrollo,

tomamos en cuenta el siguiente párrafo: “Atentos a las transformaciones económicas que nos impactan, fortaleceremos nuestras políticas dirigidas a captar capitales nacionales y extranjeros que promuevan la inversión productiva y la oferta de empleo. En un mundo donde surgen cada vez más alternativas para la inversión extranjera directa y se intensifica la competencia para su atracción, se hace necesario instrumentar mecanismos de apoyo a las empresas hidalguenses que redunden en el fortalecimiento de su competitividad; en el fomento a la creación de cadenas productivas generadoras de alto valor agregado; en la ampliación y modernización de su infraestructura y en el apoyo a través de financiamiento, capacitación y asesoría, que permitan ubicarlas en los parámetros internacionales de viabilidad para la inversión.” El proyecto que hoy nos ocupa impulsa la industria de la Refinación en México,

modernizando sus instalaciones y produciendo una gasolina que cumpla con la

calidad requerida por la normatividad actual. Con estas acciones PEMEX

Refinación fomenta la generación de empleos y la producción de gasolinas en el

mercado nacional reduciendo las importaciones y elevando la capacidad

productiva del país.



Página 110

III.3.3 Plan Municipal de Desarrollo

Uno de los objetivos que señala el Programa de Desarrollo Urbano Nacional es

propiciar el ordenamiento territorial de las actividades económicas y de la

población conforme a la potencialidad de las ciudades y de las regiones; inducir el

crecimiento de las ciudades de forma ordenada, de acuerdo con las normas

vigentes de desarrollo urbano y bajo principios sustentados en el equilibrio

ambiental de los centros de población, respetando la autonomía estatal y la

libertad municipal.

Tomando en cuenta lo anterior el municipio de Tula de Allende, desarrolló un

programa de desarrollo urbano local en el cuál se mencionan todas las

problemáticas del municipio y las estrategias para su solución, cabe mencionar

que dicho programa esta elaborado tomando en cuenta la importancia de la

Refinería “Miguel Hidalgo”, y por consiguiente los proyectos nuevos de

construcción de las plantas Desulfuradoras, apoyaran estos programas en los

rubros social y económico.

Dentro de los diferentes puntos del programa de desarrollo urbano local, los que

toman en cuenta a la Refinería son los siguientes:

• Criterios de normatividad urbana.

El programa de desarrollo urbano en él se determinan los tipos de zonas en razón

de los usos predominantes del suelo, para hacer la clasificación se consideró que

la Refinería “Miguel Hidalgo” se encuentra en operación desde 1976 y que

alrededor de ella se han desarrollado actividades relacionadas con la misma y con

las necesidades del personal que en ella labora, por lo que la existencia de las



Página 111

nuevas plantas de Desulfuradoras de gasolina no se contraponen con las políticas

marcadas en dicho programa.

• Compatibilidad de usos de suelo. El uso de suelo del área donde se ubica la Refinería es industrial, ya que se

encuentra en la zona denominada “ZONA INDUSTRIAL OCUPADA” dentro del

Parque Industrial Tula, por lo que la superficie que rodea al sitio donde se

construirán las plantas Desulfuradoras en un radio aproximadamente de 500 m es

netamente de uso industrial.

Sin embargo, en la superficie entorno de la Refinería en un radio aproximado de

500m, en el extremo sur se tiene la zona de cultivo de temporal; en el norte y el

oeste zona de terrenos baldíos y zona de cultivo por riego; al este existen zonas

de terrenos baldíos, zona industrial ocupada, zona industrial sin ocupar, así como,

zona de comercio y servicio. En el plan de desarrollo urbano local se incluye una

nueva estrategia de usos de suelo, en la que alrededor de la Refinería en un radio

mínimo de 100 m y máximo de 700 m aproximadamente existe una barrera

vegetal de amortiguamiento en los extremos norte, sur y oeste, al lado este se

denominará zona de industria vecina y el área donde se encuentra la Refinería

“Miguel Hidalgo” corresponde a zona de industria aislada.

De acuerdo con lo descrito en los párrafos anteriores las actividades que se

realizaran para la construcción y operación de las plantas Desulfuradoras no se

contraponen a lo expuesto en el plan de desarrollo urbano local.



Página 112

III.4 Normas oficiales Mexicanas y de PEMEX

Normas oficiales mexicanas

CLAVE NOMBRE PUBLICACION

NOM-002-SEMARNAT-96 Límites permisibles de contaminantes en descargas de aguas residuales en los sistemas de drenaje y alcantarillado urbano o municipal.

03-06-98

NOM-043-SEMARNAT-1993 Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas.(antes NOM-CCAT-006-ECOL/1993)

23-07-93

NOM-052-SEMARNAT-93 Que establece las características de los residuos peligrosos, el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente

22-10-93

NOM-054-SEMARNAT-93 Que establece el procedimiento para determinar la incompatibilidad entre dos o más residuos considerados como peligrosos por la Norma Oficial Mexicana NOM-052-SEMARNAT-1993.

22-10-93

NOM-081-SEMARNAT-1994 Establece los limites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición.

22-06-94

NOM-085-SEMARNAT-1994 Contaminación atmosférica. Fuentes fijas. Para fuentes fijas que utilizan combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, que establece los niveles máximos permisibles de emisión al la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto por combustión, así como los niveles

18-11-93



Página 113

CLAVE NOMBRE PUBLICACION

máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre de los equipos de calentamiento directo por combustión.

NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005

Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental. (antes NOM-086-SEMARNAT-1994)

30-01-06

NOM-011-STPS-2002 Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido

17-04-02

NOM-017-STPS-2001 Equipo de protección personal-selección, uso y manejo en los centros de trabajo

05-11-01

NOM-024-STPS-2001 Vibraciones- condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo

11-01-02

NTEE-COEDE-003/2000 Que establece los límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de vehículos automotores en circulación que usan gasolina y gas licuado de petróleo como combustible

10-07-00

Las Normas de referencia PEMEX que serán implementadas en el proyecto son

las siguientes:

NORMA RELATIVA A:

NRF-001-PEMEX-2000 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos amargos.

NRF-002-PEMEX-2001 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos no amargos.

NRF-004-PEMEX-2000 Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos.

NRF-005-PEMEX-2000 Protección Interior de ductos con inhibidores.

NRF-006-PEMEX-2002 Ropa de trabajo para los trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.



Página 114

NORMA RELATIVA A:

NRF-007-PEMEX-2000 Lentes y gogles de seguridad, protección primaria de los ojos.

NRF-008-PEMEX-2001 Calzado industrial de piel para protección de los trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

NRF-009-PEMEX-2001 Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento.

NRF-010-PEMEX-2001 Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas riesgosas SAAFAR

NRF-012-PEMEX-2001 Tubería de resina reforzada con fibra de vidrio para recolección y transporte de hidrocarburos y fluidos corrosivos líquidos.

NRF-017-PEMEX-2001 Protección catódica en tanques de almacenamiento.

NRF-019-PEMEX-2001 Protección contra incendio en cuartos de control que contienen equipo electrónico.

NRF-021-PEMEX-2001 Requisitos mínimos de calidad técnico-médica para prestadores de servicios médicos subrogados.

NRF-022-PEMEX-2001 Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones para edificios administrativos y áreas industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

NRF-023-PEMEX-2001 Medidas de seguridad, higiene y protección ambiental para contratistas que desarrollen trabajos en edificios administrativos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

NRF-024-PEMEX-2001 Requisitos mínimos para cinturones, bandolas, arneses, líneas de sujeción y líneas de vida.

NRF-025-PEMEX-2002 Aislamientos térmicos para baja temperatura

NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas.



Página 115

NORMA RELATIVA A:

NRF-027-PEMEX-2001 Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura.

NRF-029-PEMEX-2002 Señales de seguridad e higiene para los edificios administrativos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica

NRF-049-PEMEX-2001 Inspección de bienes y servicios

NRF-050-PEMEX-2001 Bombas centrífugas

III.5 Decretos y programas de Áreas naturales protegidas.

El proyecto será construido en las instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo sin

alterar o interactuar ninguna área natural protegida.

En el estado se tienen las siguientes áreas naturales protegidas decretadas por la

federación:

• Reservas de la biosfera 1

• Parques Nacionales 3

• Monumentos Naturales 0

• Áreas de protección de recursos naturales 0

• Áreas de Protección de Flora y Fauna 0

• Santuarios 0

Como puede observarse en todo el territorio del estado de Hidalgo, se cuenta con

cuatro áreas naturales protegidas decretadas por la federación en las siguientes

categorías:



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Áreas naturales protegidas decretadas por la federación

AREA NATURAL PROTEGIDA

CATEGORIA EXTENSIÓN FECHA DE DECRETO

Barranca de Metztitlán Reserva de la Biosfera 96,043 27 de Noviembre de 2000

El Chico Parque Nacional 2,739 06 de Julio de 1982

Los Mármoles Parque Nacional 23,150 08 de Septiembre de 1936

Tula Parque Nacional 100 27 de Mayo de 1981

• Reservas de la Biosfera: Son áreas representativas de uno o más

ecosistemas no alterados por la acción del ser humano o que requieran

ser preservados y restaurados, en las cuales habitan especies

representativas de la biodiversidad nacional, incluyendo a las

consideradas endémicas, amenazadas o en peligro de extinción. Dentro

del estado de Hidalgo se cuenta con una llamada “Barranca de

Metztitlán declarada el 27 de Noviembre del 2000 y cuenta con una

superficie de 96,043ha.

• Parque Nacional: Áreas con uno o más ecosistemas que se signifiquen

por su belleza escénica, su valor científico, educativo de recreo, su valor

histórico, por la existencia de flora y fauna, por su aptitud para el

desarrollo del turismo, o por otras razones análogas de interés general.

Dentro del territorio del estado de Hidalgo se han decretado a nivel

federal 3 parques nacionales, “El Chico”, “Los Mármoles” y “Tula”. Este

último tiene una superficie de 100ha y su vegetación predominante es el

Matorral Xerófilo.



Página 117



Página 118

Áreas naturales protegidas con respecto al proyecto.



Página 119

El Consejo Estatal de Ecología (COEDE) es un organismo público descentralizado

del Gobierno del Estado de Hidalgo, que tiene como objeto dirigir, conducir y

evaluar la política y los criterios ambientales para el Estado, y definir los

instrumentos para su aplicación (Decreto que Modifica los Diversos del Consejo

Estatal de Ecología, POE 04/10/1999). Esto implica formular instrumentos de

política ambiental para un uso óptimo de los recursos, sin degradar las bases

naturales del desarrollo. En congruencia, el COEDE a través de sus programas y

proyectos, ha consolidado como instrumentos de política ambiental entre otros, el

ordenamiento ecológico territorial, las áreas naturales protegidas, la regulación del

impacto ambiental, la educación ambiental y el inventario de recursos naturales

(Ley del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente [LEEPAEH] 1999 y como

instrumento rector el Programa Institucional de Desarrollo 2002-2005).

Las áreas naturales protegidas de competencia estatal y municipal suman siete,

las cuales cubren una superficie de 292.6 hectáreas, representando el 0.033% de

la superficie potencial estatal. De esta superficie el 38% corresponde a una

Reserva Ecológica Municipal, el 31% a un Parque Estatal, el 23.24% a Zonas de

Preservación Ecológica de los Centros de Población y el resto (7.76%)

corresponde a un área clasificada como Terrenos de Utilidad Pública. Las dos

áreas restantes fueron declaradas como Reservas Ecológicas por decreto

municipal, el cual no señala la superficie que involucran.



Página 120

Áreas naturales protegidas de competencia estatal y Municipal.

CATEGORIA/NOMBRE FECHA DE DECRETO

SUPERFICIE (Ha) MUNICIPIOS ECOSISTEMA

Reserva Ecológica de Tulancingo*

POE 19/O7/1993 ND Tulancingo de Bravo ND

Reserva Ecológica El Astillero* POE 19/07/1993 ND Alfajayucan ND

Reserva Ecológica El Hiloche* POE 26/10/1998 112.3 Mineral del Monte Ba y Bq

Terrenos de Utilidad pública “Las Lajas” ó “Cerro del Lobo”

POE 18/07/1998 21.85 Pachuca de soto Bc

Parque Ecológico cubitos (parque estatal)

POE 30/12/2002 90.45 Mineral de la Reforma y Pachuca de Soto

Mx

Zona de Preservación Ecológica de los centros de población el Campanario

DM 16/12/2003 40.00 Cuautepec de Hinojosa

Bq y Bp

Zona de preservación Ecológica de los Centros de población la Lagunilla

DM 04/11/2003 28.00 Tulancingo de Bravo Bq

Nota: POE: Periódico Oficial del Estado; DM: Decreto Municipal; Ba: bosque de oyamel; Bq: bosque de encino, Bc: bosque

cultivado (eucalipto); Bp: bosque de pino; Mx: matorral xerófilo; ND: no disponible (*) estas áreas no corresponden a

ninguna categoría señalada en la LEEPAEH ó la LGEEPA.

Actualmente, se trabajan en once proyectos de áreas naturales protegidas de

carácter Estatal y Municipal, para concretarse en el año 2005, que aportarán un

total de 30,053.98 hectáreas bajo esta política de protección



Página 121



Página 122

III.6 Leyes, Reglamentos y bandos municipales

Leyes

Ley de Aguas Nacionales

Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente

Ley Federal de Derechos

Ley Federal de Procedimientos Administrativos

Ley Federal del Trabajo

Ley Federal sobre Metrología y Normalización

Ley General de Protección Civil

Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos

Ley para la protección al Ambiente en el Estado de Hidalgo

Reglamentos

Reglamento contra la Contaminación por Ruido

Reglamento de Gas Natural

Reglamento de la Ley de Aguas Nacionales

Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación Atmosférica

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Residuos Peligrosos

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Evaluación de Impacto Ambiental

Reglamento Federal de Seguridad e Higiene y Medio Ambiente de Trabajo

Reglamento para el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos

Reglamento de la Ley del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente del Estado de Hidalgo



Página 123

Reglamentación municipal

Bando de Policía y buen Gobierno Tula de allende

Reglamento de Ecología y Gestión Ambiental

INDICE CAPITULO IV

IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE

INFLUENCIA DEL PROYECTO................................................................. 124

IV.1 Delimitación del área de estudio.................................................... 124

IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental......................... 124

IV.2.1 Aspectos abióticos ......................................................................... 124

IV.2.2 Aspectos bióticos ........................................................................... 148

IV.2.3 Paisaje ........................................................................................... 152

IV.2.4 Medio Socioeconómico.................................................................. 155

IV.2.5 Diagnóstico ambiental.................................................................... 168



IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA

PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL

PROYECTO

IV.1 Delimitación del área de estudio

Para delimitar el área de estudio, se aplicaron los criterios correspondientes a

dimensiones del proyecto, factores sociales, rasgos biológicos y físicos del área,

usos de suelo de acuerdo al Plan de Desarrollo Urbano.

IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental

IV.2.1 Aspectos abióticos

IV.2.1.1 Clima

a) Tipo de clima

En el estado de Hidalgo se pueden distinguir tres grupos de climas bien definidos,

según la clasificación climática de Copen modificada pro Enriqueta García de

Miranda, en el año de 1989:

El grupo de climas cálidos A, que se distribuyen en una pequeña porción del

extremo nororiental del Estado y en parte del Municipio La Misión.

El grupo de climas templados C, de la Sierra Madre Oriental y partes altas del

sistema Volcánico Transversal.

Y por último el grupo de limas secos B, de la Barranca de Metzititlán y del Altiplano

Volcánico del Sur y Oeste del Estado.

Para el sitio del proyecto identificamos el tipo de clima semiseco Bs1. Después del

subgrupo de climas templados, es el más extendido en el Estado con 34% de su

superficie. Se distribuye en casi todo el Valle del Mezquital, la altiplanicie del Sur



del Estado y gran parte de la Barranca del Metztitlán. Se pueden reconocer tres

subtipos:

• Semiseco cálido con régimen de lluvias de verano y lluvia invernal

menor de 5% BS1 (h’)hw(w)

• Semiseco semicálido con invierno fresco y régimen de lluvias de verano.

Lluvia invernal menor de 5% Bs1 h w(w) y entre 5 y 10.2% Bs1 h w.

• Semiseco templado con verano cálido y régimen de lluvias de verano.

Lluvia invernal menor de 5% BS1 kw(w) y entre 5 y 10.2 % Bs1 k w

En casi todo el Valle del Mezquital desde Zimapán, Ixmiquilpan, Santiago de

Anaya, Huichapan; Alfajayucan hasta Tlahuelipan, Tetepango, Tlaxcoapan,

Atitalaquia y parte de Tula de Allende y Atotonilco de Tula, el clima característico

es el subtipo semiseco templado con verano cálido y régimen de lluvias de verano

BS1k; con lluvia invernal menor de 5% BS1 Kw(w). Este subtipo de clima presenta

temperaturas relativamente “más frescas” a lo largo del año, con respecto al

anterior. Temperatura máxima promedio mensual en el estado de Hidalgo °C (2001-2007)

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO ANUAL

2007 22.3 23.8 26.1 27.8 28.8 28.1 26.8 25.8 24.7 23.5

2006 22.3 24.4 26.2 27.6 26.4 26.6 25.8 25.9 25.9 25.1 22.8 21.9 25.1

2005 23.1 23.7 26.6 29.6 29.3 28.8 26.6 25.6 24.8 23.5 21.2 22.0 25.4

2004 21.3 23.6 24.4 25.3 25.8 24.4 24.4 24.9 24.5 24.1 23.2 21.2 23.9

2003 20.7 25.6 26.8 28.5 29.7 26.2 25.1 25.1 24.4 23.3 23.1 21.5 25.0

2002 22.8 22.2 26.5 27.6 28.0 26.1 24.8 25.5 24.0 24.8 21.3 22.2 24.7

2001 22.4 23.6 25.8 27.5 26.6 26.5 25.9 25.3 23.9 23.1 22.6 22.4 24.6



Climas en el estado de Hidalgo.



Temperatura media promedio mensual en el estado de Hidalgo°C (2001-2007)


2007 14.9 15.9 17.7 19.9 21.1 20.9 20.3 19.5 18.3 16.8

2006 14.0 16.1 16.6 18.5 19.0 19.7 19.8 19.8 20.0 18.8 15.6 14.3 17.7

2005 14.9 16.1 17.9 21.0 21.5 21.9 20.4 19.9 18.9 18.1 14.7 14.8 18.3

2004 13.3 14.3 16.1 17.3 18.1 18.2 17.5 18.1 17.8 17.3 15.0 13.0 16.3

2003 12.5 16.0 17.4 19.0 20.7 19.3 18.2 18.2 18.3 16.7 15.3 12.5 17.0

2002 13.6 13.8 16.9 18.4 19.2 18.5 18.1 18.1 17.7 17.5 13.5 13.8 16.6

2001 13.7 15.2 16.9 18.8 18.5 19.2 18.8 18.4 17.8 16.0 14.9 14.4 16.9

Temperatura mínima promedio mensual en el estado de Hidalgo °C (2001-2007)


2007 7.4 8.1 9.5 12.1 13.5 13.7 14.2 13.5 11.9 10.2

2006 5.7 7.9 7.1 9.4 11.5 12.9 13.7 13.7 14.1 12.5 8.3 6.8 10.3

2005 6.6 8.4 9.2 12.4 13.7 15.1 14.1 14.2 13.1 12.6 8.2 7.7 11.3

2004 5.3 5.0 7.8 9.3 10.3 11.9 10.6 11.3 11.1 10.6 6.7 4.7 8.7

2003 4.3 6.4 8.0 9.5 11.6 12.5 11.4 11.2 12.3 10.1 7.4 3.6 9.0

2002 4.3 5.3 7.3 9.1 10.4 10.9 11.5 10.7 11.5 10.3 5.8 5.5 8.5

2001 5.1 6.7 7.9 10.2 10.4 11.9 11.7 11.5 11.7 9.0 7.2 6.5 9.2

Fuente : Coordinación del servicio meteorológico nacional, lámina de lluvia estatal por estado CNA.

En la siguiente figura se resume la precipitación media anual de 1941 al 2005



Precipitación media estado de Hidalgo periodo 1941-2005

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL

19.8 17.1 21.6 39.6 64.3 121.5 114.2 111.1 154.4 84.1 34.9 19.9 802.4

Precipitación promedio mensual en el Estado de Hidalgo (mm) (2001-2007)

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2007 9.4 48.8 20.1 33.5 44.8 94.1 127.5 241.1 137.7 94.4

2006 12.3 2.5 21.4 26.6 79.0 29.3 80.6 137.8 169.0 79.6 37.6 19.4

2005 15.6 14.5 11.3 9.3 44.4 58.4 102.9 137.8 72.6 209.6 12.7 5.8

2004 7.2 3.6 35.0 49.6 59.7 159.9 78.3 96.6 55.1 72.5 8.0 3.7

2003 15.0 7.2 4.1 21.3 32.9 106.9 89.5 96.7 151.6 77.3 19.0 2.5

2002 17.9 7.8 7.8 23.7 25.9 85.9 59.0 50.6 206.3 83.2 44.7 7.8

2001 9.1 34.1 15.0 25.9 57.1 73.0 109.5 95.4 138.4 79.7 12.2 1.8




b) Fenómenos climatológicos

El área que comprende el Valle del Mezquital y que corresponde a una parte de

los estados de Hidalgo y México, presentan las mismas características climáticas

que son típicas del Altiplano Mexicano, en las que son muy comunes las neblinas,

heladas y granizadas, ya que su altitud promedio sobre el nivel del mar es mayor a

los 2,000 metros.

Heladas De acuerdo con la distribución climática, las frecuencias menores de este

fenómeno (0-5 días con heladas), cubren aproximadamente el 20% del estado en

los meses de diciembre y enero, período

de posible ocurrencia de heladas. En el caso de los climas templados y semifríos,

se aprecian rangos de 40 a 60 días, principalmente al sur del estado, asociados a

temperaturas medias de 12 a 14° C y mínimas promedio entre 8 y 9° C durante el

último y primer mes del año. También en esta zona se presentan las mayores

incidencias de heladas de la entidad, en áreas muy locales, con altitudes

superiores a los 2,000 m y en donde las frecuencias son de más de 80 días en la

estación invernal, sobre todo en diciembre y enero.

Granizadas Este fenómeno se presenta con más frecuencia en las zonas con climas

templados y semifríos del estado, los índices van de 2 a 4 días y en las partes más

elevadas llegan hasta seis días; su ocurrencia es generalmente durante el mes de

mayo, por lo que se asocia a las primeras precipitaciones.



Radiación o incidencia solar No se cuentan con información y/o reportes oficiales disponibles para sustentar los

datos de este apartado, debido a que la estación meteorológica, no contempla la

lectura ni el registro de estos parámetros.

IV.2.1.2 Geología y geomorfología

Las características litológicas y estructurales de las rocas que afloran en las

provincias Sierra Madre Oriental, Eje Neovolcánico y Llanura Costera del Golfo del

Norte, que cubren el estado de Hidalgo, indican que hubo diferentes eventos

geológicos de tipo orogénico, que asociados al volcanismo y al relleno de cuencas

oceánicas dieron el carácter estructural a esta entidad. Aquí es donde se puede

apreciar mejor el complejo desarrollo geológico del territorio nacional, ya que en la

provincia de la Sierra Madre Oriental afloran las rocas más antiguas de México

(Precámbrico) y junto con está una serie completa de unidades estratigráficas que

abarca el Paleozoico Superior (Pérmico), todo el Mesozoico y el Cenozoico.

El relieve estructural de la provincia que cubre al estado fue modelado por

diversos agentes que dieron las características morfológicas que ahora se

manifiestan superficialmente. (ver anexo 17 Carta Geológica)

La Sierra Madre Oriental tuvo su desarrollo sobre estructuras (cuerpos geológicos

deformados) precámbricas y paleozoicas, sobre las que ahora se encuentran

rocas mesozoicas que forman pliegues de diferentes tipos y orientaciones. En

Hidalgo el carácter estructural de esta cordillera es acentuado por pliegues

complejos recostados hacia el noreste y grandes fallas de empuje (cobijaduras),

que han arrancado de raíz fragmentos del basamento precámbrico y paleozoico, e

imbricado la secuencia mesozoica suprayacente.



Es posible que haya una relación estrecha entre los períodos de deformación

tectónica y la ubicación de cuerpos intrusivos de diversa composición, como los

que aparecen en esta provincia, que atraviesan la secuencia de rocas

mesozoicas, y han propiciado la mineralización de zonas como Zimapán.

La continuidad de los fenómenos volcánicos durante casi todo el terciario, se

manifiesta en el gran espesor y en la extensión que cubren las rocas ígneas del

Eje Neovolcánico, donde pueden encontrarse domos riolíticos, volcanes

compuestos, conos cineríticos enteros y erosionados, y mesetas formadas por

flujos piroclásticos y derrames de basalto. Estas estructuras han sido modificadas

en ocasiones por fenómenos de volcanismo explosivo, como se manifiesta en "La

Caldera" de Huichapán, en la localidad El Astillero.

Los sedimentos marinos terciarios que se encuentran en la porción noreste de

Hidalgo están genéticamente relacionados con la formación de la Llanura Costera

del Golfo, la cual tiene su origen en la regresión del Atlántico, iniciada a principios

del Terciario, y en el relleno gradual de la cuenca oceánica, donde fueron

acumulados sobre la pendiente del talud continental grandes volúmenes de

sedimentos de las partes altas del continente.

Los procesos geomorfológicos han modificado el relieve estructural original de las

provincias de Hidalgo; a diferentes escalas los deslizamientos de masas rocosas

provocados por el fracturamiento y la fuerza de gravedad han derruido los grandes

pliegues de fallas de la Sierra Madre Oriental y las estructuras volcánicas de la

provincia del Eje Neovolcánico; el agua actúa como alterador de la roca y propicia

el desarrollo de suelos residuales (Atotonilco el Grande). Como agente de



disolución aprovecha los sistemas de fracturas y forma en los depósitos de calizas

un conjunto de estructuras típicas de regiones "Cársticas", como son las dolinas,

uvalas, poljes, cavernas y simas que caracterizan a la Huasteca Hidalguense,

también ha profundizado grandes cañones transversales a la cordillera, por donde

las principales corrientes de la entidad drenan sus aguas al Golfo de México; y el

rejuvenecimiento continuo de la plataforma costera ha permitido la erosión

subsecuente de los depósitos arcillo-arenosos terciarios que se encuentran desde

el frente este de la Sierra Madre Oriental hasta la planicie costera, con diferente

morfología. La distribución geográfica de los recursos geológicos ha favorecido la

minería en el estado de Hidalgo, el cual cuenta con una rica tradición en dicha

actividad, que se remonta a más de 400 años. Se sabe que los indígenas antes de

la Conquista ya conocían y explotaban, aunque en forma rudimentaria, algunos

yacimientos en la Sierra de Pachuca.

Los distritos mineros de Pachuca-Real del Monte y Zimapán han destacado

mundialmente por su producción de plata, y después de varios siglos de

producción continua mantienen aún una gran potencialidad en las reservas auro-

argentíferas.

La entidad ocupa el primer lugar nacional en la producción de manganeso, que se

realiza en las localidades de Molango, Lolotla, Xochicoatlán y Malila; el quinto en

zinc, el sexto en oro, plata y cobre; por último, el séptimo en plomo.



Mapa geológico del sitio



IV.2.1.3 Relieve

El proyecto se localiza dentro de la Provincia Fisiográfica denominada Eje

Neovolcánico Transversal, se caracteriza como una enorme masa de rocas

volcánicas de todos los tipos, acumulada en innumerables y sucesivos episodios

volcánicos que se iniciaron a mediados del Terciario (unos 35 millones de años

atrás), y que continúan hasta el presente. La integran grandes sierras volcánicas,

coladas lávicas, conos dispersos, amplios escudo-volcanes de basalto, depósitos

de arenas y cenizas, etcétera, dispersos entre extensas llanuras.

Esta faja comprende la cadena de grandes estrato-volcanes: Volcán de Colima,

Tancítaro, Nevado de Toluca (Xinantécatl), Popocatépetl, Iztaccíhuatl, La Malinche

(Matlalcuéyetl) y Pico de Orizaba (Citlaltépetl).

Dentro de las subprovincias que integran a la Provincia, se encuentra la

denominada Lagos y Volcanes de Anáhuac, que es en donde se localiza el

proyecto de referencia.

Esta subprovincia está integrada por grandes sierras volcánicas o aparatos

individuales que se alternan con vasos lacustres; cruza del Estado de México

hacia Tlaxcala en sentido de NW a SE por medio de un corredor o llanura aluvial

que va a conectar hacia el norte con los Llanos de Apan, Hidalgo, y hacia el sur

con las Llanuras de la Cuenca de Puebla.

Colinda al norte con la subprovincia Llanuras y Sierras de Querétaro e Hidalgo; al

oriente abarca parte de los estados de Hidalgo, Tlaxcala y Puebla; al sur se

interna en el Distrito Federal y el estado de Morelos y limita con la subprovincia



Sierras y Valles Guerrerenses; al suroeste colinda con la subprovincia Depresión

del Balsas y al oeste con la de Mil Cumbres.

a) Presencia de fallas y fracturamientos: Este suceso es poco probable,

ya que no se encuentra en su recorrido alguna placa tectónica.

b) Susceptibilidad de la zona a: sismos, deslizamiento, derrumbes,

inundaciones, otros movimientos de tierra o roca y posible actividad

volcánica.

Sismos

La subprovincia a la cual pertenece la región de Hidalgo es denominada llanuras y

sierras de Querétaro e Hidalgo, se extiende desde el oeste de la ciudad de

Querétaro hasta Pachuca, Hidalgo, con una superficie dentro del estado de

7,821.33 km2, lo que significa el 37.41% contra el total estatal, engloba totalmente

al municipio de Tula de Allende, Hidalgo.

Para fines de diseño sísmico, la república mexicana se considera dividida en

cuatro zonas. La zona de mayor intensidad sísmica es la D, comprendida en la

costa sur del pacífico, afecta los estados de Chiapas, Oaxaca, Guerrero, sur de

Michoacán y Nayarit; de esta zona hacia el noreste, la intensidad disminuye.

Las plantas desulfuradoras de gasolina de la Refinería “Miguel Hidalgo” se

ubicarán en una zona clasificada como B, es decir de mediano riesgo sísmico.



Zonas sísmicas en la República Mexicana.

La zona centro del país junto con la costa noroeste del pacífico esta comprendida

en la zona sísmica B, se tomará como intensidad de diseño para construcciones, a

la aceleración y velocidad máxima del terreno que tenga una probabilidad de ser

excedidas del dos por ciento (periodo de recurrencia de 50 años).

En el periodo del 1990 a la fecha en la zona se han reportado 67 eventos de los

cuales las magnitudes con que se han presentado son: menores a 3 grados

Richter el 9 %, de 3 grados Richter el 72% y de 4 grados Richter el 19%. Estos

sismos se observan en la siguiente figura:



Sismos presentados en el estado de Hidalgo de 1990 a la fecha. Fuente: http://www.ssn.unam.mx

Inundaciones y Huracanes. El área de estudio, en general, no es susceptible a inundaciones. Las regiones

que comprende el Eje Neovolcánico fisiográficamente se encuentran protegidas en

la zona montañosa por la Sierra Madre Oriental, la cual es una barrera natural y no

permite los embates de los huracanes, por lo que el área del proyecto no presenta

susceptibilidad a este tipo de fenómenos climáticos.



Otros movimientos de tierra o roca. El sitio del proyecto no presenta susceptibilidad a este tipo de fenómenos.

Posible actividad volcánica. No es factible que se presente este fenómeno, ya que la probabilidad de

ocurrencia en actividades volcánicas es de baja a nula, debido a que cercano al

sitio del proyecto no se ubica ningún volcán en activo.

IV.2.1.4 Suelos

Tipos de suelo

En el estado de Hidalgo son diversos los tipos de suelo que es posible encontrar,

sin embargo los suelos de tipo Feozem son los que predominan en la zona. Las

características principales de estos suelos se describen a continuación.

En cuanto al Municipio de Tula de Allende, este esta compuesto por un suelo

terciario, cuaternario y mesozoico, de tipo semidesértico rico en materia orgánica y

nutrientes. (Anexo 18, Carta Edafológica)

Características fisicoquímicas

Feozem.- El término Feozem deriva del vocablo griego “phaios” que significa

oscuro y del ruso “Zemija” que significa tierra, haciendo alusión al color oscuro de

su horizonte superficial, debido al alto contenido en materia orgánica.



El material original lo constituye un amplio rango de materiales no consolidados;

destacan los depósitos glaciares y el loess con predominio de los de carácter

básico.

El perfil es de tipo AhBC el horizonte superficial suele ser menos oscuro y más

delgado que los Chernozem. El horizonte B puede ser de tipo cámbrico o Argico.

Los feozems vírgenes soportan una vegetación de matorral o bosque, si bien son

muy pocos. Son suelos fértiles y soportan una gran variedad de cultivos de secano

y regadío así como pastizales. Sus principales limitaciones son las inundaciones y

la erosión.

IV.2.1.5 Hidrología superficial y subterránea

a) Recursos hidrológicos localizados en el área de estudios

En el estado de Hidalgo las corrientes son escasas. Esto se debe a dos factores

primordialmente: el clima y la topografía. En las porciones norte y noreste, aunque

los vientos húmedos del Golfo propician abundantes lluvias, lo abrupto de la Sierra

Madre Oriental impide el aprovechamiento de los escurrimientos, ya que

descienden rápidamente a las zonas bajas, las cuales forman parte de los estados

de San Luis Potosí, Veracruz y Puebla. En cuanto a la explotación del agua

subterránea ésta es baja, pues son pocas las áreas planas.

Esta sierra y la de Pachuca actúan como barrera orográfica, debido a que los

vientos descargan su humedad en las laderas norte y este de las mismas; por ello,

en el resto de la entidad las lluvias son escasas, sin embargo, el relieve es más

suave y permite la utilización de los pocos ríos importantes (Tula, Tizahuapán y



Tulancingo) que corren por ella. Además, es en esta parte donde hay un mayor

aprovechamiento del agua subterránea, que en algunas áreas, ha originado la

sobreexplotación y la veda de las mismas.

El sitio de estudio pertenece a la región hidrológica del Pánuco a la cuenca del

Río Moctezuma.

b) Hidrología superficial

Cuenca Río Moctezuma

Ocupa una superficie dentro del estado de Hidalgo de 19,793.60km2, y tiene como

corriente principal el río Moctezuma, que se origina en el cerro de la Bufa, Estado

de México, a 3,800 m.s.n.m. En su inicio es denominado San Jerónimo.

Uno de los afluentes de esta corriente es el Río Tula, generado en el Estado de

México, inicia su recorrido con dirección norte hasta la población de Ixmiquilpan,

de ahí cambia su curso hacia el noroeste para después confluir con el Río San

Juan del Río, a partir de donde recibe la denominación de río Moctezuma y

funciona como límite natural entre Querétaro e Hidalgo.

Esta cuenca revista gran importancia tanto por su extensa superficie y la cantidad

de afluentes que alimentan sus corrientes principales, como por los distritos de

riego que se ubican en ella, de los cuales destaca el de Tula que, después de los

del norte de la República, es uno de los más importantes del País.



El sistema hidrológico en las colindancias de la refinería Miguel Hidalgo está

básicamente compuesto por la presa “Endho” y el Río Tula, este último es

alimentado básicamente del sistema de riego de la zona y por la misma presa

Endho, posteriormente el Río Tula es conducido por canales de riego para

suministro de agua a las tierras de temporal y agrícolas que se encuentran al

alcance del mismo, denominado “Distrito de riego del Río Tula” que cruza la

ciudad de Tula de Allende hasta el poblado de Melchor Ocampo en donde se

convierte en un canal de riego y que se conduce hasta la presa de Guadalupe en

el Estado de México por un lado y a la laguna de Zumpango.

El río Tula forma parte de la región hidrológica del Pánuco para desembocar en el

Río Moctezuma y de acuerdo a estimaciones de la Comisión Nacional del Agua es

uno de los ríos mas contaminados de México, en parte por la recepción de

descargas de aguas residuales de la Ciudad de México y en parte de las zonas

industriales asociadas a la Ciudad de Tula (Referencia Comisión Nacional del Agua 2007;

Acerca de la Cuenca del Valle de México)



Ríos de Hidalgo



Respecto al balance hidráulico tenemos que la cuenca del Río Tula se encuentra

sobreexplotado por lo que cuenta con una reducida disponibilidad de 40 millones

de m3/año, la cual deberá de ser planeada para evitar que esta disminuida

disponibilidad se vea sobreexplotada como en el caso de la cuenca del Valle de

México, a continuación se muestra en forma gráfica y datos del balance hidráulico

tanto de la cuenca del Valle de México como de la cuenca del Río Tula.

Balance Hidrológico para la subregión Valle de México y Tula (millones de m3)

Región Lluvia Evt. Infil. Esc. Virgen

Extr. A Subt.

Balance Import. Uso A. sup.

Reuso Esc. A. AB.

V. DE MEX

6,646 5,377 689 580 1,584 -895 610 198 312 1,636

TULA 3,510 1947 336 1,227 296 40 - 2,306 31 966

Balance Hidráulico



Presa Endho

La presa Endho se encuentra ubicada al norte de la Ciudad de Tula de Allende, la

cual cuanta con una capacidad de almacenamiento de 183 millones de m3 y una

extensión de 1,260 Ha y una extensión de 18 kilómetros de litoral, este cuerpo de

agua recibe aguas negras del Distrito Federal. Por su parte la presa Endho

suministra de agua de riego a razón de 400 Mm3, al distrito de riego No. 100. Esta

presa irriga más de 42,000 hectáreas. (se anexa carta hidrológica de agua

superficial anexo 19)

c) Hidrología subterránea

Los derrames de lava forman los acuíferos más importantes del área y son la

principal fuente de agua subterránea. Estos materiales poseen permeabilidad

media a alta, asociada con el fracturamiento de las rocas. Su espesor es variable

y en algunas áreas se encuentran interdigitados con depósitos de menor

permeabilidad. En los sitios donde afloran o cerca de la superficie forman

acuíferos de tipo libre, mientras que a profundidad se encuentran semiconfinados.

Otra fuente de agua subterránea es la secuencia de arenas y gravas dentro de los

materiales aluviales. Esta formación aflora en una gran parte del distrito de riego

con un espesor muy variable. Aun cuando las capas de arena y grava poseen

buena permeabilidad intergranular, en general esta unidad se considera de baja

permeabilidad, debido a los grandes espesores de arcilla. Este acuífero es de tipo

libre o semiconfinado en los sitios donde está presente y probablemente se

encuentre confinado a profundidad.



A mayor profundidad se localizan las calizas cretácicas. Alrededor del Valle, en

donde afloran, poseen alta permeabilidad probablemente como resultado de

procesos de disolución. Dado que pocas perforaciones han cortado esta unidad,

sus características hidráulicas no están bien definidas. Se infiere que en algunas

ocasiones se manifiesta como acuífero libre y en otras como parcial o

completamente confinado.

Niveles del agua subterránea

La configuración de la elevación del nivel estático muestra que el agua

subterránea se mueve con una dirección preferencial de sur a norte. Los niveles

someros se localizan en Atitalaquia y se profundizan hacia Tlahuelilpan, en

dirección paralela al río Salado. En los alrededores del poblado de Tepatepec se

infiere un parteaguas del flujo subterráneo; una parte del flujo se dirige a la zona

del Jaguey Banco, hacia el acuífero de Ixmiquilpan-Tasquillo, y otra hacia el

acuífero de Actopan-Sanitago de Anaya. (ver anexo 20 Carta de aguas

Subterráneas).

La configuración de la elevación del nivel estático del agua subterránea, nos indica

un gradiente de flujo de agua subterránea en dirección preferentemente de norte a

sur, desde la cota 2 120 m.s.n.m y hasta 1 800 m.s.n.m en la parte baja de cuenca

en las inmediaciones de Chilcuautla, es decir se tiene 320 metros de diferencia

entre la cota más alta y la cota más baja, del trazo de las curvas de igual elevación

se observa que existe una descarga importante del acuífero hacia el cauce del río

Tula y que el Río Salado también funciona como dren del acuífero.



En el Valle del Mezquital las profundidades del nivel estático varían de 10 a 55m.

Incluso es de hacerse notar que en Mangas-Tlahuelipan los niveles están a pocos

metros o son brotantes, debido a que en esta región a recarga por irrigación es

muy alta, lo que ha provocado saturación del medio, y en algunos sitios no solo la

recuperación del acuífero sino manantiales que descargan excedentes del

almacenamiento subterráneo.

En la siguiente tabla se muestran los aprovechamientos del agua subterránea de

acuerdo a su uso: Aprovechamiento del agua subterránea

Uso VOLUMEN mm3/ año PORCENTAJE %

Abrevadero 0.1 0.1

Agrícola 4.0 4.3

Avícola 0.4 0.4

Doméstico 18.5 20.1

Recreativo 16.6 17.9

Industria 53.0 57.2

TOTAL 92.6 100.00

Del total de los 179 aprovechamientos registrados en el área, la mayoría se

concentra en los municipios de tula (69), Atotonilco (27) y Tlaxcoapan (25),

adicionalmente se han identificado 16 manantiales importantes en la zona

localizados principalmente en el municipio de Tula.

La extracción total de agua subterránea en la zona es de 92.3 Mm3/año, la cual se

destina principalmente para la industria, abastecimiento de agua potable y

recreación. Por otra parte, el aprovechamiento del agua subterránea para la



agricultura (4 Mm3/año) representa el 2.5% del total de agua utilizada para dicha

actividad, el resto (97.5%) proviene de los aportes de las aguas residuales del

valle de México.

Balance de aguas subterráneas En el caso del acuífero del Valle del Mezquital, éste se encuentra prácticamente

en equilibrio dinámico, es decir, este ya llegó a su capacidad máxima de

almacenamiento y el volumen infiltrado por lluvia y por retorno de riego, es similar

al flujo base de salida; en otras palabras, el volumen que entra es igual al volumen

que sale. Por lo tanto, existe la posibilidad de realizar explotaciones controladas,

que llevarían a una nueva condición de equilibrio hidrodinámico, lógicamente

interceptando volúmenes correspondientes a las salidas naturales.

Disponibilidad En la siguiente tabla se muestra la disponibilidad media anual de los acuíferos del

Estado de Hidalgo (El acuífero correspondiente a la zona del proyecto es el del

Valle del Mezquital).



Disponibilidad media anual de acuíferos del Estado de Hidalgo.

Unidad hidrogeológica

Recarga media anual

Descarga natural comprometida

Volumen concesionado

de agua subterránea

Volumen de extracción

consignado en estudios

técnicos

Disponibilidad media anual de

agua subterránea

Déficit

Valle del Mezquital 672.70 500,000 157.384189 203.4 15.315811 0.00

Ixmiquilpan 78.00 57,000 0.331128 18.2 20.668872 0.00

Actopan-Santiago de Anaya

171.90 89.950 32.130479 40.5 49.819521 0.00

Valle de Tulancingo

39.10 0.00 55.694816 30.6 0.00 -16.594

IV.2.2 Aspectos bióticos

IV.2.2.1 Vegetación terrestre

La vegetación en el predio donde se pretende desarrollar el proyecto, corresponde

a una comunidad secundaria indicativa de perturbación y presencia del hombre.

Cabe mencionar que el proyecto se desarrollará dentro de los límites de batería de

la Refinería Miguel Hidalgo, por lo que en el predio donde se pretenden construir

las plantas, se encuentran especies arbustivas (50 ejemplares de vegetación

secundaria) y unos 20 árboles de la especie álamos que fueron introducidos.

De manera informativa, se desarrolla la siguiente información que corresponde a

la zona de estudio:



El tipo de vegetación en la zona corresponde a un Matorral Xerófilo y un pastizal

natural, resalta la presencia de agavaceas y matorrales de mezquite, acacias,

cactáceas, yuca, pirul y pastos nativos de la región.

En la siguiente tabla se presentan las especies más comunes en terrenos

agrícolas y forestales del estado de acuerdo a la carta de uso de suelo y

vegetación de INEGI. Anexo 21.

Agricultura y Vegetación en el Estado de Hidalgo

CONCEPTO NOMBRE CIENTIFICO NOMBRE LOCAL UTILIDAD

Phaseclus vulgaris Frijol Comestible

Capsicum annuum Chile Comestible

Zea mays Maíz Comestible

Medicago sativa Alfalfa Comestible

Agricultura 44.04% de la superficie estatal

Triticum aestivum Trigo Comestible

Cynadon plectostachyum Estrella africana Forraje

Digitaria decumbens Pangola Forraje

Muhlengergia aff.Plumbea Zacatón Forraje

Boutelcua gracilis Zacate navajita Forraje

Pastizal 9.15% de la superficie estatal

Mimosa biuncifera Uña de gato Forraje

Pinus patula Ocote rojo Madera

Quercus crassifolia Encino hoja ancha Madera

Liquidambar styraciflua Mirra Madera

Abies religiosa Oyamel Madera

Bosque 25.92% de la superficie estatal

Quercus laurina Encino Manzanilla Madera

Selva 6.23% de la Guazuma ulmifolia Guácima Forraje




Tabebuia sp. Palo de rosa Madera

Bursera sp. Chaca Madera

Croton cortesianus Pinolillo Forraje

superficie estatal

Inga sp. Chalahuite Sombra

Myrtillocactus sp Garambullo Recolección de frutos

Yucca filifera Palma Fibras

Neopringlea integrifolia Ingrillo Forraje

Helietta parvifolia Barreta Forraje

Matorral 14.15% de la superficie estatal

Amelanchier denticulada Membrillo Forraje

Otro 0.51% de la superficie estatal

La información que aquí se presenta es informativa sobre el municipio de Tula y el

Estado de Hidalgo en general, cabe mencionar que el proyecto se desarrollará

dentro de los límites de batería de la Refinería Miguel Hidalgo, en el predio donde

se pretende construir las plantas, se encuentran especies arbustivas (50

ejemplares) y unos 20 árboles de la especie álamos. (ver anexo 16, álbum

fotográfico).

IV.2.2.2 Fauna

Igual como el punto anterior, el desarrollo del proyecto de las Plantas

desulfuradoras de gasolinas, no tiene afectación a la fauna que pudiera existir en

la región, esto debido a que el desarrollo del proyecto es en suelo de tipo

industrial, dentro de las instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo. Dentro del

predio donde se desarrollará el estudio solo se encuentra fauna nociva, insectos y



algunos mamíferos pequeños característicos de zonas perturbadas. Considerando

la extensión del terreno a ser construido, aun cuando no es una fauna

representativa o de importancia en cuanto a conservación, esta fauna será

fácilmente desplazada a terrenos aledaños sin afectar la población de la misma.

En cuanto a la fauna de la región, en general la fauna silvestre nativa

característica, presenta una baja diversidad, debido a que un alto porcentaje de la

fauna local ha emigrando hacia otros sitios más protegidos. La que aún prevalece

esta integrada, principalmente, por especies de pequeños mamíferos y algunas

aves que se caracterizan por estar adaptadas a la presencia humana.

En la siguiente tabla, se presenta un listado de la fauna silvestre que se presenta

en la región donde se ubica la Refinería.

Listado de las especies de fauna presentes en el área de donde se ubica la refinería.

NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMUN

Nasua narica tejón

Bassariscus astutus cacomixtle

Canis latrans coyote

Urocyon cinereoargenteus zorra gris

Spilogale augustifrons zorrillo manchado

Mephitis macroura zorrillo listado

�ylvilagu mesoleucus zorrillo espalda blanca

Lepus callotis liebre torda

Lepus californicus liebre cola negra

�ylvilagus floridanus conejo del este

�ylvilagus audubonii conejo de audubon




Sciurus aureogaster ardilla rojiza

Sciurus oculatus ardilla rojiza

Didelphis marsupialis tlacuache

Mustela frenata comadreja

Peromyscus maniculatus ratón de campo

Pecari tajacu pecarí de collar

Dasypus novemcinctus armadillo

Sceloporus spp lagartijas

Zenaidura macroura paloma huilota

Columba fasciata paloma de collar

Columba livia paloma doméstica

Zenaida asiatica paloma de alas blancas

Colinus virginianus codorniz común

Columba passerina tórtola común

Quiscalus mexicanus urraca

Archilochus sp. colibrí

Molothrus sp. tordo

IV.2.3 Paisaje

a) Visibilidad.

Cabe señalar que las obras a realizarse, van a ubicarse en las inmediaciones de

las instalaciones ya existentes de la Refinería “Miguel Hidalgo” por lo que no se

afecta de ninguna manera adicional a lo que ya ha sido afectada, la visibilidad del

paisaje. El área de estudio es una zona industrial, donde no existe vegetación,

flora o fauna, que vaya a ser alterada.



La visibilidad de la zona no se alterara por la construcción de las Plantas, debido a

que sigue una misma tendencia, estas obras serán complementara las

instalaciones industriales existentes en la Refinería “Miguel Hidalgo” como parte

de su modernización. Lo que hará a la planta, una parte de la visibilidad que se

tiene en dicho entorno.

De una manera consistente, la instalación de las Plantas desulfuradoras de

gasolinas, no tendrán relevancia en el carácter de visibilidad de la zona, puesto

que no será visible a simple vista desde la carretera que pasa colindante a la

refinería, debido a que toda el área es plana, y las plantas a construir, quedaran

tapadas por las otras plantas de la Refinería.

b) Calidad Paisajista.

En cuanto a las características intrínsecas del sitio en el cuál se van a ubicar las

obras, se trata de un sitio que ya ha sido varias veces alterado por las actividades

concernientes a la industria del petróleo. En el sitio se encuentra un paisaje de tipo

industrial que no resulta desagradable a la vista.

c) Características intrínsecas del sitio.

Como se ha mencionado, la zona del área de desarrollo del proyecto es de tipo

industrial, además de que la Refinería “Miguel Hidalgo”, tiene ya varios años en

ese lugar desde su instalación, por lo que las características de la zona han sido el

contar con un paisaje de tipo industrial, el cual se ha acrecentado al paso de los

años, con la mancha urbana que genero la Instalación de la Refinería.



d) Calidad visual del entorno inmediato.

El entorno inmediato del área de estudio, como se menciona, son las demás

plantas que conforman la Refinería “Miguel Hidalgo”, y hacia el poniente colinda

con terrenos baldíos y zonas de cultivo. Por lo que se puede decir que la

conformación es de tipo industrial y es compatible con las plantas dentro de la

refinería. Un poco más hacia el exterior, se puede notar la existencia de

carreteras, la mancha urbana y otras zonas industriales. No existen formaciones

vegetales, litología y la calidad del fondo escénico, es decir, el fondo visual del

área donde se establecerá el proyecto, no presenta características como las

anteriormente mencionadas.

e) Fragilidad del paisaje.

El paisaje tiene la capacidad suficiente para absorber los cambios producidos por

la instalación de las nuevas plantas desulfuradoras de gasolina, puesto que estas

son parte intrínseca de la Refinería.

En cuanto a la frecuencia de la presencia humana en el área, prácticamente se

reduce a personal de PEMEX y de compañías contratistas.

La construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas, no modificará de

ninguna forma la dinámica natural de ningún cuerpo de agua. Además el proyecto

se llevará a cabo en un área que ya ha sido previamente alterada, por lo cual el

paisaje en esta área será capaz de absorber los cambios que se produzcan en el

mismo.



IV.2.4 Medio Socioeconómico

IV.2.4.1 Demografía

a) Dinámica de la población

El Municipio de Tula de Allende esta conformado por 64 localidades, siendo Tula

de Allende la cabecera Municipal, en el año 2005, la población en la cabecera

municipal correspondió al 30.95% con 28,879 habitantes de un total de 93,296

habitantes en el Municipio lo que representa un 3.97% del total estatal que registro

2’345,514 habitantes.

Pachuca, Tulancingo y Tula, son municipios con mayor población residente en

localidades de más de 2,500 habitantes, con 98.1%, 89.8% y 74.4%

respectivamente.

Conforme a los datos del Cuaderno Estadístico Municipal de Tula de Allende

(2004), y los datos del II conteo Poblacional 2005 (INEGI), vemos que de 1950 al

año 2005 la población aumentó de 23,509 habitantes a 93,296, con una tasa de

crecimiento anual de 1.7%.

b) Crecimiento y distribución de la población

En términos generales, a través de 55 años de Censos y conteos de población

realizados por el INEGI, la movilidad de la población en el municipio, definida por

la fecundidad (nacimientos), mortalidad (defunciones) y niveles de migración

(inmigración y emigración) presenta el siguiente comportamiento según el tamaño

de las localidades.



Grafico del crecimiento poblacional 1950-2005

Tasa de crecimiento media anual de la población según tamaño de localidad, 1950 a 2005 Periodo Localidad < 2,500

hab (%)

Localidad > 2,500 hab (%)

Fecha inicial Fecha Final

1950-1960 1.5 4.8 06-jun-50 08-jun-60

1960-1970 1.5 4.9 08-jun-60 28-ene-70

1970-1990 0.8 3.6 28-ene-70 12-mar-90

1990-1995 0.6 2.6 12-mar-90 05-nov-95

2000-2005 -0.3 1.5 14-feb-00 17-oct-05

Fuente: INEGI. Censos de Población y vivienda, 1950 a 2000

INEGI. Conteo de Población y vivienda, 1995-2005



A grosso modo, desde 1970 a la fecha, las tasas de crecimiento de ambos tipos

de localidades disminuyen drásticamente, pero cabe destacar que e las

localidades con población menor a 2,500 habitantes el ritmo de la población

resulta negativo.

c) Estructura por sexo y edad para el censo de 2005.

En su estructura por sexo el municipio muestra que el porcentaje de hombres y

mujeres ha cambiado al paso del tiempo ya que en el año de 1950 los hombres

conformaban el 50.2% y las mujeres 49.8% lo que al año 2005 se invierte esta

composición resultando ser de 48.5% y 51.5% respectivamente.

Población total, edad mediana y relación hombres- mujeres por municipio según sexo. Municipio Población total /1 Edad Mediana /2 Relación

hombres-mujeres

Total Hombres Mujeres Total Hombres Mujeres

Estatal 2345514 1125188 1220326 24 23 25 92.2

Tula de Allende

93296 45252 48044 26 25 26 94.2

/1 Incluye una estimación de población de 26 108 personas que corresponden a 6,526 viviendas sin

información de ocupantes.

/2 Para calcular la edad mediana se excluye la población con edad no especificada

FUENTE: INEGI II conteo de Población y vivienda 2005.



Población por sexo en Tula de Allende (1950-2005)

d) Natalidad y mortalidad

Natalidad

La fecundidad es la variable demográfica más importante puesto que repercute en

la estructura por edad y en las demandas futuras de la población. El

comportamiento reproductivo de las mujeres ha venido cambiando lenta y

concientemente junto a su pareja y el número de hijos que decide tener.



Nacimientos, Defunciones generales y de menores de un año, matrimonios y divorcios 1997 y 2002

Concepto Estado Municipio

1997 2002 1997 2002

Nacimientos 71753 65715 2156 2060

Hombres 35827 31840 1086 1024

Mujeres 35925 33862 1070 1035

No especificado 1 13 0 1

Defunciones Generales

9781 10151 354 391

Hombres 5443 5748 189 207

Mujeres 4338 4402 165 184


Defunciones de menores de 1 año

1014 833 33 24

Hombres 583 495 18 13

Mujeres 431 337 15 11


Matrimonios 14 054 13017 700 605

Divorcios 363 557 22 69

Nota: La información de nacimientos y defunciones toma en cuenta la residencia habitual de la madre y del

fallecido, respectivamente. Para matrimonios y divorcios se considera al lugar de registro.

Fuente: INEGI. Estadísticas de Natalidad, de Mortalidad y de Nupcialidad

De 1995 al 2000, la tasa de fecundidad en el Estado disminuyo de 127.0 a 110.8=

16.2 y en Tula de Allende ha mostrado un descenso de 103.3 a 87.7, es decir 15.6

hijos por cada mil mujeres fértiles de 15 a 49 años.



De lo anterior podemos resaltar que la tendencia a nivel estatal y municipal es el

descenso en las tasas globales de fecundidad, ya que en México la utilización de

mejores técnicas de anticoncepción se ha convertido en el principal determinante

de la conducta reproductiva de las mujeres mexicanas.



Mortalidad Considerado las cifras al 2004 de la siguiente gráfica, la esperanza de viada al

nacimiento para hombres fue de 72 años a nivel nacional y estatal, mientras para

mujeres fue de 77 años. En términos generales, el comportamiento de la

mortalidad se ha dado con diferente intensidad según el sexo, la edad y el periodo

analizado, se advierte que con el paso de los años existe un ligero incremento del

promedio de los años de vida; esto se origina cada vez más por el descenso de la

mortalidad de adultos y adultos mayores y por el descenso de la mortalidad

infantil. En Hidalgo hacia 1970 la esperanza de vida al nacer era de 54.4 años

para los hombres y 58.4 para las mujeres. La siguiente gráfica ilustra lo antes

mencionado con base en el comportamiento anual desde 1990.



e) Migración

En la siguiente tabla se resumen las características de migración del municipio de

Tula de Allende. Características de migración.

Característica Población Porcentaje

Población que nació en la entidad 69,686 80.24%

Población que nació en otra entidad 16,562 19.07%

Población que nació en otro país 110 0.12%

Población que no especifica lugar de nacimiento

482 0.55%

Población que reside en la entidad 73,684 84.85%

Población que reside en otra entidad 3,704 4.26%

Población que reside en otro país 169 0.19%

Población que no especificó lugar de residencia

206 0.23%

No migrante municipal 72,900 83.94%

Migrante municipal 680 0.78%

No especifica migración municipal 104 0.11%

Total migrante estatal e internacional 3,873 4.45%

Migrante estatal e internacional en otra entidad

3,704 4.26%

De acuerdo a los datos de la CONAPO para el año 2000, Tula de Allende se

encuentra considerada como de ajo grado de intensidad migratoria según se

muestra en la siguiente figura:



Grado de intensidad migratoria en el Estado de Hidalgo

La migración internacional es un fenómeno que conjunta rasgos comunes al de

otra entidades y también características propias, según estimaciones del

CONAPO la población nacida en Hidalgo y residentes en Estados Unidos de

América en el 2000 fue de 120,769 personas, ocupando así el estado el séptimo

lugar entre las entidades clasificadas con alto grado de intensidad migratoria. Los

principales lugares de destino de la población hidalguense migrante son los

estados de Florida, Texas, California, Georgia e Illinois

f) Población económicamente activa

En la siguiente tabla se resumen los datos sobre la población económicamente

activa del Municipio



Población económicamente Activa

TIPO DE POBLACION No. DE HABITANTES O PORCENTAJE

Población económicamente activa 29,635 habitantes

PEA ocupada 29,189 habitantes

PEA desocupada 446 habitantes

PEA no especificada 993 habitantes

Población económicamente inactiva 34,561

Tasa de participación económica 46.03%

Tasa de ocupación 98.49%

Población económicamente inactiva estudiante 10,099 habitantes

Población económicamente inactiva dedicada al hogar 16,118

A continuación se relacionan los sectores de actividad a la cual se dedica la

población económicamente activa: Sectores de actividad

Sector Población Porcentaje de población ocupada %

Primario 2,203 7.54

Secundario 11,634 39.85

Terciario 14,347 49.15

En Tula de Allende la estructura del empleo ha sufrido severos cambios en los

últimos años que han afectado directamente las condiciones laborales y el nivel de

salario en el nivel de trabajo, algunos de los principales cambios en el mercado de

trabajo en el municipio son lo siguientes: (sector agrícola continua decreciendo

como concentrador de mano de obra, el sector manufacturero redujo su capacidad

de crear nuevos empleos, el sector servicios ha registrado un incremento). A su



vez se observa una especialización económica regional, un considerable

incremento de la proporción de mujeres en actividad económica.

IV.2.4.2 Factores socioculturales

a) Sistema cultural

En el estado de Hidalgo, comparativamente con el municipio de Tula de Allende se

ha mostrado un incremento en el grado de alfabetización de su población de 15

años o más de 1950 al 2000. Mientras que en 1950 el 40.5% de la población del

Estado y el 66.1% de la población municipal sabia leer y escribir, en el año 2000

dichos porcentajes se han incrementado a 85.1% y 94.8% respectivamente. De



este segmento de la población 46.3% de los alfabetos son hombres, mientras en

las mujeres la relación es de 48.5%.

En Tula de Allende en el año 2000, un 5% de las personas de 15 años y más

declararon no contar con ningún grado de instrucción, 17.1% tienen primaria

incompleta y 19.6% cuentan con primaria completa. Descartando la población de

la que no se tienen datos (0.7%), el resto de la población (57.6%) cuenta con

educación postprimaria. En educación superior, son pocas las personas con



estudios universitarios, ya que 6 de cada 100 mujeres y 8 de cada 100 hombres,

tienen algún grado aprobado en profesional, maestría y doctorado.

El grado promedio de escolaridad que ha logrado aprobar la población del

municipio se desglosa en cada uno de los cuadros siguientes; cabe mencionar que

dichos cuadros dividen la población por edad, sexo, nivel de asistencia y grado de

escolaridad alcanzado.



IV.2.5 Diagnóstico ambiental

La zona de estudio presenta una importante modificación de los componentes

ambientales originales como resultado del desarrollo de las actividades

agropecuarias y sobre todo del incremento en la infraestructura industrial y urbana

que se han presentado como consecuencia del constante crecimiento poblacional

y de la instalación del equipamiento que se requiere para abastecerle los servicios

básicos. El estado actual de los componentes ambientales es como sigue:

a) Aire

Durante la formulación del Programa Ambiental de México en el año 1993, la

región Tula-Vito-Apasco fue clasificada como zona crítica, debido a sus

características topográficas, demográficas, climáticas y meteorológicas y en base

a la actividad industrial y a los tipos y cantidad de fuentes emisoras de

contaminantes atmosféricos, por ello ha sido una región de atención prioritaria en

materia de calidad del aire para el Gobierno del Estado e Instituciones Federales y

municipales.

A partir de septiembre de 2003, diferentes organismos entre los que se destacan

el Consejo Estatal de Ecología, la Secretaría de Salud del Estado, la Universidad

Tecnológica Tula-Tepeji, la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales,

así como el Centro Nacional de Investigación y Capacitación Ambiental, conjuntan

esfuerzos y llevan a cabo reuniones periódicas y acciones que han permitido

avanzar en la instalación y operación de la Red Manual de Muestreo de Partículas,

conformada por 6 estaciones, ubicadas en los municipios de: Pachuca, Atotonilco

de Tula, Tula de Allende, Tlaxcoapan, Tepeji del Río y Atitalaquia, las estaciones



están integradas con seis muestreadores de alto volumen para PST y cuatro para

PM10. Cabe destacar que la operación de la Red se inició en febrero del año

2004.

Además de la Red Manual antes mencionada, el Estado de Hidalgo cuenta con

una estación automática fija, instalada en las oficinas regionales de este Consejo

en el municipio de Tula de Allende, Hgo. y una unidad móvil con equipo

automático para determinar concentraciones de contaminantes criterio y

condiciones meteorológicas, la cual monitorea en periodos programados las zonas

prioritarias del Estado, estos tres componentes integran la Red de Monitoreo

Atmosférico del Estado de Hidalgo (REHIMAT).



Red manual de monitoreo atmosférico región Tula-Tepeji



A continuación se presenta un resumen del estado atmosférico que guarda la

Refinería Miguel Hidalgo, de acuerdo a los datos presentados en la COA de la

misma.

En la siguiente tabla se presentan las emisiones anuales de la Refinería Miguel

Hidalgo por tipo de contaminante. Emisiones anuales (COA 2005)

Emisión anual Contaminante Punto de emisión1

Cantidad2 Unidad3 Método de estimación4

24 108.123 ton FE:AP-42

23 146.269 ton FE:AP-42

9 100.202 ton FE:AP-42

32 18.755 ton FE:AP-42

35 22.558 ton FE:AP-42

14 6.591 ton FE:AP-42

22 37.529 ton FE:AP-42

21 27.415 ton FE:AP-42

28 24.251 ton FE:AP-42

27 23.531 ton FE:AP-42

31 20.947 ton FE:AP-42

30 22.09 ton FE:AP-42

44 3128.788 ton FE:AP-42

40 52.653 ton FE:AP-42

5 20.477 ton FE:AP-42

Óxidos de nitrógeno (NOx)

3 14.505 ton FE:AP-42





2 658.366 ton FE:AP-42

1 374.551 ton FE:AP-42

6 94.779 ton FE:AP-42

4 96.614 ton FE:AP-42

15 0.323 ton FE:AP-42

13 459.08 ton FE:AP-42

46 54.072 ton FE:AP-42

34 6.121 ton FE:AP-42

24 4.275 ton FE:AP-42

23 5.784 ton FE:AP-42

9 3.962 ton FE:AP-42

32 1.395 ton FE:AP-42

35 1.678 ton FE:AP-42

14 0.989 ton FE:AP-42

22 2.791 ton FE:AP-42

21 2.039 ton FE:AP-42

28 1.803 ton FE:AP-42

27 1.75 ton FE:AP-42

31 1.558 ton FE:AP-42

30 1.643 ton FE:AP-42

44 1961.87 ton FE:AP-42

40 3.916 ton FE:AP-42

5 5.189 ton FE:AP-42

Partículas suspendidas totales (PST)

3 1.235 ton FE:AP-42





2 467.552 ton FE:AP-42

1 263.461 ton FE:AP-42

6 35.397 ton FE:AP-42

4 69.842 ton FE:AP-42

15 270.128 ton FE:AP-42

13 1985.446 ton FE:AP-42

46 0.755 ton FE:AP-42

34 0.919 ton FE:AP-42

13 14.386 ton FE:AP-42

46 18.306 ton FE:AP-42

34 10.153 ton FE:AP-42

24 47.254 ton FE:AP-42

23 63.926 ton FE:AP-42

9 43.793 ton FE:AP-42

32 15.415 ton FE:AP-42

35 18.54 ton FE:AP-42

14 10.933 ton FE:AP-42

22 30.845 ton FE:AP-42

21 22.533 ton FE:AP-42

28 19.932 ton FE:AP-42

27 19.341 ton FE:AP-42

31 17.217 ton FE:AP-42

30 18.157 ton FE:AP-42

Monóxido de carbono

44 543.789 ton FE:AP-42





40 43.277 ton FE:AP-42

5 11.982 ton FE:AP-42

3 11.713 ton FE:AP-42

2 78.863 ton FE:AP-42

1 46.568 ton FE:AP-42

6 34.756 ton FE:AP-42

4 10.641 ton FE:AP-42

15 0.266 ton FE:AP-42

24 4.275 ton FE:AP-42

23 5.784 ton FE:AP-42

9 3.962 ton FE:AP-42

32 1.395 ton FE:AP-42

35 1.678 ton FE:AP-42

14 0.989 ton FE:AP-42

22 2.791 ton FE:AP-42

21 2.039 ton FE:AP-42

28 1.803 ton FE:AP-42

27 1.75 ton FE:AP-42

31 1.558 ton FE:AP-42

30 1.643 ton FE:AP-42

44 1985.446 ton FE:AP-42

40 3.916 ton FE:AP-42

5 5.189 ton FE:AP-42

Partículas PM-10

3 1.235 ton FE:AP-42





2 467.552 ton FE:AP-42

1 263.461 ton FE:AP-42

6 35.397 ton FE:AP-42

4 69.842 ton FE:AP-42

15 0.024 ton FE:AP-42

13 271.406 ton FE:AP-42

46 0.232 ton FE:AP-42

34 0.919 ton FE:AP-42

24 7.482 ton FE:AP-42

23 10.122 ton FE:AP-42

9 6.934 ton FE:AP-42

32 2.441 ton FE:AP-42

35 2.935 ton FE:AP-42

14 1.731 ton FE:AP-42

22 4.884 ton FE:AP-42

21 3.588 ton FE:AP-42

28 3.156 ton FE:AP-42

27 3.062 ton FE:AP-42

31 2.726 ton FE:AP-42

30 2.875 ton FE:AP-42

44 159.084 ton FE:AP-42

40 6.852 ton FE:AP-42

5 2.108 ton FE:AP-42

Hidrocarburos totales

3 1.863 ton FE:AP-42





2 29.803 ton FE:AP-42

1 17.131 ton FE:AP-42

6 6.706 ton FE:AP-42

4 4.278 ton FE:AP-42

15 0.042 ton FE:AP-42

13 2.278 ton FE:AP-42

46 274.336 ton FE:AP-42

34 1.608 ton FE:AP-42

41 0 ton FE:AP-42

42 0 ton FE:AP-42

37 0 ton FE:AP-42

36 0 ton FE:AP-42

24 3.094 ton FE:AP-42

23 4.186 ton FE:AP-42

9 2.867 ton FE:AP-42

32 1.009 ton FE:AP-42

35 1.214 ton FE:AP-42

14 0.716 ton FE:AP-42

22 2.02 ton FE:AP-42

21 1.475 ton FE:AP-42

28 1.305 ton FE:AP-42

27 1.266 ton FE:AP-42

31 1.127 ton FE:AP-42

Compuestos orgánicos volátiles

30 1.189 ton FE:AP-42





44 17.059 ton FE:AP-42

40 2.834 ton FE:AP-42

5 0.745 ton FE:AP-42

3 0.765 ton FE:AP-42

2 0.763 ton FE:AP-42

1 0.57 ton FE:AP-42

6 1.97 ton FE:AP-42

4 0.038 ton FE:AP-42

13 0.942 ton FE:AP-42

15 0.017 ton FE:AP-42

34 0.665 ton FE:AP-42

45 130.379 ton FE:AP-42

43 1159.784 ton FE:AP-42

Óxidos de azufre SOx 24 0.338 ton FE:AP-42




























BENCENO 24 1.181 kg FE:AP-42




BENCENO 35 464 kg FE:AP-42























TRICLOROETANO 23 0 kg FE:AP-42





TRICLOROETANO 44 13.369 kg FE:AP-42












OCDD 23 0 kg FE:AP-42





OCDD 44 0.00017 kg FE:AP-42

OCDD 5 0.00000036 kg FE:AP-42

OCDD 3 0.000000015 kg FE:AP-42

OCDD 2 0.000041 kg FE:AP-42

OCDD 1 0.000023 kg FE:AP-42

OCDD 6 0.0000028 kg FE:AP-42

OCDD 4 0.0000062 kg FE:AP-42


1 Anotar el número del punto de emisión correspondiente al ducto o chimenea del que se emiten

contaminantes atmosféricos según corresponda a los diagramas de funcionamiento y la tabla de resumen

solicitados.

2 Anotar la cantidad anual del contaminante emitido

3 La emisión anual se reportará en unidades de masa: mg/año (miligramos/año), g/año (gramos/año), kg/año

(kilogramos/año), t/año (toneladas métricas/año) o lb/año (libras/año)

4 Anotar si el método que se empleó para obtener la cantidad total emitida fue: medición directa (MD), balance

de materiales (BD), aproximación mediante datos históricos (DH), factores de emisión (FE), cálculos de

ingeniería (CI), modelos matemáticos (MM) u otros (OM), especificando en el mismo espacio.



De acuerdo al resumen antes presentado, el Municipio de Tula Hidalgo, presenta

un grado de contaminación avanzado, y considerando que el proyecto de las

desulfuradoras de gasolinas, se desarrollará dentro de los límites de batería de la

Refinería, el proyecto no representa cambios importantes sobre la calidad del aire

de la región.

b) Agua

Para el año de 1998, el principal uso consuntivo del agua en la entidad fue el

agrícola (48.11% del total extraído) utilizado para el riego de 146 127 hectáreas,

seguido por el público urbano (21.42%), el industrial (17.27%), servicios (9.09%),

acuacultura (3.74%), pecuario (0.22%) y doméstico (0.06%), que en total sumó

743.52 millones de metros cúbicos.

Para la generación de energía eléctrica se registra la utilización de un volumen

promedio de 1 214.52 millones de metros cúbicos durante los años de 1998 al

2002.

Comparativamente con el 2002, el uso agrícola sigue predominando en la entidad

(87.12 %) con 576.75 millones de metros cúbicos utilizados en el riego de 151 130

hectáreas. El aumento en la demanda de agua para la agricultura se asocia a que

se amplió la superficie agrícola de riego en 3.42%, principalmente en el distrito de

riego de Mixquiahuala (Valle del Mezquital) con una participación del 68%. El

volumen utilizado de agua superficial, para los otros usos consuntivos público

urbano, industrial, servicios y doméstico observa una disminución.

En el caso del uso industrial, la diferencia en volumen de 124.12 millones de

metros cúbicos menor para el 2002 respecto a 1998, se atribuye en un 56%, para



el mismo periodo, a una mayor extracción subterránea equivalente a 49.96

millones de metros cúbicos, y al reuso de 19.55 millones de metros cúbicos

(1.61% con previo tratamiento y 98.38% agua cruda) durante el 2002.

Uso y descarga de agua en la Refinería.

La refinería Miguel Hidalgo obtiene el agua de un pozo de extracción en la región

hidrológica No.26, bajo titulo de concesión No.5HGO10005526FMGE94, de

acuerdo a la información presentada en la COA 2005, se utiliza un volumen anual

de 44437224 m3 y cuenta con una descarga de aguas residuales hacia cuerpo

receptor (Río Tula), descargando 8649952.38m3 anualmente.

Los permisos para la descarga de aguas de la refinería y titulo de concesión para

extracción de la misma se pueden consultar en el anexo 8.

c) Suelo

En cuanto al suelo, a continuación se presentan los datos de generación de

residuos para el estado y más adelante la generación actual de la refinería.

La generación y composición de los RSU, varía de acuerdo a la modificación de

los patrones de consumo de la población y esencialmente, de factores como el

nivel de vida, la estación del año, el día de la semana, las costumbres de los

habitantes y la zona donde habita.

En el estado de Hidalgo, se estima una generación per capita de 0.806 kg.hab/día,

cuyo promedio por habitante arroja una generación diaria de 1 801.88 toneladas

diferenciada por regiones administrativas, de las cuales Pachuca contribuye con el



mayor porcentaje 15.01% en contraste con la de Zacualtipán con el 2.05%. Con

esto, se calcula una generación anual de 657 689.69 toneladas en la entidad.

Residuos urbanos por región año 2000

En cuanto a Residuos sólidos no peligrosos (industriales), En la entidad, para 88

empresas contabilizadas, el tonelaje generado se ha incrementado de 794.507

2001) a 30057.57 (2003), además de los 9 750.00 metros cúbicos reportados

durante los años 2002-2003.

Considerando la generación acumulada de los RSNP para el periodo 2001-2003,

se tiene que de las 40 688.51 toneladas, el 22.52% es plástico, 15.48% lodos,

14.83% cartón y el 13.88% vidrio.



Refiriendo la generación acumulada (2001-2003) de RSNP para 88 empresas

generadoras de este tipo de residuos, se tiene que de 40 688.51 toneladas en el

Estado de Hidalgo, el 51.84% se ha dispuesto en los rellenos sanitarios de

Pachuca (1.89%), Tula (29.39%) y Tepeji (0.49%), incluso en otros ubicados en el

Estado de México, como es el caso, de algunas empresas ubicadas en Tepeji del

Río, Cuautepec y Tizayuca.

Es decir, se exporta el 68.24% de los residuos generados lo que equivale a 28

514.82 toneladas. Seguido del 19.52%, porcentaje que ha sido reciclado por

empresas ubicadas en Huichapan (67.79%), Tepeji del Río (29.85%), y Atitalaquia

(2.35%).

Mientras el 13.45% de los RSNP generados a lo largo de los tres años, han

recibido tratamiento químico, es decir, 5 622.25 toneladas de vidrio; y el 8.98% se

destinan en los tiraderos a cielo abierto, principalmente cartón y plástico.



Residuos sólidos no peligrosos



En cuanto a los residuos peligrosos que se generan anualmente en la Refinería

Miguel Hidalgo en la siguiente tabla se presenta un resumen de la generación

anual de residuos en la refinería de acuerdo a la COA 2005. Generación de residuos Peligrosos en la Refinería.

Identificación del residuo Generación anual del residuo

Área de Generación2

NOM-052-SEMARNAT-

933

Clave4 C R E T I B5 Cantidad Unidad6 Residuo Nuevo7

A:SOSA GASTADA

RP12.5/01 O:ALCALIS X X X 3101 ton X

OA:CATALIZADOR RP7.5/01 O:ALUMINA SILICE MOLIBDENO NIQUEL

X X 2189 ton X

OA:LODOS ACEITOSOS

RP10.2/02 L6 X X X 400 m3 X

1 Número asignado por la SEMARNAT al establecimiento industrial generador de residuos peligrosos.

2 Indicar si el residuo peligroso fue generado en el área de transporte de insumos (TI), almacenamiento de insumos (AMP),

durante el proceso productivo (PP), almacenamiento del producto (PR), trasporte del producto (TP), descarga del producto

(DES), servicios auxiliares (SAX), mantenimiento (MN), otras (O) especifique. Si no se generaron residuos peligrosos en el

año de reporte entonces indicar NA.

3 Nombre y número de identificación del residuo peligroso según el listado de la NOM-052-SEMARNAT-93. Si el residuo no

aparece en este listado se debe indicar sus características CRETIB.

4 Clave del residuo peligroso de acuerdo a la Tabla 4.6 del catálogo de claves del Instructivo para la elaboración de la COA,

sólo en caso de que no se encuentre en el listado de la NOM-052-SEMARNAT-93 o en la normatividad vigente.

5 Cuando no aparezca el residuo peligroso en el listado según la NOM-052-SEMARNAT-93, indicar con una X la o las siglas

iniciales de: Corrosividad, Reactividad, Explosividad, Toxicidad, Inflamabilidad o Biológico infeccioso, que corresponden a la

característica de peligrosidad del residuo generado.

6 La cantidad anual generada y/o transferida de residuos peligrosos se reportará en unidades de masa o volumen: kg/año

(kilogramos/año), t/año (toneladas métricas/año) o m3/año (metros cúbicos/año).

7 Indicar con una X si es un residuo nuevo generado en el establecimiento.



d) Flora y Fauna

En este rubro ya hemos señalado que el proyecto se desarrollara como parte

integral de los procesos que conforman la Refinería Miguel Hidalgo, por lo que no

habrá cambios ni afectaciones importantes en este aspecto. En la figura

presentada al final de este capítulo, se muestra el estado que guarda la zona del

proyecto y la superposición del área que abarcaran las plantas dentro de la

refinería, de tal forma que se puede apreciar que no hay afectación alguna sobre

la dinámica natural de la región, (ver anexo 16, álbum fotográfico)

IV.2.5.1 Integración e interpretación del inventario ambiental

Como se ha mencionado el proyecto se desarrollará dentro de las instalaciones de

la Refinería “Miguel Hidalgo”, por lo cual no se afectará la calidad del paisaje.

De acuerdo a los puntos analizados anteriormente, se puede decir que

ambientalmente el lugar es meramente industrial.

IV.2.5.2 Síntesis del inventario.

Como se puede observar en la figura presentada a continuación, la Refinería se

encuentra inmersa en una zona industrial y agrícola, por lo cual esta no interfiere

con el medio natural de la región.

La instalación de las plantas desulfuradoras de gasolina, no representa ningún

cambio en la dinámica natural de la zona, ya que las plantas serán construidas

dentro de los límites de batería de la refinería sin provocar ningún cambio hacia el

exterior



.

Medio Natural en la Refinería Miguel Hidalgo y colindancias de la misma; superposición de el área a ser afectada por el proyecto.

INDICE CAPITULO V

V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS

AMBIENTALES.......................................................................................... 189

V.1 Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales

191

V.1.1 Indicadores de impacto ................................................................ 191

V.1.2 Lista indicativa de indicadores de impacto ................................... 192

V.1.3 Criterios y metodologías de evaluación........................................ 194

V.2 Impactos ambientales generados................................................. 202

V.2.1 Identificación de impactos ............................................................ 202

V.3 Evaluación de los impactos ambientales .................................... 215

V.3.1 Preparación del sitio ..................................................................... 215

V.3.2 Etapa de Construcción ................................................................. 216

V.3.3 Etapa de Operación y mantenimiento .......................................... 216



V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS

AMBIENTALES

En este punto serán identificadas las fuentes de cambio (acciones), las

perturbaciones y efectos, de una Manera global, de tal forma que esta primera

impresión de los efectos, se pueda prever de manera inicial las consecuencias

que las acciones que se llevarán a cabo para el desarrollo del proyecto tendrán

sobre los parámetros medio ambientales.

En la siguiente tabla, se describen las acciones del proyecto que pueden generar

impactos así como los factores ambientales que pueden ser impactados.

Acciones del proyecto que pueden generar impactos

ACCIONES

Despalme

Cortes y excavaciones

Requerimientos de mano de obra

Manejo de combustible

Requerimientos de agua

Operación de vehículos y maquinaria pesada

Generación, manejo y disposición de residuos sólidos peligrosos y no peligrosos

Extracción de materiales

Transporte de materiales

Disposición final de material residual

Construcción de obras de drenaje

Construcción de obra civil

Construcción de pavimentación

Tendido de tubería para servicios de agua



Tendido de tubería para servicios eléctricos

Tendido de tubería que transporta hidrocarburos

Tendido de tubería de químicos

Instalación de equipos

Acabados de obra arquitectónica

Instalación de sistemas contra incendio

Instalación de sistemas de seguridad

Limpieza del área de trabajo

Operación de la planta

Factores que pueden ser impactados.

FACTORES

Cambios en la estructura del suelo

Erosión del suelo

Calidad del agua superficial

Calidad del agua subterránea

Drenaje natural del suelo

Geomorfología

Calidad del aire

Generación de ruidos

Paisaje

Medio socioeconómico

Generación de empleos

Calidad de vida

Salud y seguridad de los trabajadores

Impulso a la economía de la región

Reducción de contaminación ambiental a nivel nacional por mejora en combustibles



V.1 Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales

Para estimar cualitativamente los impactos negativos y positivos que puede

generar el desarrollo del proyecto, se considero la metodología de V. Conesa

Fernández –Vítora 1996.

Esta metodología utiliza ciertos criterios que nos permiten evaluar la importancia

de los impactos producidos, agrupándolos en una formula que nos dará como

resultado la importancia del impacto.

V.1.1 Indicadores de impacto

El presente estudio se refiere a los indicadores de impacto ambiental como

elementos del ambiente que serán afectados o potencialmente afectados por un

agente de cambio. La letra marcada frente a cada indicador será su

representación en la matriz de impactos ambientales, como se indica en la

siguiente tabla.

Los indicadores ambientales mencionados en la siguiente tabla, han sido

desarrollados tomando como base los indicadores básicos del desempeño

ambiental de México 2005. (Secretaría del Medio Ambiente)

Indicadores ambientales y su codificación

ASPECTO AMBIENTAL FACTOR AMBIENTAL INDICADOR AMBIENTAL SIMBOLOGIA

Partículas suspendidas A1

Emisiones a la atmósfera A2

Medio abiótico

Atmósfera (A)

Cambio Climático A3



ASPECTO AMBIENTAL FACTOR AMBIENTAL INDICADOR AMBIENTAL SIMBOLOGIA

Morfología S1

Características fisicoquímicas S2

Erosión S3

Suelo (S)

Uso del suelo S4

Calidad del agua superficial H1

Calidad del agua subterránea H2

Hidrología (H)

Uso del agua H3

Ruido (R) Nivel de ruido R1

Flora (V) Abundancia V1

Fauna (F) Abundancia F1

Medio Biótico

Paisaje (P) Contraste con arquitectura del paisaje

P1

Empleo E1

Economía local E2

Economía Regional E3

Medio Socioeconómico Socioeconómico (E)

Calidad de vida E4

V.1.2 Lista indicativa de indicadores de impacto

En la siguiente tabla se describen los indicadores de impacto ambiental para cada

componente de impacto ambiental que ha sido identificado para el desarrollo de la

obra.



Lista indicativa de indicadores de impacto

Indicador ambiental Característica a considerar

Partículas suspendidas Número de actividades en el proceso que generen la emisión de

partículas suspendidas y área de afectación

Otras emisiones a la atmósfera Número de fuentes fijas y móviles que emitan contaminantes a la

atmósfera, emisiones dentro de norma; sistemas de control instalados

Morfología Número de actividades que alteren la morfología natural del suelo y

extensión afectada

Características fisicoquímicas Procesos que puedan alterar la composición fisicoquímica del suelo y

posibles derrames

Erosión Determinación de la generación de erosión por parte de los procesos

productivos y acarreo de material en la obra

Uso de suelo Compatibilidad del uso de suelo necesario para el proyecto con los usos

de suelo establecidos por el Plan de Desarrollo Municipal u/o planes de

ordenamiento del sitio.

Calidad del agua superficial Existencia de cuerpos de agua superficial, descargas de agua residual

a cuerpos de agua superficial

Calidad del agua subterránea Existencia de corrientes de agua subterránea en el sitio, descarga de

aguas residuales a corrientes subterráneas, lixiviación de

contaminantes

Uso del agua Cantidad de agua a extraer, agua suministrada por pipas

Nivel de Ruido Maquinaria y equipo que emita ruidos, ruido generado dentro de la

norma

Abundancia Flora Pérdida de especies vegetales pro las actividades del proyecto;

actividades de reforestación y conservación

Abundancia Fauna Si el proyecto ocasiona la pérdida de elementos de la fauna,

actividades de conservación

Contraste con medio natural Si el desarrollo del proyecto es compatible con la imagen paisajista de

la zona

Creación y/o eliminación de barreras

físicas

Si el proyecto crea barreras físicas que impidan el paso de la fauna o si

elimina alguna que sirva para protección de vientos o delimitación de

territorios.

Empleo Número de empleos que generara el proyecto, temporales y

permanentes



Indicador ambiental Característica a considerar

Economía local Como afecta la economía de la localidad el desarrollo y operación del

proyecto

Economía regional Como afecta la economía de la región y posibles beneficios económicos

que genere el proyecto

Calidad de vida en la localidad Si la construcción y operación del proyecto impulsa el desarrollo y la

calidad de vida en la localidad.

V.1.3 Criterios y metodologías de evaluación

La importancia del impacto es el radio mediante el cual medimos cualitativamente

el impacto ambiental, en función, tanto del grado de incidencia o intensidad de la

alteración producida, como de la caracterización del efecto, que responde a su vez

a una serie de atributos de tipo cualitativo, tales como extensión, tipo de efecto,

plazo de manifestación, persistencia, reversibilidad, recuperabilidad, sinergia,

acumulación y periodicidad.

V.1.3.1 Criterios

Los criterios que conforman la importancia del impacto (I), de una matriz de

valoración cualitativa o matriz de importancia se describen a continuación.

Signo (+) (-)

El signo del impacto hace alusión al carácter benéfico (+) o negativo (-) de las

acciones que van a impactar sobre los factores ambientales considerados.



a) Intensidad (I)

Este término se refiere al grado de incidencia de la acción sobre el factor, en el

ámbito específico en que actúa. La valoración se comprende entre valores del 1 al

12, en el que el 12 expresará una destrucción total del factor en el área en la que

se produce el efecto, y el 1 una afección mínima. Los valores comprendidos entre

esos dos términos reflejarán situaciones intermedias.

b) Extensión (EX)

Se refiere al área de influencia teórica del impacto en relación con el entorno del

proyecto (% de área, respecto al entorno, en que se manifiesta el efecto).

Si la acción produce un efecto muy localizado, se considera que el impacto tiene

un carácter puntual (1). Si, por el contrario, el efecto no admite una ubicación

precisa dentro del entorno del proyecto, teniendo una influencia generalizada en

todo él, el impacto será total (8), considerando las situaciones intermedias, según

su afectación, como impacto parcial (2) y extenso (4).

En el caso de que el efecto sea puntual pero se produzca en un lugar crítico, se le

atribuir+aun valor de cuatro unidades por encima del que le correspondería en

función del porcentaje de extensión en que se manifiesta y , en el caso de

considerar que es peligrosos y sin posibilidad de introducir medidas de mitigación

o corrección, habrá que buscar inmediatamente otra alternativa al proyecto,

anulando la causa que este efecto produciría.

c) Momento (MO)

El plazo de manifestación del impacto alude al tiempo que transcurre entre la

aparición de la acción (to) y el comienzo del efecto (ti) del medio considerado.



De este modo cuando el tiempo transcurrido sea nulo, el momento será inmediato

y si es inferior a un año, corto plazo asignándole en ambos casos un valor de (4).

Si es un periodo de tiempo que va de 1 a 5 años, medio plazo (2), y si el efecto

tarda en manifestarse más de cinco años, largo plazo, con valor asignado de (1)

d) Persistencia (PE)

Se refiere al tiempo que esperado de permanencia del efecto desde su aparición y

a partir del cual el factor afectado retornaría a las condiciones iniciales previas a

la acción ya sea por medios naturales, o mediante la introducción de medidas de

corrección.

Si la permanencia del efecto tienen lugar durante menos de un año, consideramos

que la acción produce un efecto fugaz, asignándole un valor de (1). Si dura entre 1

y 10 años, temporal (2); y si el efecto tiene una duración superior a los 10 años,

consideramos el efecto como permanente asignándole un valor de (4).

La persistencia es independiente de la reversibilidad.

e) Reversibilidad (RV)

Se refiere a la posibilidad de reconstrucción del factor afectado por el proyecto, es

decir, la posibilidad de retornar a las condiciones iniciales previas a la acción, por

medios naturales, una vez que la acción deja de actuar sobre el medio.

Si es a corto plazo o sea menos de un año, se le asigna un valor (1), si es a medio

plazo, de 1 a 10 años (2) si el efecto es irreversible, con una duración superior a

10 años, le asignamos el valor (4).



f) Recuperabilidad(MC)

Se refiere a la posibilidad de reconstrucción, total o parcial, del factor afectado

como consecuencia del proyecto, es decir, la posibilidad de retornar a las

condiciones iniciales previas a la actuación por medio de la intervención humana

(introducción de medidas correctivas).

Si el efecto es totalmente recuperable, se le asigna un valor (1) o (2) dependiendo

si se puede recuperar de manera inmediata o a medio plazo, si lo es

parcialmente, el efecto es mitigable toma un valor de (4). Cuando el efecto es

irrecuperable (alteración imposible de reparar, tanto por la acción natural, como

por la humana, le asignamos el valor (8). En caso de ser irrecuperables, pero

existe la posibilidad de introducir medias compensatorias, el valor adoptado será

(4).

g) Sinergia (SI)

Este atributo contempla el reforzamiento de dos o más efectos simples. La

componente total de la manifestación de los efectos simples, provocados por

acciones que actúan simultáneamente, es superior a la que cabría de esperar de

la manifestación de efectos cuando las acciones que los provocan actúan de

manera independiente no simultánea.

Cuando una acción actuando sobre un factor, no es sinérgica con otras acciones

que actúan sobre el mismo factor, el atributo toma el valor (1), si presenta un

sinergismo moderado (2) y si es altamente sinérgico (4).



Cuando se presenten casos de debilitamiento, la valoración del efecto presentará

valores de signo negativo, reduciendo al final el valor de la importancia del

impacto.

h) Acumulación (AC)

Este atributo se refiere al crecimiento progresivo de la manifestación del efecto,

cuando persiste de forma continuada o reiterada la acción que lo genera.

Cuando una acción no produce efectos acumulativos (acumulación simple), el

efecto se valora como (1). Si el efecto producido es acumulativo el valor se

incrementa a (4)

i) Efecto (EF)

Este atributo se refiere a la relación causa-efecto, o sea a la forma de

manifestación del efecto sobre un factor, como consecuencia de una acción.

El efecto puede ser directo o primario, siendo en este caso la repercusión de la

acción consecuencia directa de esta. En el caso de que el efecto sea indirecto o

secundario, su manifestación no es consecuencia directa de la acción, sino que

tiene lugar a partir de un efecto primario, actuando éste como una acción de

segundo orden. Este término toma el valor de 1 en caso de que el efecto sea

secundario y el valor de 4 cuando sea directo.

j) Periodicidad (PR)

La periodicidad se refiere a la regularidad de manifestación del efecto, bien sea de

manera cíclica o recurrente (efecto periódico), de forma impredecible en el tiempo

(efecto irregular), o constante en el tiempo (efecto continuo).



A los efectos continuos se les asigna un valor de (4), a los periódicos (2) y a los

de aparición irregular, que deben evaluarse en términos de probabilidad de

ocurrencia y a los discontinuos (1).

k) Importancia del Impacto (I)

La importancia del impacto se representa por un número que se deduce, en

función del valor asignado a los criterios considerados. La importancia del impacto

toma valores entre 13 y 100.

Los impactos con valores de importancia inferiores a 25 son irrelevantes. Los

impactos moderados presentan una importancia entre 25 y 50. Serán severos

cuando la importancia se encuentre entre 50 y75 y críticos cuando el valor sea

superior a 75.

I= ({3I+2EX+MO+PE+RV+SI+AC+EF+PR+MC}



Importancia del Impacto

IMPORTANCIA DEL IMPACTO

NATURALEZA

o Impacto beneficioso

o Impacto perjudicial

+

-

INTENSIDAD (I)

(grado de destrucción)

o Baja

o Media

o Alta

o Muy alta

o Total

1

2

4

8

12

EXTENSION (EX)

(área de influencia)

o Puntual

o Parcial

o Extenso

o Total

o Crítica

1

2

4

8

(+4)

MOMENTO (MO)

(plazo de manifestación)

o Largo plazo

o Medio plazo

o Inmediato

o Crítico

1

2

4

(+4)

PERSISTENCIA (PE)

(permanencia del efecto)

o Fugaz

o Temporal

o Permanente

1

2

4

REVERSIBILIDAD(RV)

o Corto Plazo

o Medio Plazo

o Irreversible

1

2

4

SINERGIA (SI)

(regularidad de la manifestación)

o Sin sinergismo (simple)

o Sinérgico

o Muy sinérgico

1

2

4

ACUMULACION (AC)

(Incremento progresivo)

o Simple

o Acumulativo

1

4

EFECTO (EF)

(relación causa-efecto)

o Indirecto (secundario)

o Directo

1

4

PERIODICIDAD (PR)

(regularidad de la manifestación)

o Irregular y discontinuo

o Periódico

o Continuo

1

2

4

RECUPERABILIDAD (MC)

(reconstrucción por medios humanos)

Recuperable de manera inmediata

Recuperable a mediano plazo

Mitigable

Irrecuperable

1

2

4

8

IMPORTANCIA (I)

I=±(3I+2EX+MO+PE+RV+SI+AC+EF+PR+MC)



V.1.3.2 Metodologías de evaluación y justificación de la metodología

seleccionada.

Para estimar cuantitativamente y cualitativamente los impactos negativos y

positivos que pudiera generar el desarrollo del proyecto sobre el medio ambiente,

se utilizará la metodología diseñada por V. Conesa Fernández-Vitora. (1997).

Este método se basa en las matrices de causa efecto derivadas de la Matriz de

Leopold con resultados cualitativos y el método del Instituto Batelle-Columbus, con

resultados cuantitativos.

Esta metodología consiste en un cuadro de doble entrada en cuyas columnas

figuran las acciones del proyecto susceptibles de generar impactos y en las filas,

los factores ambientales susceptibles de recibir impactos.

En el anexo 22, se pueden visualizar los resultados obtenidos en la matriz de

Conesa Fernández para valorar la magnitud de los impactos, tanto positivos como

negativos.

Este método fue seleccionado ya que se considera uno de los más completos y

actualizados dentro de este ámbito, y el cual nos puede ayudar a obtener un

análisis cuantitativo de los impactos que causará el proyecto.



V.2 Impactos ambientales generados.

V.2.1 Identificación de impactos

Una vez identificadas las fuentes de cambio (acciones) del proyecto y por otro lado

los factores del medio que pudieran ser impactados por estas acciones, y

definidas las posibles alteraciones, se hace preciso una previsión y valoración de

las mismas. A continuación se hace un análisis de los posibles impactos

ambientales en cada una de las etapas del proyecto.

V.2.1.1 Etapa de preparación del sitio

a) Aire

En esta etapa se generarán impactos temporales al ambiente derivados de las

emisiones de la maquinaria que se utilizará en el sitio para las actividades de

cortes y nivelaciones del terreno así como la generación de partículas

suspendidas por el movimiento de tierras.

Otro impacto esperado es el del ruido emitido por la maquinaria, aunque cabe

mencionar que los trabajos se llevan a cabo al aire libre en las horas laborales y

dentro de una instalación industrial.



ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: AIRE ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA Emisiones atmosféricas

- 2 1 4 2 1 1 4 4 1 4 29 moderado

Generación de partículas suspendidas

- 2 2 4 2 1 2 4 4 1 4 32 moderado

Emisión de Ruidos

- 1 2 4 1 1 1 1 4 1 1 21 Irrelevante

b) Suelo

En esta etapa los impactos al suelo corresponden particularmente al desmonte y

despalme del terreno que traerá cambios sobre la morfología y características

fisicoquímicas del suelo, considerando que las plantas se construirán dentro de la

refinería y con un uso de suelo industrial se considera como un impacto

moderado.

Así mismo se producirá un impacto por la generación de residuos sólidos (no

peligrosos), por las actividades de limpieza y nivelación del terreno. Estos residuos

serán manejados de acuerdo a ley y dispuestos a través de un servicio autorizado

para tal fin. Así mismo pueden generarse durante el desarrollo de los trabajos

residuos peligrosos, tales como trapos impregnados de aceite, etc. Estos residuos

serán manejados y contenidos en recipientes adecuados, de acuerdo a norma y

enviados a un área o almacén destinado para tal fin por el contratista, para su

posterior disposición de acuerdo a normas y reglamentos internos.

En cuanto a la compatibilidad con el uso de suelo en el área del proyecto, como

hemos mencionado antes las plantas desulfuradoras de gasolina corresponden a

una etapa de modernización de la refinería y formarán parte intrínseca de las

actividades productivas de la misma, por lo cual se considera como un impacto



positivo el hecho de que estas plantas se construyan dentro de un predio con uso

de suelo meramente industrial.

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: SUELO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Cambios en la morfología del terreno

- 1 1 4 4 4 1 1 4 4 8 35 Moderado

Cambios fisicoquímicos del suelo

- 1 1 4 4 2 1 1 1 4 8 30 Moderado

Generación de Residuos no peligrosos

- 1 2 2 2 4 1 1 1 1 2 21 Irrelevante

Generación de residuos peligrosos por mantenimiento a maquinaria

- 1 1 4 1 4 1 4 1 1 4 25 Irrelevante

Uso de suelo, compatibilidad

+ 4 2 2 4 4 1 1 4 4 1 37 moderado

c) Agua

Se causará un impacto considerado como moderado, por el uso agua para los

trabajos de compactación y nivelación del terreno. Aunque debe quedar claro que

esta agua será suministrada a través de pipas que deberá comprar el constructor

de la obra.

La generación de aguas residuales provenientes de las instalaciones sanitarias

que darán servicio a los trabajadores de la obra, se considera como un impacto de

baja magnitud ya que los residuos de estos sanitarios portátiles serán

manejados pro la compañía arrendadora del servicio de acuerdo a la normatividad

vigente.



ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: AGUA

ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Uso de agua en los trabajos de compactación y nivelación del terreno

- 2 1 4 4 4 1 1 1 1 2 26 Moderado

Generación de agua residual por los trabajadores

- 1 1 4 1 1 1 1 1 1 4 19 irrelevante

d) Flora

El predio donde se construirán las plantas desulfuradoras se encuentra poblado

por matorrales y árboles (aproximadamente 50 ejemplares) de talla delgado de la

especie álamos. Estos árboles fueron plantados. Considerando que son especies

introducidas y que el área forestada se encuentra con un alto grado de

perturbación el impacto no se considera como severo. (ver anexo 16 álbum

fotográfico)

Como medida de mitigación se llevaran a cabo las acciones que la autoridad

considere conveniente

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: FLORA


Desmonte de especies vegetales

- 2 1 4 4 4 1 1 4 4 4 34 Moderado

e) Fauna

Este factor no se verá afectado ya que en el predio no existen especies animales

de importancia ecológica.



Los animales que pudieran estar presentes en el predio corresponden a pequeños

mamíferos, aves comunes y algunos insectos o reptiles característicos de zonas

con alto nivel de perturbación. Por lo anterior el impacto evaluado se considera

como irrelevante.

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: FAUNA


Desplazamiento de la fauna presente en el predio.

- 1 1 4 4 2 1 1 1 4 4 26 Moderado

f) Paisaje

La presencia de maquinaria en el sitio, no tendrá un efecto significativo en la

apariencia visual del mismo, toda vez que se trata de la preparación del predio

para la construcción de dos plantas dentro de una instalación industrial, por lo que

su aspecto visual solo se verá afectado por la presencia de maquinaria, vehículos

de transporte de materiales, y los propios materiales para el relleno y nivelación

del área correspondiente.

Así mismo en esta etapa se podrán instalar obras provisionales (servicios para

trabajadores y oficinas), que afectará el paisaje en forma temporal.

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: PAISAJE ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Apariencia visual de la zona de trabajo con respecto a su entorno

- 1 1 4 2 2 1 1 1 1 2 19 irrelevante

Obras provisionales

- 1 1 4 2 2 1 1 1 2 2 20 irrelevante



g) Socioeconómico

En esta etapa se considera la ocurrencia de efectos positivos en función a la

creación de empleos temporales y activación de la economía local. Por su

temporalidad este impacto se considera benéfico de una magnitud moderada.

ETAPA DE PREPARACION DEL SITIO FACTOR IMPACTADO: SOCIOECONOMICO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Generación de empleos temporales

+ 2 2 4 2 4 1 1 4 1 8 35 Moderado

Activación de economía local por necesidad de servicios.

+ 2 2 4 2 4 2 1 1 2 8 34 Moderado

V.2.1.2 Etapa de construcción

a) Aire

Durante esta etapa se generarán ruidos provenientes de la maquinaria pesada

que trabajará en el sitio, este impacto está en función de la duración de los

trabajos y por lo tanto será en todos los casos de carácter temporal. Considerando

que los trabajos se llevan a cabo en un área industrial abierta, y en horas

laborales, así como la distancia del sitio de emisión hasta los asentamientos

humanos, lo cual permite la disipación de las ondas sonoras, no se espera

rebasar los límites establecidos por la NOM-081-SEMARNAT-94, que son 68dB

para el horario diurno y 65dB para el horario nocturno. Por lo anterior este impacto

es considerado poco significativo.

Otro impacto que las obras traerán sobre la atmósfera, será la emisión de polvos

generados por el traslado de materiales para las obras civiles, estos deberán

transportarse en vehículos con lona para mitigar esta emisión. Este impacto por su

temporalidad se considera de baja magnitud.



El uso de maquinaria traerá consigo la emisión de gases de combustión, este

impacto será temporal y considerando que la obra se desarrolla dentro de una

instalación industrial no se espera una afectación sobre la calidad del aire del

lugar, sin embargo como medida de mitigación se tendrá la maquinaria en óptimas

condiciones de mantenimiento por lo que se considera un impacto temporal poco

significativo con medidas de mitigación de fácil aplicación.

ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: AIRE ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Generación de Ruido

- 2 2 4 2 1 1 4 1 1 4 28 Moderado

Emisión de polvos en traslado de material

- 1 2 4 1 1 1 1 4 1 4 24 Irrelevante

Emisión de gases de combustión por maquinaria pesada

- 1 2 4 2 1 1 4 4 1 4 28 Moderado

b) Suelo

Durante esta etapa se generaran residuos de la construcción como son varillas,

madera, etc. Estos deberán ser clasificados y dispuestos por el contratista ya que

son de su propiedad, y aquel material que no reúna las características apropiadas

para su reuso, y deba ser dispuesto como residuo, será manejado de acuerdo a la

normatividad vigente por una compañía autorizada para el transporte y disposición

final de residuos de la construcción. La generación de estos residuos se considera

como un impacto al factor suelo, este impacto se considera de baja magnitud y

con medida de mitigación.



Así mismo en esta etapa se generarán residuos peligrosos como son latas de

pintura impregnadas, estopas, envases de solventes, etc. Estos deberán ser

clasificados y enviados a un área o almacén temporal de residuos peligrosos que

deberá ser provisto por el contratista que desarrolle los trabajos de construcción,

así mismo el contratista deberá llevar a cabo las gestiones para su entrega-

recepción y su traslado al sitio de disposición final. La generación de estos

residuos y la posibilidad de un mal manejo de los mismos representa un impacto al

ambiente que se considera de una categoría moderada y con medidas de

prevención y mitigación.

ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: SUELO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Generación de residuos no peligrosos

- 2 1 2 2 4 2 4 1 1 4 28 Moderado

Generación de residuos peligrosos

- 2 1 2 2 4 2 4 1 1 4 28 Moderado

Mal manejo o almacenamiento indebido de residuos

- 4 2 4 2 2 1 1 1 1 4 32 Moderado

c) Agua

Durante esta etapa se utilizará agua para trabajos de construcción que al igual que

en el caso de la preparación del sitio, deberá ser proporcionada por el contratista

mediante pipas, el uso del agua es un impacto negativo de baja magnitud

considerando la cantidad a utilizar.

El agua residual generada por los servicios prestados a los trabajadores de la

obra, es otro impacto negativo que por su temporalidad no representa un impacto

importante toda vez que esta agua residual será manejada por la compañía



encargada de suministrar los servicios de sanitarios portátiles para el uso de los

trabajadores de la construcción.

ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: AGUA ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Uso de agua para trabajos de construcción

- 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 14 irrelevante

Agua residual generada por los trabajadores de la construcción

- 2 1 4 2 2 1 4 1 1 4 27 Moderado

d) Paisaje

Durante esta etapa el paisaje se vera modificado por la presencia de maquinaria y

materiales de la construcción, sin embargo el área de construcción será

delimitada lo cual evitará el acceso al área de personas ajenas a la obra así como

la interferencia en la operación de las demás plantas de la refinería. El paisaje se

verá modificado temporalmente y dentro de los límites de la refinería por lo que el

impacto se considera irrelevante.

ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: PAISAJE ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Alteración del paisaje dominante en el área

- 1 1 4 2 2 1 1 4 4 2 25 irrelevante

e) Socioeconómico

En este rubro se esperan impactos positivos por la generación de empleos los

cuales considerando el tipo de proyecto y duración de la obra, serán en beneficio

de la población local, ya que por otra parte se impulsará la economía de la zona, al

requerirse de servicios para el personal involucrado en la construcción del

proyecto.



Los impactos antes mencionados por su temporalidad se consideran de una

moderada magnitud.

ETAPA DE CONSTRUCCION FACTOR IMPACTADO: SOCIOECONOMICO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA


+ 4 2 2 2 4 2 4 4 2 8 44 Moderado

Activación de economía local

+ 4 1 2 2 4 2 4 4 2 8 42 Moderado

V.2.1.3 Etapa de Operación

a) Aire

Durante esta etapa se tendrán emisiones a la atmósfera por fuentes fijas,

correspondientes a los quemadores elevados y calentadores en el proceso de la

planta desulfuradora. Estos puntos de emisión cumplirán con los niveles de

contaminantes normados de acuerdo a los requerimientos aplicables en la

materia.

Los compuestos que serán emitidos a atmósfera corresponden a: SO2, SO3, NOx,

CO, PM 10, CH4, COTS, SOx, partículas, COV, N2O y CO2

Otro impacto a considerar será la posibilidad de fugas y/o acontecimientos de

eventos que puedan generar emisiones no controladas al ambiente generando un

alto grado de contaminación a la atmósfera.

Así mismo, al entrar en operación la planta, se producirán gasolinas bajas en

azufre, que estarán dentro de los parámetros establecidos en la norma NOM-086-

SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, con lo que se reducirán las emisiones



provenientes de vehículos automotores que circulan en las principales urbes del

país. Esto representa un impacto positivo de importante magnitud.

ETAPA DE OPERACIÓN FACTOR IMPACTADO: AIRE ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Emisión de fuentes fijas

- 4 2 4 4 2 2 4 4 4 4 44 Moderado

Posibles accidentes en la planta

- 8 4 4 2 2 4 4 4 1 2 55 Severo

Fuga en líneas de proceso

- 8 2 4 2 2 2 4 4 1 4 51 severo

Reducción de emisiones por el uso de gasolinas UBA

+ 8 8 2 4 4 4 4 4 4 8 74 severo

b) Suelo

En cuanto a afectaciones al factor suelo, debemos considerar derrames por fuga

en línea de producto, lo cual es poco probable considerando que las líneas y

equipos recibirán mantenimiento periódico y se cuenta con cabinas de control

donde se verifica el buen funcionamiento de equipos y líneas de producto.

La generación de residuos es otro impacto a considerar en este factor,

Los residuos no peligrosos, serán enviados al almacén temporal de la refinería

para ser dispuestos en el relleno sanitario indicado por las autoridades

competentes. El mal manejo de estos residuos o su acumulación fuera del área

destinada para ellos puede generar un impacto negativo contaminando el suelo.

Así mismo, la planta generará residuos peligrosos consistentes en catalizadores

gastados, trapos impregnados, aceites para mantenimiento, etc. Estos residuos

serán manejados y dispuestos en el almacén temporal de la refinería para ser



posteriormente entregados a compañías autorizadas para su transporte y

disposición final, de acuerdo a lo establecido en la legislación ambiental vigente.

Los catalizadores serán enviados al licenciador con la finalidad de ser

regenerados para su reuso, ya que tienen un valor intrínseco reduciéndose de

esta forma la generación de residuos por este concepto.

ETAPA DE OPERACIÓN FACTOR IMPACTADO: SUELO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Fuga en línea de producto

- 4 1 4 2 2 2 4 1 1 4 34 Moderado

Mal manejo de residuos no peligrosos

- 2 2 4 2 1 1 1 4 1 4 28 Moderado

Generación de Residuos peligrosos

- 4 2 2 4 4 2 4 4 2 4 42 Moderado

Mal manejo o almacenamiento de residuos peligrosos

- 8 2 8 2 2 1 4 4 1 4 54 Severo

c) Agua

La Refinería Miguel Hidalgo, cuenta con drenajes separados para el manejo de

aguas residuales y con planta de tratamiento de aguas residuales.

El agua utilizada en el proceso, es enviada al tratamiento de aguas amargas, para

la eliminación del azufre y su posterior reuso en el desalado de crudo. Sin

embargo, un mal manejo de las mismas podría representar un impacto sobre este

factor.

Así mismo se cuenta con un sistema de tratamiento de efluentes, que consta de

un tratamiento primario que elimina impurezas y grasas y aceites, esta agua

tratada es acondicionada para su reuso como agua de enfriamiento. El agua



tratada también se utiliza para riego de áreas verdes, la existencia de este sistema

de tratamiento es considerado como un impacto benéfico ya que se reduce la

generación de aguas residuales.

El agua que ya no cumple con las características necesarias para su reuso,

descargada al cuerpo receptor conocido como el Río tula, cuidando que los

parámetros de descarga se encuentren bajo norma. Este último aún contando con

medidas de mitigación es un impacto de carácter moderado sobre las aguas

superficiales.

ETAPA DE OPERACION FACTOR IMPACTADO: AGUA ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA

Uso de agua en el proceso

- 4 4 4 2 2 1 1 4 1 4 39 Moderado

Generación de aguas amargas

- 2 2 4 2 2 1 1 1 1 4 26 Moderado

Tratamiento de aguas residuales para su reuso

+ 4 1 4 4 4 2 4 4 4 8 55 Severo

Descarga de agua residual al Río Tula

- 2 2 4 4 4 2 4 1 4 4 37 Moderado

d) Paisaje

En cuanto a los elementos del medio perceptual, entre los cuales se encuentran

las vistas panorámicas, la naturalidad y singularidad, no habrá un cambio

significativo ya que la planta formará parte de las instalaciones industriales de la

Refinería por lo que no se considera un impacto sobre este factor.



e) Socioeconómico

La generación de empleos para la operación de la planta es considerado como un

impacto benéfico permanente ya que los trabajadores contratados para su

operación son de carácter permanente y muy especializados.

Así mismo la modernización de las refinerías repercute en una producción de

gasolinas de mayor calidad que impulsa la economía del país reduciendo las

importaciones.

ETAPA DE OPERACIÓN FACTOR IMPACTADO: SOCIOECONOMICO ACCIÓN NAT I EX MO PE RV SI AC EF PR MC I CATEGORIA


+ 4 2 2 4 4 2 1 1 4 8 42 moderado

Impulso económico regional

+ 8 4 2 4 4 4 4 1 4 8 63 Severo

V.3 Evaluación de los impactos ambientales

En este punto se realizará una evaluación global de los impactos que genera el

proyecto.

V.3.1 Preparación del sitio

En esta etapa los impactos ambientales corresponden al desmonte del área a

construir y la modificación de la morfología del suelo natural.

Ya que el proyecto se desarrolla dentro de las instalaciones de la Refinería Miguel

Hidalgo estos impactos se consideran de baja relevancia, ya que las especies a

desmontar fueron introducidas por el hombre y no forman una comunidad bien

definida. El área a desmontar se encuentra en un alto grado de perturbación.



V.3.2 Etapa de Construcción

Los impactos identificados en esta etapa obedecen a los propios de la industria de

la construcción con la generación de emisiones, residuos y aguas residuales,

todos de carácter temporal. En esta etapa también existen impactos positivos en el

factor socioeconómico sin embargo, cabe mencionar que también son empleos

temporales, aunque de diversas especialidades.

V.3.3 Etapa de Operación y mantenimiento

En esta etapa se esperan impactos al aire, suelo y agua de los procesos

productivos de las plantas desulfuradoras, los cuales cuentan con medidas de

mitigación y control. Así mismo se espera un impacto positivo de carácter regional

ya que la producción de gasolinas ultra bajas en azufre reducirán sustancialmente

las emisiones producidas por los vehículos automotores, principalmente en las

ciudades más pobladas del país.

INDICE CAPITULO VI

VI MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS

AMBIENTALES .................................................................................................. 217

VI.1 DESCRIPCIÓN DE LA MEDIDA O PROGRAMA DE MEDIDAS DE MITIGACIÓN O

CORRECTIVAS POR COMPONENTE AMBIENTAL....................................................... 217

VI.1.1 Clasificación de las medidas de mitigación.................................... 217

VI.1.2 Agrupación de los impactos de acuerdo con las medidas de

mitigación propuestas por componente ambiental. ...................................... 218

VI.2 IMPACTOS RESIDUALES ........................................................................ 221

VI.2.1 Atmósfera ...................................................................................... 221

VI.2.2 Suelo.............................................................................................. 222

VI.2.3 Agua .............................................................................................. 222



VI MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS

AMBIENTALES

VI.1 Descripción de la medida o programa de medidas de mitigación o

correctivas por componente ambiental.

VI.1.1 Clasificación de las medidas de mitigación

Existen diferentes medidas de mitigación que van enfocadas a sanear

determinadas actividades y cada una de ellas se aplicarán en las diferentes etapas

de desarrollo del proyecto.

Clasificación de medidas de mitigación

Tipo de Media Características

Medidas de prevención (P) Medidas aplicadas antes de la preparación del sitio y enfocadas a evitar algún impacto significativo. Por ejemplo, pláticas de concientización a trabajadores para evitar la caza de animales o destrucción de nidos y madrigueras.

Medidas de remediación (R ) Medidas aplicadas durante la realización del proyecto y dirigidas a restaurar los impactos generados por las actividades de construcción en el tiempo que estos se desarrollan. Por ejemplo el derrame accidental de aceites y grasas durante el uso de maquinaria y equipo.

Medidas de Rehabilitación (RH) Medidas aplicadas durante y después de las actividades del proyecto, enfocadas a reponer las pérdidas del medio físico o biológico en la zona del proyecto. Por ejemplo la recuperación y restitución del suelo en el área del proyecto.

Medidas de compensación (C) Medidas enfocadas a resarcir el daño causado por las actividades y estas serán aplicadas fuera del área del proyecto. Por ejemplo la participación en áreas externas al proyecto en programas ecológicos que determine la autoridad

Medidas de Reducción (RC) Medidas dirigidas a disminuir los impactos generados durante la construcción y operación de las obras del proyecto. Por ejemplo en la tala selectiva respetar el estrato arbustivo.



VI.1.2 Agrupación de los impactos de acuerdo con las medidas de mitigación propuestas

por componente ambiental.

Los impactos ambientales se agruparán de acuerdo al tipo de medida de

mitigación. También se indicará si existen sistemas de mitigación para un impacto

o varios. En la siguiente tabla, se resumen los impactos por etapa y tipo de medida

de mitigación a aplicar. En esta tabla se entenderá como E1, la preparación del

sitio, E2 la etapa de construcción y E3 la etapa de operación y mantenimiento.

Medidas de mitigación propuestas para el proyecto de construcción de dos plantas

desulfuradoras de gasolina catalítica. (Aire)

Impacto Etapa Medida de prevención, mitigación o compensación Tipo de medida

Emisiones de contaminantes a la atmósfera, constituidos por NOx, SOx, HC, CO, producto de la combustión interna de los motores de maquinaria y equipo

E1 E2

Los contratistas que lleven a cabo las obras de preparación del sitio y construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas 1 y 2, deberán emplear equipo reciente y con tecnología de punta con el objeto de evitar descomposturas, baja eficiencia, y contaminación. Deberá darse mantenimiento preventivo y correctivo a la maquinaria y equipo a utilizar, incluyendo los vehículos automotores Para lo anterior el contratista deberá llevar una bitácora de mantenimiento preventivo y correctivo para cada unidad empleada, la cual deberá ser presentada mensualmente al supervisor de PEMEX-Refinación para su firma de conformidad. Así mismo para el caso de vehículos automotores sujetos al programa federal de verificación vehicular, además de lo anterior, el contratista deberá presentar a PEMEX-Refinación semestralmente el comprobante de verificación vehicular de cada unidad. Tanto la bitácora de mantenimiento como las fotocopias de los comprobantes de verificación vehicular deberán estar disponibles para consulta por parte de las autoridades ecológicas en la residencia de construcción. Los contratistas deberán cumplir con todo lo estipulado en el Reglamento de Seguridad para contratistas DG-GPASI-SI-08200.

P

Generaciones atmosféricas provenientes de quemadores

E3 PEMEX-Refinación, deberá cumplir con los parámetros establecidos por norma para las emisiones por fuentes fijas, deberá integrar estas emisiones en la LAU

P




elevados y calentadores en el proceso productivo de las Plantas desulfuradoras Generación de partículas suspendidas por movimiento de tierras y materiales de construcción

E1 E2

Con la finalidad de evitar o disminuir la generación de partículas suspendidas por el movimiento de tierras el contratista que lleva a cabo las obras de preparación del sitio y construcción, deberá mantener el terreno húmedo mediante el riego constante de la zona de trabajo.

P

Emisión de ruidos de maquinaria y equipo de construcción

E1 E2

Aunque no se trata de una fuente fija, se recomienda evitar la generación de ruido superior a los 68dB de 6;00 a 18:00 hrs y de 65dB de 18:00 a 6:00 hrs. Dentro de la obra se manejaran turnos de trabajo con jornadas de 8 horas. Se verificará que los equipos cuenten con sistemas de reducción de ruido (mofles y silenciadores) operando adecuadamente

P


desulfuradoras de gasolina catalítica. (suelo)


Manejo de combustibles en el área del proyecto.

E1 E2

En caso de requerirse el almacenamiento temporal de combustibles en el área de trabajo, además de observar la normatividad específica para el transporte y almacenamiento de combustible emitida por la SCT, deberán realizarse las actividades y medidas de seguridad pertinentes con el objeto de poder controlar cualquier incidente o derrame accidental y cumplir en todo momento con el Reglamento de Seguridad para contratistas DG-GPASI-SI-08200. Asimismo se deberá conocer el procedimiento para la atención de derrames accidentales de PEMEX-Refinación

P R

Generación de residuos domésticos por trabajadores

E1 E2 E3

Todos los trabajadores de la Cía. que lleva a cabo la obra de construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas deberán cumplir con la normatividad interna de PEMEX-Refinación, y deberán depositar sus residuos dentro de los contenedores colocados por la contratista dentro de la Refinería para tal fin. Así mismo los trabajadores asignados a esta área una vez que entre en operación deberán depositar sus residuos en los sitios asignados.

P

Generación de residuos producto de los trabajos de despalme y nivelación

E1 Los residuos de los trabajos de preparación del sitio serán manejados de acuerdo a los procedimientos establecidos por la compañía contratista. Manejados por empresas autorizadas para el manejo de residuos no peligrosos y transportados con los permisos correspondientes de las autoridades ambientales.

P




Generación de residuos peligroso por mantenimiento de la maquinaria

E1 E2

El mantenimiento a maquinaria y equipo de construcción deberá llevarse a cabo en talleres externos a la refinería para evitar la contaminación del suelo dentro de la misma. Los residuos peligrosos generados durante estas etapas, deberán ser almacenados en tambos de 200l, con tapa, señalizados y enviados a resguardo en el sitio asignado o almacén temporal residuos peligrosos de la compañía contratista para su posterior disposición de acuerdo a la normatividad ambiental vigente.

P

Generación y manejo de residuos peligrosos( grasas, aceites, catalizadores gastados)

E3 Los residuos peligroso generados en las Plantas Hidrodesulfuradoras de gasolina catalítica, serán enviados al almacén de residuos peligrosos de la refinería para su posterior envío a tratamiento o disposición según sea el caso. Deberá llevarse el control de los manifiestos de entrega-recepción de residuos peligrosos y bitácoras correspondientes. Los catalizadores gastados serán enviados al proveedor de los mismos para recuperación de materiales, previo cumplimiento de trámites legales para su envío fuera del país.

P RC


desulfuradoras de gasolina catalítica. (Agua)


Generación de aguas residuales por trabajadores en la construcción

E1 E2

rán letrinas portátiles y se contratarán los servicios de empresas con n vigente para el manejo, transporte, tratamiento o disposición final de residuales sanitarias.

RC

Generación de aguas residuales industriales (aguas amargas)

E3 La refinería cuenta con planta de tratamiento de aguas amargas, por lo que el agua amarga generada en este proceso durante la operación normal será enviada a la misma para su tratamiento y reuso en otras actividades productivas o en su caso agua contra-incendio. También se cuenta con un sistema de tratamiento de efluentes para el reuso de agua de proceso y drenajes aceitosos.

R RC




desulfuradoras de gasolina catalítica. (Flora)


Derribo de árboles y desmonte le áreadel proyecto

E1 Aún cuando las especies vegetales a derribar no tienen una talla significativa, como medida de compensación, se llevarán acabo las acciones que indique la autoridad competente.

C


desulfuradoras de gasolina catalítica. (Paisaje)


Alteración del paisaje por obras

E1 E2

Se delimitará la zona de trabajo para evitar el ingreso de personal ajeno a esta obra y también para evitar la interferencia con las actividades normales de la Refinería.

P

VI.2 Impactos residuales

Se debe considerar que aún aplicando medidas de mitigación y control existen

impactos que no pueden ser evitados y son considerados como impactos

residuales. Se describen a continuación por componente ambiental los impactos

esperados y los que se consideran serán impactos residuales.

VI.2.1 Atmósfera

En este rubro se esperan los siguientes impactos:

• Emisiones atmosféricas por maquinaria y equipo y por actividades de pavimentación y circulación de vehículos una vez en operación.

• Emisiones atmosféricas una vez que se establezcan las plantas desulfuradoras de gasolinas ya que cuentan con fuentes fijas



• Generación de partículas suspendidas por movimiento de tierras

• Emisión de ruidos por maquinaria

La mayor parte de estos impactos son de carácter temporal, ya que dejaran de

producirse una vez concluida la obra y se dispersarán gradualmente.

En cuanto a las emisiones que pudieran generarse por las plantas desulfuradoras

de gasolinas 1 y 2, aún contando con sistemas de control, es muy probable que

se genere un impacto a la calidad del aire que persistirá mientras la fuente esté

en operación pudiendo considerarlo como un impacto residual.

VI.2.2 Suelo

• Generación de residuos de construcción

• Derrame por mal manejo de combustibles en el área

• Generación de residuos en operación

• Generación de residuos peligrosos

Todos los posibles impactos al suelo cuentan con medidas de prevención, control

y mitigación, sin embargo la generación de basura y su acumulación en rellenos

sanitarios así como la disposición de residuos peligrosos en confinamientos

controlados puede considerarse como un impacto residual.

VI.2.3 Agua

En este rubro se tiene

• Uso del agua

• Generación de aguas residuales



El uso de cierta cantidad de agua para el proceso y la descarga de la misma aún

tratada representan un impacto sobre la calidad del agua original, por lo que se

puede considerar un impacto residual.

INDICE CAPITULO VII

VII PRONOSTICOS AMBIENTALES Y EN SU CASO, EVALUACIÓN DE

ALTERNATIVAS................................................................................................. 224

VII.1 PRONÓSTICO DEL ESCENARIO............................................................... 224

VII.2 PROGRAMA DE VIGILANCIA AMBIENTAL.................................................. 224

VII.2.1 Durante la fase de preparación del sitio y construcción................. 224

VII.3 CONCLUSIONES ................................................................................... 228

MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2, Instalaciones

complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”

Página 224

VII PRONOSTICOS AMBIENTALES Y EN SU CASO, EVALUACIÓN DE

ALTERNATIVAS

VII.1 Pronóstico del escenario

Una vez instaladas las plantas desulfuradoras de gasolinas en la Refinería, estas

estarán integradas a los procesos de la misma y formarán parte del grupo de

plantas que conforman la refinería.

En cuanto al impacto global que el establecimiento de estas plantas producirá,

cabe mencionar que al tener combustibles más limpios, se reducirán

significativamente las emisiones provenientes de vehículos automotores, elevando

así la calidad de vida de los habitantes de las zonas más pobladas de la

República.

VII.2 Programa de vigilancia ambiental

Los objetivos del programa de vigilancia ambiental son principalmente:

• Vigilar que, en relación con el medio, cada actividad o etapa de la obra se

realice según el proyecto y según las condiciones en que ha sido autorizado

• Determinar la eficacia de las medidas de protección ambiental que han sido

propuestas y en su caso corregirlas.

VII.2.1 Durante la fase de preparación del sitio y construcción

Durante esta fase, el programa de vigilancia ambiental establece que para el

correcto funcionamiento del mismo, habrá vigilancia sobre los siguientes

indicadores de impacto.

• Seguimiento a las emisiones de polvo y ruido



Página 225

• Seguimiento de afectaciones del suelo

• Seguimiento de afectaciones a la flora y fauna

Para el seguimiento de las emisiones de polvo, producidas en su mayor parte por

la maquinaria que trabaja en las obras durante las etapas de preparación del sitio

y construcción de las plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas 1 y 2 se

realizarán visitas periódicas semanales sin previo aviso a todas las zonas donde

se localicen las fuentes emisoras. En esas visitas se observará si se cumplen las

medidas adoptadas como son:

• Regar las superficies donde potencialmente puede haber una

cantidad superior de polvo.

• Velocidad reducida de los camiones que trabajen en la obra.

• Vigilancia de las operaciones de carga, descarga y transporte del

material.

• Todos los vehículos automotores utilizados (camiones, camionetas,

vehículos de carga, etc.), deberán contar con su certificado de

verificación de contaminantes y/o registro de última afinación.

Las inspecciones se realizarán una vez por semana, en las horas del día donde

las emisiones de polvo se consideren altas. Como norma general, la primera

inspección se realizará antes del comienzo de las actividades para tener un

conocimiento de la situación previa y poder realizar comparaciones posteriores.



Página 226

En cuanto al suelo, las tareas que pueden afectar los suelos son, sobretodo, las

actividades durante la etapa de despalme, rellenos y cortes de todas las

superficies necesarias para la ejecución de las obras.

Se realizaran visitas periódicas para poder observar directamente el cumplimiento

de las medidas establecidas para minimizar el impacto, evitando que las

operaciones se realicen fuera de las zonas señaladas para ello.

Durante las visitas se observará:

• La vigilancia en el despalme inicial y cualquier otro movimiento de tierra

para minimizar el fenómeno de la erosión y evitar la posible inestabilidad

de los terrenos más allá de lo necesario.

En cuanto a las afectaciones a flora y fauna, se mantendrá una supervisión

continua para constatar que los residuos del desmonte sean triturados y utilizados

en los rellenos de la misma obra. Así mismo se vigilará el respeto a las especies

animales que pudieran transitar por el sitio evitando caza y captura de especies.

Durante la Fase de Operación de las plantas desulfuradoras de gasolinas

catalíticas 1 y 2

• Seguimiento a emisiones atmosféricas y ruido

• Seguimiento a generación de aguas residuales

• Seguimiento a generación y manejo de residuos peligrosos y no

peligrosos



Página 227

En esta etapa las plantas contarán con sus propios sistemas de monitoreo para

observar el cumplimiento de la normatividad ambiental vigente y serán integradas

a la Cédula de Operación Anual de la Refinería para mantener registradas sus

emisiones ante la SEMARNAT.

La refinería cuenta con un departamento de seguridad industrial y protección

ambiental, las nuevas plantas desulfuradoras serán incluidas en sus programas de

vigilancia, mantenimiento, monitoreo y administración ambiental.

Las plantas deberán contar con procedimientos para el manejo y control

ambiental, y con procedimientos de seguridad.

Todos los residuos sólidos generados en las plantas desulfuradoras serán

enviados a los almacenes temporales que le correspondan y manejados de

acuerdo a normas y procedimientos internos de la Refinería.

Por su parte dentro de las actividades de operación de las plantas desulfuradoras

se contarán con indicadores ambientales como medidas de control del desempeño

ambiental de las propias plantas, los indicadores ambientales incluirán controles

en materia de emisiones, generación y disposición de residuos sólidos y

peligrosos por unidad de producción y controles mediante auditorias ambientales

continuas tanto a sus procesos como a las actividades de mantenimiento, es

importante que el seguimiento que se de a los indicadores que sean establecidos

sean reportados como parte del desempeño ambiental de la operación de las

plantas.



Página 228

VII.3 Conclusiones

Como está señalado en el Plan Nacional de Desarrollo, el proyecto se inserta en la

política de planeación tanto estatal como nacional, como una alternativa que

permitirá elevar las condiciones de vida de la población al mejorar la calidad de

los combustibles, tanto para el consumo doméstico como para el industrial.

Por todo lo anteriormente expuesto, y de acuerdo a la identificación, descripción y

evaluación de los impactos ambientales generados por la construcción de las

plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas 1 y 2 el proyecto en cuestión

reviste un significativo beneficio para el país considerando los efectos positivos

que al ámbito económico, social y de sustentabilidad ambiental se producen;

además por una parte se da cumplimiento a las disposiciones establecidas por el

gobierno federal a través de la norma oficial mexicana NOM-086-SEMARNAT-

SENER-SCFI-2005, publicada el 30 de enero del 2006 que requiere el suministro

de gasolina con bajo contenido de azufre en las áreas metropolitanas de la Ciudad

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

del país a partir de enero del 2009, lo que sin duda implica un beneficio en el

ambiente ya de por si afectado por el consumo de combustibles para el uso de

vehículos automotores.

Por otra parte bajo un esquema de ordenamiento ecológico el cual se basó en el

análisis de la relación sociedad-naturaleza y de su marco espacial, lo que de

acuerdo a lo señalado, permitirá promover el desarrollo sustentable para el

territorio en concordancia y de acuerdo a la Ley General del Equilibrio Ecológico y

la Protección al Ambiente, la Ley del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente



Página 229

del estado de Hidalgo y en otras leyes, decretos y regulaciones federales y

estatales, se impulsa de esta manera la economía del Estado, sin causar efectos

significativos al Ecosistema de la Región, toda vez que la construcción de las

plantas se realizará dentro de las Instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo,

ubicada en el Municipio de Tula, Hgo., donde el medio ha sido previamente

modificado y los impactos al ambiente (aire, Suelo, agua, etc.) serán únicamente

de carácter temporal, en tanto que los beneficios generados tendrán un mayor

significado, tanto desde el punto de vista de sustentabilidad ambiental, como

socioeconómico.

Finalmente desde un punto de vista general, la construcción de estas plantas,

contribuirá al abatimiento en la importación de gasolinas, redundando en un ahorro

considerable para la nación.

Considerando lo anteriormente expuesto se concluye que el proyecto es

ambientalmente VIABLE y Socio-económicamente DESEABLE.

INDICE CAPITULO VIII

VIII IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN LAS FRACCIONES ANTERIORES. ............................................................. 230

VIII.1 FORMATOS DE PRESENTACIÓN ............................................................. 230 Planos definitivos ......................................................................................... 230

Fotografías ................................................................................................... 230

VIII.2 OTROS ANEXOS .................................................................................. 230 VIII.3 GLOSARIO DE TÉRMINOS ..................................................................... 230 VIII.4 BIBLIOGRAFÍA..................................................................................... 252

MIA Particular sector petrolero “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,

Instalaciones complementarias y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”

Página 230

VIII IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y

ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN

SEÑALADA EN LAS FRACCIONES ANTERIORES.

VIII.1 Formatos de presentación

Planos definitivos

Se anexan Diagramas de flujo de proceso anexo 13

Se anexan Planos del sistema contra incendio anexo 14

Se anexan planos de cimentación anexo 11

Se anexan cartas geográficas (anexos 17 al 21)

Fotografías

Se anexa álbum fotográfico anexo 16

VIII.2 Otros anexos

Se anexa documentación legal del promovente (anexos 2 y 3)

Se anexa documentación del responsable técnico del estudio (anexo 4)

VIII.3 Glosario de términos

• ACIDIFICACIÓN. Es el incremento de los iones de hidrógeno, comúnmente

expresado como pH, en un medio del ambiente.

• ACTIVIDAD RIESGOSA: Toda acción u omisión que ponga en peligro la

integridad de las personas o del ambiente, en virtud de la naturaleza,

características o volumen de los materiales o residuos que se manejen, de

conformidad con las normas oficiales mexicanas, los criterios o listados en materia

ambiental que publiquen las autoridades competentes en el Diario Oficial de la

Federación



Página 231

• AEROSOLES. Suspensión en el aire u otro medio gaseoso de partículas

sólidas o líquidas, de tamaño generalmente menor a una micra, que, por lo mismo,

tienen una velocidad de caída insignificante y tienden a asentarse.

• AGUA (USO CONSUNTIVO EN LA INDUSTRIA). Extracto de agua que no

está disponible para su uso debido a que ésta se ha evaporado, transpirado o fue

incorporada en productos industriales. Se excluye la pérdida de agua durante su

transportación, entre el punto de extracción y el de uso.

• AGUA CONTAMINADA. Presencia en el agua de material dañino e

inconveniente obtenido de las alcantarillas, desechos industriales y del agua de

lluvia que escurre en concentraciones suficientes y que la hacen inadecuada para

su uso.

• AGUA DULCE. Agua que generalmente contiene menos de 1 000

miligramos por litro de sólidos disueltos.

• AGUA DURA. Agua alcalina que contiene sales disueltas que interfieren

con algunos procesos Industriales e impiden que el jabón haga espuma.

• AGUA RESIDUAL. Agua contaminada, proveniente de las unidades

industriales, de los hogares, o agua de lluvia contaminada por los asentamientos

urbanos.



Página 232

• AGUAS SUBTERRÁNEAS. Agua dulce encontrada debajo de la superficie

terrestre, normalmente en mantos acuíferos, los cuales abastecen a pozos y

manantiales.

• AGUAS SUPERFICIALES. Toda el agua expuesta naturalmente a la

atmósfera (ríos, lagos, depósitos, estanques, charcos, arroyos, presas, mares,

estuarios, etcétera) y todos los manantiales, pozos u otros recolectores

directamente influenciados por aguas superficiales.

• ALCALINIDAD. Capacidad cuantitativa de los medios acuosos para

reaccionar ante los iones hidróxidos. La alcalinidad es un fenómeno que

representa la capacidad de neutralización ácida de un sistema acuoso.

• AMBIENTE. El conjunto de elementos naturales y artificiales o inducidos por

el hombre que hacen posible la existencia y desarrollo de los seres humanos y

demás organismos vivos que interactúan en un espacio y tiempo determinados.

(LGEEPA).

• ÁREA FORESTAL PROTEGIDA (CON FUNCIONES DE CONSERVACIÓN

Y USO BIOLÓGICO). El bosque u otro territorio arbolado, cuya función

predominante, en combinación o individualmente, es proteger el suelo contra la

erosión, controlar los flujos de agua, purificar el aire, proteger del viento, abatir el

ruido, preservar los hábitat, proteger las especies de flora y fauna, preservar los

forrajes naturales de la fauna silvestre y otros usos biológicos.

• ÁREAS NATURALES PROTEGIDAS. Son “zonas del territorio nacional y

aquellas sobre las que la nación ejerce su soberanía y jurisdicción, en donde los



Página 233

ambientes originales no han sido significativamente alterados por la actividad del

ser humano o que requieren ser preservadas y restauradas.” (LGEEPA).

• ATMÓSFERA. Mezcla invisible de gases, partículas en suspensión de

distinta clase y vapor de agua, cuya composición relativa, densidad y temperatura

cambia verticalmente. Esta mezcla envuelve a la Tierra a la cual se mantiene

unida por atracción gravitacional; en ella se distinguen varias capas cuyo espesor

global es de aproximadamente 1 200 kilómetros.

• AUDITORIA AMBIENTAL. Este es un instrumento previsto en la Ley

general de equilibrio ecológico y protección al ambiente, mediante el cual “los

responsables del funcionamiento de una empresa podrán en forma voluntaria, a

través de la auditoria ambiental, realizar el examen metodológico de sus

operaciones, respecto a la contaminación y al riesgo que generan, así como el

grado de cumplimiento de la normatividad ambiental y de los parámetros

internacionales y de buenas prácticas de operación e ingeniería aplicables, con el

objeto de definir las medidas preventivas y correctivas necesarias para proteger el

ambiente”.

• AZOLVE. Sustancia gelatinosa y viscosa que se acumula durante el

recorrido del agua a través de un conducto, resultado de la actividad de los

organismos en las aguas.

• BIOTA. Todas las especies de cosas vivas (plantas y animales) dentro de

un territorio o área especial. Se refiere al peso vivo de todos los organismos en



Página 234

una área particular o hábitat. Algunas veces es expresado como carga por unidad

de área de terreno o por unidad de volumen de agua.

• BIÓXIDO DE AZUFRE (SO2). Proviene de la quema de combustibles que

contienen azufre, principalmente combustóleo y en menor medida diesel. Es un

irritante respiratorio muy soluble, que en altas concentraciones puede resultar

perjudicial para los pulmones. El valor normado para este contaminante es de 0.13

ppm en promedio móvil de 24 horas.

• BIÓXIDO DE CARBONO (CO2). Gas incoloro, sin olor, no venenoso en

bajas concentraciones, aproximadamente 50 por ciento más pesado que el aire

del cual es un componente menor. Se forma por procesos naturales y también es

producido por la quema de combustibles fósiles. Es uno de los gases más

importantes causantes del efecto de invernadero. El valor normado para este

contaminante es de 11 ppm en promedio móvil de 8 horas.

• CALIDAD DEL AIRE (CRITERIO DE). Término que describe la relación

entre las concentraciones de contaminantes en el aire y sus efectos sobre la

salud.

• CLIMATOLOGÍA. Análisis y síntesis de datos acerca de las condiciones de

la atmósfera. Esta concepción se basa en observaciones meteorológicas durante

periodos de tiempo prolongados. Las variables climáticas que se usan con más

frecuencia son: temperatura, precipitación, presión atmosférica y evaporación.

• COMBUSTIÓN. 1) Ardiente o rápida oxidación, acompañada por emisión de

energía en forma de calor y luz. Es la causa básica de contaminación del aire. 2)



Página 235

Se refiere a la quema controlada de residuos en el que lo caliente altera

químicamente los componentes orgánicos, convirtiéndolos en inorgánicos

estables, tales como bióxido de carbono y agua.

• COMPENSACIÓN. El resarcimiento del deterioro ocasionado por cualquier

obra o actividad en un elemento natural distinto al afectado, cuando no se pueda

restablecer la situación anterior en el elemento afectado (LADF).

• COMPUESTO CARCINOGÉNICO (O CARCINÓGENO). Son compuestos

químicos complejos, responsables de la producción del cáncer en los pulmones,

uno de los más conocidos es el ‘Benzopireno’.

• COMPUESTOS ORGÁNICOS VOLÁTILES (COV). Se generan por la

combustión de gas, combustóleo y principalmente gasolinas; su contribución a las

emisiones es baja en volumen, como lo es también su baja toxicidad, aunque son

dañinos a la salud en altas concentraciones. Los COV contribuyen a la formación

del ozono. Factor de tolerancia: 800.

• CONDICIONES PARTICULARES DE DESCARGA. Aquellas fijadas por la

Secretaría del Medio Ambiente que establecen respecto del agua residual, límites

físicos, químicos y biológicos más estrictos que las normas oficiales mexicanas

respecto de un determinado uso, usuario o grupo de usuarios o de un cuerpo

receptor de jurisdicción local (LADF).

• CONTAMINACIÓN. En general, se trata de la presencia de materia o

energía cuya naturaleza, ubicación o cantidad produce efectos ambientales

indeseables. En otros términos, es la alteración hecha por el hombre o inducida



Página 236

por el hombre a la integridad física, biológica, química y radiológica del medio

ambiente.

• CONTAMINANTE. Materia o sustancia, sus combinaciones o compuestos,

derivados químicos o biológicos (desechos orgánicos, sedimentos, ácidos,

bacterias y virus, nutrientes, aceite y grasa) así como toda forma de energía,

radiaciones ionizantes, vibraciones o ruido que al incorporarse y actuar en la

atmósfera, aguas, suelos, flora, fauna o cualquier elemento del ambiente alteran o

modifican su composición o afectan a la salud humana.

• CONURBACIÓN. Es un fenómeno del crecimiento de las áreas urbanas,

que se da mediante la unión entre localidades contiguas, que pueden pertenecer a

distintas jurisdicciones político-administrativas.

• CONVERTIDOR CATALÍTICO. Dispositivo idóneo para la reducción de la

contaminación del aire de los tubos de escape en los motores de los automóviles

ya sea por un proceso de oxidación o de reducción.

• CRITERIOS ECOLÓGICOS. Los lineamientos de carácter obligatorio

establecidos en la presente ley, para orientar las acciones de preservación y

restauración del equilibrio ecológico, el aprovechamiento sustentable de los

elementos naturales y la protección al ambiente; y que tendrán carácter de

instrumentos de política ambiental (LPADSEM).

• CUERPO RECEPTOR. La corriente, depósito de agua, el cauce o bien del

dominio público del Distrito Federal en donde se descargan, infiltran o inyectan

aguas residuales (LADF).



Página 237

• DECIBEL (dB). Unidad de medida para el volumen relativo del sonido,

aproximadamente el grado más pequeño de diferencia respecto del volumen

ordinario detectable por el oído humano, rango que incluye alrededor de 130

decibeles sobre una escala inicial de 1 para el sonido más agradable disponible.

En general, un sonido se duplica en volumen por cada incremento de 10

decibeles.

• DEFORESTACIÓN. Destrucción de los bosques de manera tal que se torna

imposible su reproducción natural.

• DEGRADACIÓN. Proceso por el cual un químico se reduce a su forma

menos compleja.

• DEMANDA BIOQUÍMICA DE OXÍGENO (DBO). Oxígeno disuelto y

requerido por los organismos para la descomposición aeróbica de la materia

orgánica presente en el agua. Da la proporción en que desaparece el oxígeno de

una muestra de agua y es utilizado como un indicador de la calidad de afluentes

residuales. Los datos utilizados para los propósitos de esta clasificación deberán

ser medidos en 20 grados Celsius y por un periodo de 5 días (DBO5).

• DEMANDA QUÍMICA DE OXÍGENO (DQO). Concentración de masa de

oxígeno consumido por la descomposición química de la materia orgánica e

inorgánica. La prueba DQO, como la prueba DBO, determinan el grado de

contaminación en un flujo. Los datos utilizados para el propósito de esta

clasificación deberán ser medidos a través del consumo de permanganato de

sodio (DQO-Mn).



Página 238

• DERRUMBES. Movimientos de masa con rocas de gran tamaño,

generalmente de miles de toneladas, producidos por un gran desprendimiento en

una ladera empinada de más de 20°, ocasionado por sismos o bien por

precipitaciones extraordinarias.

• DESARROLLO SUSTENTABLE. Proceso evaluable mediante criterios e

indicadores de carácter ambiental, económico y social que tiende a mejorar la

calidad de vida y la productividad de las personas, que se funda en medidas

apropiadas de preservación del equilibrio ecológico, protección del ambiente y

aprovechamiento de recursos naturales, de manera que no se comprometa la

satisfacción de las necesidades de las generaciones futuras.

• DESECHOS (GENERACIÓN DE). Incluye desechos peligrosos, así como

los desechos que son reciclados y reutilizados en otros sitios distintos a aquellos

en que fueron generados. Aunque en principio los productos primarios no son

considerados en esta clasificación, el producto final puede volverse desecho,

siempre y cuando éste no sea comercializable.

• DESECHOS (MANEJO DE). Este término se aplica a los sistemas

racionales, integrados y amplios, encaminados al logro y mantenimiento de una

calidad ambiental aceptable. Cubre actividades como: formulación de políticas,

desarrollo de normas de calidad del medio ambiente; prescripción de tasas de

emisiones; instrumentación, monitoreo y evaluación de varios aspectos del medio

ambiente. Las medidas de corrección y protección se basan en estos reportes.



Página 239

• DESECHOS (RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE). Acopio de desechos

ya sea por los servicios municipales o instituciones similares, o por corporaciones

privadas o públicas, empresas especializadas o el gobierno en general, y su

transporte al lugar de tratamiento o descarga. La recolección del desperdicio

municipal puede ser selectiva (realizada específicamente para un tipo de producto)

o no diferenciada (cubriendo al mismo tiempo cualquier desecho). La limpieza de

las calles puede considerarse como parte de la recolección de desechos de las

calles. Están excluidos los servicios de invierno, por ejemplo, la remoción de

nieve.

• DESECHOS INDUSTRIALES. Desperdicios orgánicos e inorgánicos

descargados por empresas industriales o comerciales. Los desperdicios orgánicos

en gran escala tienen su origen en las industrias de alimentos, lecherías,

empacadoras de pescado, fábricas de cerveza, fábricas de papel, procesos

petroquímicos, fábricas textiles y lavanderías. Los desechos inorgánicos incluyen

ácidos, álcalis, cianuros, sulfuros y sales de arsénico, plomo, cobre, cromo y zinc.

• DESECHOS PELIGROSOS. Residuos de productos generados por las

actividades humanas, que ponen sustancial o potencialmente en peligro la salud

humana o el medio ambiente cuando son manejados inadecuadamente. Poseen al

menos una de las siguientes características: inflamable, corrosivo, reactivo o

tóxico.

• DESECHOS SÓLIDOS. Materiales inútiles y dañinos (algunas veces

peligrosos). Incluyen la basura municipal, los desechos generados por las

actividades comerciales e industriales, el lodo de las aguas negras, los

desperdicios resultantes de las operaciones agrícolas y de la cría de animales y



Página 240

otras actividades relacionadas, los desechos por demolición y los residuos de la

minería. Los desechos sólidos también se refieren a los líquidos y gases en

envases.

• DISPOSICIÓN DE DESECHOS. Colocación final o destrucción, en lugares

habilitados aprobados, de los desperdicios tóxicos, radioactivos u otros; los

pesticidas excedentes o prohibidos u otros químicos; suelos contaminados y

tambos con material peligroso proveniente de acciones de eliminación o emisiones

accidentales.

• DRENAJE. Sistema que ha sido empleado tradicionalmente para recolectar

el agua del drenaje municipal en alcantarillas de gravedad y conducirla a una

planta de tratamiento central primaria o secundaria previo a su descarga en las

aguas superficiales.

• ECOSISTEMA. La unidad funcional básica de interacción de los organismos

vivos entre sí y de éstos con el ambiente, en un espacio y tiempo determinados.

• EDAFOLOGÍA. Ciencia que trata sobre el origen y desarrollo de los suelos,

sus propiedades y localización geográfica. Sus conceptos se basan en estudios

sobre la génesis de los suelos, sus propiedades físicas, químicas, mineralógicas y

biológicas.

• EMERGENCIA ECOLÓGICA. Situación derivada de actividades humanas o

fenómenos naturales que afecten severamente a uno o varios ecosistemas



Página 241

• EMISIÓN. Contaminación descargada en la atmósfera procedente de los

tubos de escape, otros respiraderos o salidas de emisiones, así como de

instalaciones comerciales o industriales, de chimeneas residenciales; y de

vehículos de motor, escapes de locomotoras o aeronaves.

• EMISIONES ATMOSFÉRICAS (INVENTARIO DE). Listado por fuente de

emisión de la cantidad de contaminantes descargados en la atmósfera de una

comunidad. Se utiliza para establecer factores de emisiones.

• FLUOROCARBONO. Gas utilizado como propulsor en los aerosoles; se ha

probado que este gas está reduciendo la capa de ozono que protege a la

atmósfera.

• FLUORURO. Componentes disueltos, sólidos o gaseosos, que contienen

flúor y que resulta de procesos industriales.

• FUENTES FIJAS. Los establecimientos industriales, mercantiles y de

servicios y los espectáculos públicos que emitan contaminantes al ambiente,

ubicados o realizados, según corresponda, en el Distrito Federal (LADF).

• FUENTES MÓVILES. Los vehículos automotores que emitan

contaminantes al ambiente (LADF).

• GASES DE ESCAPES. Producidos por la quema de petróleo (gasolina) en

los motores de combustión. Los gases de escapes son dañinos a los seres

humanos, a las plantas y a los animales.



Página 242

• GASES TÓXICOS. Los magmas contienen gases en solución que son

liberados en la erupción, están constituidos por vapor de agua, bióxido y monóxido

de carbono así como varios compuestos de azufre, cloro, flúor, hidrógeno y

nitrógeno.

La absorción de los gases por partículas finas y por las gotas de lluvia, pueden

conducir a irritación en la piel humana y daños en las plantas y animales.

• GASOLINAS FÓSILES. Se refiere al carbón, petróleo y gas natural. Se

llaman así debido a que son derivados de los sobrantes de plantas y vida animal

antiguas.

• GEOLOGÍA. Ciencia que estudia la composición, estructura y desarrollo de

la corteza terrestre y sus capas más profundas.

• HÁBITAT. Lugar y sus alrededores, tanto vivos como no vivientes, donde

habita una población determinada; por ejemplo, humanos, plantas, animales,

microorganismos.

• HIDROCARBUROS. Compuestos de hidrógeno y carbón en varias

combinaciones, las cuales están presentes en la gasolina fósil. Varios de estos

compuestos son los principales contaminantes del aire; algunos pueden ser

cancerígenos y otros contribuyen al humo fotoquímico.

• HIDRÓGENO (SULFURO DE) O ÁCIDO SULFHÍDRICO (HS). Gas emitido

durante la descomposición orgánica y también como resultado del refinamiento y



Página 243

quema del petróleo; su olor es parecido al de los huevos podridos y en

concentraciones espesas pueden ocasionar enfermedades.

• HIDROLOGÍA. Ciencia que estudia los fenómenos y procesos que

transcurren en la hidrosfera. Se subdivide en hidrología superficial, hidrología

subterránea y oceanología. En cada caso, estudia el régimen y el balance hídrico,

la dinámica del agua, los procesos termales y las sustancias agregadas. Estudia el

ciclo del agua en la naturaleza, la influencia sobre el mismo de la actividad

humana, y su evolución en territorios determinados y en la tierra en conjunto.

• IMPACTO ECOLÓGICO. El impacto del hombre o de las actividades

naturales sobre los organismos vivientes y sus ambientes no vivientes (abióticos).

• INCINERACIÓN. Tratamiento térmico del desecho, durante el cual la

energía químicamente fija de la materia quemada se transforma en energía

térmica. Los compuestos combustibles son trasformados en gases de combustión

y son emitidos a través de chimeneas. La materia inorgánica no combustible

permanece en forma de escoria y ceniza que se desvanece.

• INDICADOR AMBIENTAL. Es un parámetro o valor derivado de parámetros

generales, que describe de manera sintética las presiones, el estado, las

respuestas y/o tendencias de los fenómenos ecológicos y ambientales, cuyo

significado es más amplio que las propiedades asociadas directamente al valor del

parámetro.



Página 244

• INFILTRACIÓN. Penetración del agua a través de la superficie terrestre

hacia el subsuelo o la penetración del agua desde el suelo a las alcantarillas u

otras tuberías a través de juntas, conexiones o túneles defectuosos.

• INVERNADERO (EFECTO DE). Calentamiento de la atmósfera terrestre

ocasionado por la generación de bióxido de carbono u otros gases residuales. Los

científicos sostienen que esta acumulación de gases genera, mediante la luz

proveniente de los rayos solares, el calentamiento de la tierra, dado que dichos

gases interceptan parte del calor irradiado por la Tierra hacia el espacio exterior.

• INVERSIÓN TÉRMICA. Fenómeno físico que suele presentarse con mayor

frecuencia durante los meses de invierno y que se produce en función de la

diferencia de temperaturas que se registran en la composición de la atmósfera.

En condiciones normales, las capas de aire más frío se encuentran arriba y las

calientes abajo. Cuando se da la inversión, se forma una capa de aire caliente

entre dos de aire frío, de tal manera que el aire frío no puede ascender a través

de la capa cálida. Esto provoca que los contaminantes producidos en la

superficie de la tierra queden atrapados en la capa inferior que no circula, trayendo

consecuencias graves sobre la salud de los seres vivos, particularmente del

hombre. El fenómeno desaparece hasta que la capa de inversión se dispersa, lo

cual sucede normalmente durante el día, cuando los rayos solares calientan la

tierra y, por tanto, se calienta también la capa inferior de aire frío.

• LIXIVIADOR. Líquido que resulta del agua que escurre a través de los

desechos agrícolas, de los insecticidas o de los fertilizantes. La lixiviación puede

ocurrir en las áreas de cultivos, en predios de desechos de alimentos y tierras de



Página 245

rellenos y pueden resultar sustancias peligrosas al mezclarse con aguas

superficiales y/o subterráneas o con el suelo.

• LLUVIA ÁCIDA. Complejo fenómeno químico y atmosférico, con un bajo pH

(frecuentemente debajo de 4.0), que ocurre cuando las emisiones de compuestos

de sulfuro y nitrógeno y de otras substancias son transformadas por un proceso

químico en la atmósfera, en ocasiones lejos de las fuentes originales y luego

depositadas en la tierra en forma seca o húmeda. La sequedad o humedad

desprendida de todas esas sustancias tiene el potencial de incrementar la acidez

del medio receptor. La forma húmeda, conocida popularmente como “lluvia ácida”,

cae como lluvia, nieve o niebla. Las formas secas son gases o partículas ácidas.

• LODO ACTIVADO INSALUBRE. Lodo activado que no reacciona fácilmente

ya sea debido a la presencia de químicos tóxicos en el drenaje o al poco aire que

entra en el tanque de aireación.

• LODO. Semisólido obtenido como resultado de los procesos de tratamiento

del aire contaminado o del agua de desecho o de las aguas negras.

• MANEJO. Conjunto de actividades que incluyen, tratándose de recursos

naturales, la extracción, utilización, explotación, aprovechamiento, administración,

conservación, restauración, desarrollo, mantenimiento y vigilancia; o tratándose de

materiales o residuos, el almacenamiento, recolección, transporte, alojamiento,

reuso, tratamiento, reciclaje, incineración y disposición final (LADF).



Página 246

• METALES PESADOS. Término que cubre los metales potencialmente

tóxicos, utilizados en procesos industriales, por ejemplo, arsénico, cadmio, cromo,

cobre, plomo, níquel y zinc. Tienden a acumularse en la cadena alimenticia.

• METANO. Hidrocarburo gaseoso inflamable e incoloro. Este gas se

encuentra presente en forma natural en cavernas profundas y minas. Es también

emitido en los procesos de descomposición anaeróbica de materia orgánica y

pantanos. Forma mezclas explosivas en el aire y contribuye también a la

acumulación de gases de efecto invernadero.

• MITIGACIÓN. Reducción del grado de intensidad de la contaminación a

través de varios medios.

• MONITOREO. Proceso programado de muestreo o medición y registro

subsecuente o señalización, o ambos, de varias características del medio

ambiente, frecuentemente con el fin de hacer una estimación conforme a objetivos

especificados.

• MONÓXIDO DE CARBONO (CO). Gas incoloro, sin olor y venenoso,

producido por la combustión incompleta en los vehículos que usan gasolina y en

muy poca medida por la combustión del gas. Es el compuesto de menor toxicidad

por kilogramo. Factor de tolerancia: 11 300.

• NORMA OFICIAL MEXICANA. La regla, método o parámetro científico o

tecnológico emitido por la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y

Pesca o cualesquiera otra dependencia federal, que debe aplicar el Gobierno del

Estado de México en el ámbito de su competencia y que establezca los requisitos,



Página 247

especificaciones, condiciones, procedimientos, parámetros y límites permisibles

que deberán observarse en el desarrollo de las actividades o uso y destino de

bienes que causen o puedan causar desequilibro ecológico, o daño al ambiente, y

además que permitan uniformar los principios, criterios y políticas en la materia

(LPADSEM).

• ORDENAMIENTO ECOLÓGICO. Instrumento de política ambiental cuyo fin

es regular o inducir el uso del suelo y las actividades productivas, con el fin de

lograr la protección del medio ambiente y la preservación y el aprovechamiento

sustentable de los recursos naturales, a partir del análisis de las tendencias de

deterioro y las potencialidades de aprovechamiento de los mismos.

• ORDENAMIENTO TERRITORIAL. Comprende el conjunto de las

disposiciones que tienen por objeto establecer la relación entre la distribución de

los usos del suelo del Distrito Federal, con los asentamiento humanos, las

actividades y derechos de sus habitantes, así como la zonificación del suelo y las

normas de ordenación (LDUDF).

• OXIDACIÓN. Adición de oxígeno, el cual descompone el desecho orgánico

o los químicos tales como los cianuros, fenoles y componentes orgánicos de

azufre en las aguas negras por medios químicos y bacteriales.

• OXIDANTE. Cualquier sustancia que contenga oxígeno y que reaccione

químicamente con el aire para producir nuevas substancias. Los oxidantes son los

contribuyentes primarios al humo fotoquímico.



Página 248

• OXIDANTES FOTOQUÍMICOS. Contaminantes secundarios formados por

la acción de la luz del sol sobre los óxidos de nitrógeno e hidrocarburos presentes

en el aire.

• ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX). Se forman por la oxigenación del

nitrógeno atmosférico y en menor grado a partir del nitrógeno orgánico contenido

en los combustibles. Estudios de salud ocupacional han demostrado que este

contaminante puede ser fatal en concentraciones elevadas, mientras que a niveles

medios puede irritar los pulmones, causar bronquitis y neumonía, entre otros

daños. Su factor de tolerancia es 300.

• OXIGENACIÓN. Disolución de oxígeno en el agua, particularmente para el

tratamiento de las aguas negras y prevenir los olores de las aguas añejas.

• MERCURIO. Metal pesado que se acumula y puede biomagnificarse en el

ambiente y que es altamente tóxico si se aspira o se ingiere.

• METALES PESADOS. Término que cubre los metales potencialmente

tóxicos, utilizados en procesos industriales, por ejemplo, arsénico, cadmio, cromo,

cobre, plomo, níquel y zinc. Tienden a acumularse en la cadena alimenticia.

• METANO. Hidrocarburo gaseoso inflamable e incoloro. Este gas se

encuentra presente en forma natural en cavernas profundas y minas. Es también

emitido en los procesos de descomposición anaeróbica de materia orgánica y

pantanos. Forma mezclas explosivas en el aire y contribuye también a la

acumulación de gases de efecto invernadero.



Página 249

• MITIGACIÓN. Reducción del grado de intensidad de la contaminación a

través de varios medios.

• MONITOREO. Proceso programado de muestreo o medición y registro

subsecuente o señalización, o ambos, de varias características del medio

ambiente, frecuentemente con el fin de hacer una estimación conforme a objetivos

especificados.

• MONÓXIDO DE CARBONO (CO). Gas incoloro, sin olor y venenoso,

producido por la combustión incompleta en los vehículos que usan gasolina y en

muy poca medida por la combustión del gas. Es el compuesto de menor toxicidad

por kilogramo. Factor de tolerancia: 11 300.

• NORMA OFICIAL MEXICANA. La regla, método o parámetro científico o

tecnológico emitido por la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y

Pesca o cualesquiera otra dependencia federal, que debe aplicar el Gobierno del

Estado de México en el ámbito de su competencia y que establezca los requisitos,

especificaciones, condiciones, procedimientos, parámetros y límites permisibles

que deberán observarse en el desarrollo de las actividades o uso y destino de

bienes que causen o puedan causar desequilibro ecológico, o daño al ambiente, y

además que permitan uniformar los principios, criterios y políticas en la materia

• ORDENAMIENTO ECOLÓGICO. Instrumento de política ambiental cuyo fin

es regular o inducir el uso del suelo y las actividades productivas, con el fin de

lograr la protección del medio ambiente y la preservación y el aprovechamiento



Página 250

sustentable de los recursos naturales, a partir del análisis de las tendencias de

deterioro y las potencialidades de aprovechamiento de los mismos.

• ORDENAMIENTO TERRITORIAL. Comprende el conjunto de las

disposiciones que tienen por objeto establecer la relación entre la distribución de

los usos del suelo del Distrito Federal, con los asentamiento humanos, las

actividades y derechos de sus habitantes, así como la zonificación del suelo y las

normas de ordenación (LDUDF).

• OXIDACIÓN. Adición de oxígeno, el cual descompone el desecho orgánico

o los químicos tales como los cianuros, fenoles y componentes orgánicos de

azufre en las aguas negras por medios químicos y bacteriales.

• OXIDANTE. Cualquier sustancia que contenga oxígeno y que reaccione

químicamente con el aire para producir nuevas substancias. Los oxidantes son los

contribuyentes primarios al humo fotoquímico.

• OXIDANTES FOTOQUÍMICOS. Contaminantes secundarios formados por

la acción de la luz del sol sobre los óxidos de nitrógeno e hidrocarburos presentes

en el aire.

• ÓXIDOS DE NITRÓGENO (NOX). Se forman por la oxigenación del

nitrógeno atmosférico y en menor grado a partir del nitrógeno orgánico contenido

en los combustibles. Estudios de salud ocupacional han demostrado que este

contaminante puede ser fatal en concentraciones elevadas, mientras que a niveles

medios puede irritar los pulmones, causar bronquitis y neumonía, entre otros

daños. Su factor de tolerancia es 300.



Página 251

• PARQUES NACIONALES (RESERVAS). Son áreas donde la naturaleza es

protegida por medio de reglamentos regulatorios expedidos por los gobiernos. Los

parques ayudan a la investigación científica y al mejoramiento del paisaje y el

ambiente.

• PARTÍCULAS SUSPENDIDAS TOTALES (PST). Es el indicador utilizado

en México para evaluar la concentración de todas las partículas en la atmósfera.

En su mayoría, las PST provienen de la erosión del suelo; aproximadamente el

20% proviene de los procesos de combustión y otras se forman en la atmósfera a

partir de otros contaminantes. Factor de tolerancia: 150.

• PLAN DE CONTINGENCIA. Documento que establece un curso de acción

organizado, planeado y coordinado para ser seguido en caso de incendio,

explosión o algún otro accidente que emita tóxicos químicos, desperdicios

peligrosos o materiales radioactivos que amenacen la salud humana o el medio

ambiente.

• PLANEACIÓN DEL ORDENAMIENTO TERRITORIAL. Proceso permanente

y continuo de formulación, programación, presupuestación, ejecución, control,

fomento, evaluación y revisión del ordenamiento territorial.

• PLATAFORMAS O PUERTOS DE MUESTREO. Instalaciones que permiten

el análisis y medición de las descargas de contaminantes o materiales de una

fuente fija a la atmósfera, agua, suelo subsuelo, de acuerdo con las normas

oficiales (LADF).



Página 252

• PM-10. Indicador para evaluar la cantidad de materia sólida o líquida

suspendida en la atmósfera, menores a 10 micrómetros de diámetro, las cuales

pueden penetrar a los pulmones.

• POLÍTICA AMBIENTAL. Conjunto de principios y conceptos que dirija y

orienten las acciones públicas hacia los diferentes sectores de la sociedad, para

alcanzar los fines de protección ambiental y aprovechamiento sustentable de los

recursos naturales, conciliando los intereses públicos y sociales en una relación de

autoridad y obediencia que el Estado impone en nombre de las exigencias del

conjunto (LPADSEM).

• PRESERVACIÓN. El conjunto de políticas y medidas para mantener las

condiciones que propicien la evolución y continuidad de los ecosistemas y hábitat

naturales, así como conservar las poblaciones viables de especies en sus

entornos naturales y los componentes de la biodiversidad fuera de su hábitat

natural (LPADSEM).

VIII.4 Bibliografía.

• Vidal Zepeda R, Las Regiones Climáticas de México, Temas Selectos de

Geografía de México, Instituto de Ingeniería de la UNAM,

• Alvarez Jr. M. (1961) Provincias fisiográficas de la República Mexicana

boletín No.2 Sociedad Geológicas Mexicanas.

• CONESA FDEZ.-VITORA, 2003, Guía Metodológica para la Evaluación del

Impacto Ambiental, 3ª. Edición, Mundi-Prensa. 412pp.

• INEGI, página web; II Conteo de Población y Vivienda 2005.

www.inegi.gob.mx



Página 253

• INEGI, Carta Topográfica 1:50,000, F14C89, Mixquiahuala, 1996.

• INEGI, Carta Hidrológica de aguas superficiales, 1:250,000, F14-

11,Pachuca

• GOBIERNO DEL ESTADO DE HIDALGO, Anuario Estadístico de Hidalgo,

Edición 2005.

• CONSEJO ESTATAL DE ECOLOGIA, Gobierno del Estado de Hidalgo,

Indicadores Ambientales del Estado de Hidalgo, 2003

• PRESIDENCIA MUNICIPAL TULA DE ALLENDE, HGO., Plan de desarrollo

Urbano de Tula Hidalgo, 1993.

• PRESIDENCIA MUNICIPAL TULA DE ALLENDE, HGO. Reglamento

Municipal de Ecología, 2000-2003

• PRESIDENCIA MUNICIPAL TULA DE ALLENDE, HGO. Reglamento

Municipal de Obras Públicas y Construcciones, 2002

• PRESIDENCIA DE LA REPUBLICA, Plan Nacional de Desarrollo 2007-

2012

• UNDP, Indicadores Básicos del Desempeño Ambiental de México, 2005.

INDICE CAPITULO I

I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE

LA ELABORACION DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL .......................1

I.1 PROMOVENTE ................................................................................... 1

I.1.1 Nombre o Razón Social................................................................ 1

I.1.2 Registro Federal de contribuyentes .............................................. 1

I.1.3 Nombre y cargo del responsable técnico del estudio ................... 1

I.1.4 Registro Federal de contribuyentes y cédula única de registro de

población del representante legal ............................................................... 1

I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal para recibir

u oír notificaciones ....... ...............................................................................2

I.1.6 Actividad productiva principal ....................................................... 2

I.1.7 Número de trabajadores equivalente............................................ 2

I.1.8 Inversión estimada en moneda nacional ...................................... 3

I.2 RESPONSIBLE DE LA ELABORACION DEL ESTUDIO DE RIESGO

AMBIENTAL .................................................................................................. 3

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

I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes, CURP, número de cédula

profesional del responsable de la elaboración del estudio de riesgo

ambiental .................................................................................................... 3

I.2.3 Dirección del responsable de la elaboración del estudio de riesgo

ambiental. ................................................................................................... 4

Análisis de riesgos Nivel 3, Análisis Detallado de Riesgos “Plantas desulfuradoras de gasolina catalítica No.1 y No.2,

servicios auxiliares y su integración” Refinería “Miguel Hidalgo”

Página 1

I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACION DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL

I.1 Proyecto

Construcción de dos Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica No. 1 y No. 2 (ULSG 1 y 2), para procesar 30,000 Barriles por Día de carga cada una,

en la Refinería Miguel Hidalgo en Tula de Allende Hidalgo

I.1.1 Nombre o Razón Social

PEMEX REFINACIÓN

Refinería Miguel Hidalgo.

Copia del decreto en el anexo 1

I.1.2 Registro Federal de contribuyentes

I.1.4 Registro Federal de Lector del representante legal

Copia en el anexo 1.

Protegido por IFAI: Art. 3ro. Frac. VI, LFTAIPG




Página 2

I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal

para recibir u oír notificaciones

I.1.6 Actividad productiva principal

Procesos industriales de la refinación, elaboración de productos petrolíferos y

de derivados del petróleo, que sean susceptibles de servir como materias

primas industriales básicas; almacenamiento, transporte, distribución y

comercialización de los productos y los derivados mencionados.

I.1.7 Número de trabajadores equivalente

El proyecto requerirá de:

Total de trabajadores aproximadamente 58.4

Trabajadores administrativos aproximadamente 17.5




Página 3

I.1.8 Inversión estimada en moneda nacional

$ 1,989,000,000.00 M.N

En este presupuesto se tiene considerados los costos que se tendrán para

atender actividades para minimizar los efectos que se puedan generar en las

etapas de construcción y puesta en operación.

I.2 RESPONSIBLE DE LA ELABORACION DEL ESTUDIO DE

RIESGO AMBIENTAL

I.2.1 Nombre o razón social

Universidad Autónoma de Nuevo León.

I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes, CURP, número de

cédula profesional del responsable de la elaboración del

estudio de riesgo ambiental

Copias en el anexo 1





Página 4

I.2.3 Dirección del responsable de la elaboración del estudio

de riesgo ambiental. Protegido por IFAI: Art. 3ro. Frac. VI, LFTAIPG

INDICE CAPITULO II

II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO 5

II.1 NOMBRE DEL PROYECTO 5

II.1.1 Descripción de la actividad a realizar, su(s) proceso(s), e infraestructura

necesaria, indicando ubicación dentro del arreglo general de la planta, alcance,

e instalaciones que lo conforman 6

II.1.2 ¿La planta se encuentra en operación? 27

II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de

realización 27

II.1.4 Vida útil del proyecto 27

II.1.5 Criterios de ubicación. 27

II.2 Ubicación del proyecto. 28

II.2.1 Accesos al sitio del proyecto (marítimos y terrestres) 29

II.2.2 Actividades conexas. 30

II.2.3 Colindancias. 30



Página 5

II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO

II.1 NOMBRE DEL PROYECTO

Las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica No.1 y No.2., tienen la

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

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

mezcla de gasolinas sin tratamiento, proveniente de las Plantas Catalíticas No.1

y 2 respectivamente, ó gasolinas sin tratamiento de tanques de

almacenamiento.

Estas plantas han sido diseñadas para cumplir con la normatividad ambiental,

que será aplicada en el 2009, en la cual obliga a PEMX a producir gasolinas

con un contenido máximo de 10 ppm.de azufre.

Esta gasolina una vez desulfurada se enviará al “pool” de gasolinas, donde se

almacenara en los tanques de almacenamiento atmosférico existentes en la

refinería..

Las Plantas producirán una corriente de Gasolina Desulfurada y subproductos

como Gas Combustible, Gas Ácido y Aguas Amarga.

Dentro de las instalaciones de las instalaciones de la refinería, se contará con

plantas de Endulzamiento con Amina (actualmente en operación), ampliación

de una celda en una torre de agua de enfriamiento existente, rehabilitación y

adecuación de una casa de bombas existente y construcción de un quemador

elevado. Adicionalmente en la etapa de operación se utilizaran los servicios

existentes de la refinería como:



Página 6

• Plantas recuperadora de azufre.

• Plantas generadoras de vapor.

• Sistemas de aire de plantas e instrumentos.

• Plantas de generación de electricidad.

• Sistemas de drenajes.

• Plantas de tratamiento de aguas residuales.

• Sistema de gas combustible.

• Sistema de desfogues.

• Sistema de agua contra incendio.

II.1.1 Descripción de la actividad a realizar, su(s) proceso(s), e infraestructura

necesaria, indicando ubicación dentro del arreglo general de la planta,

alcance, e instalaciones que lo conforman

Descripción del proceso (esta descripción aplica para las dos plantas,

solamente se cambia el primer digito del número de identificación de los

equipos).

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

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

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

muestra en los diagramas de flujo de proceso (PDF), presentados en el anexo

15

Columna CDHydro

La función de la columna CDHydro es extraer los mercaptanos livianos,

isomerizar las olefinas livianas a olefinas y maximizar la recuperación de

olefinas en el producto de destilado.



Página 7

La columna CDHydro /DA-7101) consiste en 33 platos de válvulas, cuatro platos

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

catalizador dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de

CDTECH.

Estos sistemas facilitan la destilación y reacción simultáneas. El sistema

CDModule inferior realiza las reacciones de tioeterificación. El sistema

CDModule superior realiza las reacciones de hidroisomerización. La

hidrogenación selectiva de diolefinas tiene lugar en ambos sistemas CDModule.

Un plato de chimenea y un distribuidor de líquido de alta eficiencia están

situados sobre cada CDModule. Se coloca un plato de recolección de líquido de

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

plato.

La naftla FCC de gama completa que viene desde fuera de los límites de

batería de la unidad (OSBL), se filtra a través del filtro de alimentación de naftla

(FD-7103/S) y luego se envía como alimentación a la columna CDHydro (DA-

7101) desde el tanque de compensación de alimentación de CDHydro (FA-

7101). La alimentación de nafta se calienta hasta el punto de burbujeo contra el

producto de fondo del estabilizador de nafta en los precalentadores de la

alimentación del CDHydro (EA7101A/B). La nafta caliente se envía como

alimentación al plato 13 de la columna CDHydro. El hidrógeno nuevo y el de

reciclo se envían como alimentación por encima del plato 21.



Página 8

Representación gráfica del equipo DA-7101 columna de CDHydro

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

CDHDS proporciona calor al rehervidor lateral de CDHydro (EA-7104). El



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

productos de fondo de CDHydros (EA-7103).

El flujo de producto de fondo de CDHDS a EA-7103 se reposiciona mediante un

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

producto de fondo de la columna CDHydro se bombea a la columna CDHDS

(DA-7201). El producto de fondo de la columna CDHydro está en control de

flujo, reposicionado por el controlador de nivel en la fosa de la columna

CDHydro.

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

en el condensador de CDHydro (EC-7101). El líquido condensado es separado

del vapor en el tanque de reflujo de CDHydro (FA-7102). El vapor del tanque de

reflujo se somete a enfriamiento posterior contra agua de enfriamiento en el

enfriador de ajuste de vapor de CDHydro (EA-7102). El líquido condensado

regresa al tanque de reflujo, por gravedad, y el vapor restante es enviado al

tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHydro (FA7104). El

tanque separador extrae el líquido atrapado antes de alimentar el vapor al

compresos de gas de reciclo de CDHydro (GB-7301) a través del controlador de

presión en el tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHydro.

La bomba de reflujo de CDHydro (GA-7102/S) bombea el reflujo al tope de la

columna CDHydro, a través de los filtros de reflujo de la columna CDHydro (FD-

7101/S). El reflujo está en control de flujo, reposicionado por el controlador de

nivel en el tanque de reflujo.

Cinco platos de válvulas sobre los sistemas CDModules proporcionan una

sección de pasteurización para extraer hidrógeno y otros componentes livianos

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



Página 10

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

situado sobre los sistemas CDModules.

El enfriador de aire de producto de LCN (EC-7102) y el enfriador de ajuste de

producto de LCN (EA-7105) enfrían el destilado de CDHydro hasta la

temperatura de límite de la unidad. El producto de destilado está en control de

flujo reposicionado por el “controlador de reflujo interno” para asegurar un flujo

constante de líquido a los sistemas CDModules. El controlado de reflujo interno

calcula la tasa de extracción de producto, utilizando la tasa de flujo externo,

temperaturas y calor latente de evaporación. Se incluyen más detalles sobre el

controlador de reflujo interno en el Manual de Operaciones (SOM). El producto

de LCN es enviado fuera de los límites de la unidad (OSBL).

Sistema CDHDS

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

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

reduce al mínimo la saturación de olefinas.

Columna CDHDS

La columna CDHDS (DA-7201) contiene hasta ocho sistemas CDModules con

apoyo individual. Cada CDModule contiene catalizador de hidrodesulfuración

dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH. Los

sistemas CDModules están diseñados para proporcionar destilación e

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

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

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



Página 11

CDModule superior, se proporciona una sección de empaque estructurado de

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

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

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

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

de chimenea y un distribuidor de líquido de alta eficiencia para recolectar y

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

de recolección de líquido de chimenea debajo del CDModule inferior para guiar

el flujo de líquido a la fosa de la columna CDHDS.

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

de la columna CDHDS (FD-7102/S) antes de combinarlos con hidrógeno nuevo

y/o de reciclo. La corriente combinada se precalienta en los intercambiadores

de alimentación de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-7201 A/B/C)

antes de ser alimentada a la columna CDHDS (DA-7201).



Página 12

Columna de CDHDS DA-7201

La alimentación parcialmente evaporada entra principalmente a la columna

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

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

coloca una sección de empaque estructurado de alto rendimiento debajo de la

ubicación de alimentación primaria para transferencia de calor a fin de evaporar

los hidrocarburos livianos de la alimentación.

El homo rehervidor de CDHDS (BA-7201) proporciona el calor requerido por

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

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



Página 13

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

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

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

nivel en la fosa de la columna controla la entrada de calor a la columna

reposicionando el flujo de gas combustible al horno.

Circuito del rehervidor de CDHDS

La bomba de circulación del rehervidor de CDHDS (GA-7202/S) mantiene la

circulación del rehervidor. Los productos de fondo de CDHDS obtenidos aguas

debajo de la bomba se utilizan para brindar calor al rehervidor de productos de

fondo de CDHydro (EA-7103), al rehervidor del agotador de H2S (EA-7205), al

rehervidor del estabilizador de nafta (EA-7304) y al calentador de la

alimentación del reactor depurador (EA-7302). Se utiliza una corriente de desvío

para ayudar a equilibrar los circuitos de integración térmica y permitir

fluctuaciones de proceso.

Las corrientes que regresen desde los rehervidotes y el calentador de

alimentación se combinan con la corriente de desvío antes de ser distribuidas

de manera uniforme a través de los controladores de flujo entre los pasos de

tubos individuales del horno rehervidor (BA-7201).

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

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

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

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



Página 14

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

potencial de ensuciamiento.

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

proporcionar aproximadamente 50% (en peso) de evaporación (a la salida del

horno). Luego, el enfluente del horno se envía de regreso a la fosa inferior de la

columna CDHDS.


agotador de H2S (DA-7203).

Sistema superior de la columna CDHDS


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

condensado parcialmente y enfriado mediante intercambio de calor de

procesos, generación de vapor y finalmente mediante enfriamiento con aire.

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

corriente de alimentación de CDHDS en los intercambiadores de alimentación

de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-7201 A/B/C). Otra parte del valor

de tope, también en control de flujo, proporciona calor para la columna CDHDS

en el rehervidor lateral de CDHydro (EA-7104). La parte restante del vapor de

tope, mediante un controlador de presión diferencial, proporciona calor para

generar vapor de media presión en el generador de vapor de media presión

(EA-7202). El vapor generado es sobrecalentado a través de la sección de

convección del horno BA-7201 antes de ser enviado fuera de los límites de la



Página 15

unidad (OSBL). El vapor de tope parcialmente condensado de los tres

intercambiadores se mezcla y se somete a condensación adicional en el

enfriador de producto superior de CDHDS (EC-7203). Luego, el vapor de tope

parcialmente condensado es enviado al tanque de reflujo de CDHDS (FA-7201).


La bomba de reflujo de CDHDS (GA-7201/S) bombea el reflujo a la columna

CDHDS a través del filtro de reflujo de CDHDS (FD 7201/S). Una corriente

lateral es retirada en control de flujo, reposicionada por el controlador de nivel

FA-7201, desde la línea de succión de la bomba de reflujo y alimentada al

agotador de H2S (DA-7203) como alimentación “caliente” en el plato 12. El agua

sulfurosa de Fa-7201 se recolecta y enfría en el condensador del agotador de

H2S (EC-7202) antes de enviarse al acumulador de agua sulfurosa (FA-7305).

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

vapor de tope neto de CDHDS (EC-7201) y es enviado al tanque frío de

CDHDS (FA-7202). Este enfriador cuenta con un mecanismo para inyectar agua

en las distintas secciones/compartimientos de EC-7201 según sea necesario

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

en FA-7202 y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El salida de líquido de

FA-7202 es enviado al agotador de H2S (DA-7203) como alimentación fría en el

plato 1. El vapor del tanque frío de CDHDS se somete a enfriamiento adicional

en el enfriador adicional del venteo del separador frío de CDHDS (EA-7203). La

salida del EA-7203 se mezcla con el hidrógeno de reciclo de la sección del

reactor depurador y se envía al tanque separador frío de CDHDS (FA-7203). El



Página 16

líquido separador de FA-7203 se combina con el líquido del tanque de reflujo de

CDHDS antes de servir de alimentación para el agotador de H2S. El vapor del

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

CDHDS (DA-7202).



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

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

una solución de amina pobre, el absorbedor tiene dos lechos de empaque al

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

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

sobre el empaque. La amina rica del fondo del absorbedor es enviada fuera de

los límites de la unidad para regeneración.


absorbedor de amina del gas de reciclo de CDHDS (FA-7204). Cualquier amina

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

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

absorbedor de amina. La parte del gas lavado de FA-7204 se purga fuera de los

límites de batería de la unidad (OSBL) a través del enfriador de gas de purga

(EA-7303). El resto es enviado al tanque separador del compresor de gas de

reciclo de CDHDS (FA-7206). Al flujo de gas de purga lo fija un controlador de

presión aguas debajo de FA-7204. Un controlador de presión en el tanque frío

de CDHDS (FA-7202) regula la presión del sistema de la columna CDHDS.



Página 17

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

7203) pasa por alto al absorbedor de amina para mezclarse con el gas de

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

corriente de desvío se proporciona para mantener aproximadamente 300 ppm

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

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

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

línea en el flujo combinando de gas de reciclo/nuevo para vigilar la

concentración de H2S.

Hidrógeno de reposición y de reciclo El hidrógeno de reposición desde fuera de los límites de batería de la unidad

(OSBL) pasa a través del tanque separador del compresor elevador de presión

de hidrógeno nuevo (FA-7105) y es comprimido en los compresores de

elevación de presión de hidrógeno nuevo (GA-7102/S) para satisfacer los

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

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

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

tiene un control de derrame para mantener el funcionamiento apropiado.

El hidrógeno de reposición sin comprimir de FA-7105 también es enviado a la

columna CDHydro.

El vapor efluente del tanque separador del compresor de reciclo de CDHDS

(FA-7206) se recicla de vuelta a la columna CDHDS mediante el compresor de

gas de reciclo de CDHDS (GB-7201). El flujo de gas de reciclo se distribuye, en



Página 18

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

de CDHDS. El compresor de reciclo tiene un control anti-variaciones repentinas

para mantener el funcionamiento correcto.

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

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

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

superior e inferior de la columna.

Agotador de H2S La función del agotador de H2S (DA-7203) es extraer el hidrógeno disuelto,

hidrocarburos livianos y sulfuro de hidrógeno del producto superior de la

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

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

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

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

para la recuperación de calor.

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

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

7205). El vapor del agotador de H2S se condensa parcialmente y se enfría en el



Página 19

condensador del agotador de H2S (EC-7202) y se envía al tanque de reflujo del

agotador de H2S (GA-7203/S) retorna líquido desde el tanque de reflujo al

agotador de H2S como reflujo. El reflujo está en control de flujo, que se

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

cascada el controlador de flujo que regula la tasa de circulación de productos de

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

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

combina con el gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo de nafta

estabilizada. La corriente combinada de gas se enfría a través del condensador

de ajuste de gas sulfuros (EA-7204). El líquido condensado regresa al tanque

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

gas de venteo (DA-7302). El sulfuro de hidrógeno en el vapor se reduce a

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

solución de amina pobre. El absorbedor tiene dos lechos de empaque al azar

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

cada lecho para distribuir de manera uniforma la solución de amina pobre sobre

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

límites de batería de la unidad para su regeneración. El gas lavado del

absorbedor de amina se almacena en el acumulador de gas de venteo (FA-

7304).

En el tanque separador, el gas lavado se mezcla con el gas purgado de FA-

7204. Esta corriente combinada se enfría en el enfriador de gas de purga (EA-

7303) antes de ser enviada al sistema de gas combustible fuera de los límites

de batería de la unidad (OSBL).



Página 20

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

venteo sulfuroso desde el absorbedor de amina del gas de venteo (DA-7302). El

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

de la bomba de alimentación del reactor depurador (GA-7204/S).

Sección del reactor depurador La función del reactor depurador (DC-7301) es reducir el azufre en la gasolina

hasta el nivel exigido para el producto.

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

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

alimentación /efluente del reactor depurador (EA-7301 A/B) y en el calentador

de alimentación del reactor depurador (EA-7302). Se proporciona reciclo de los

productos de fondo del estabilizador para diluir la alimentación del reactor

depurador cuando la concentración de azufre en los producto de fondo del

agotador de H2S sea alta. El controlador de temperatura de alimentación del

reactor depurador reposiciona el flujo de circulación de los productos de fondo

de CDHDS a EA-7302.

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


bifásica resultante se alimenta al tanque caliente de efluente del reactor

depurador (FA-7301). El líquido del tanque se alimenta a la columna

estabilizadora de nafta (DA-7301) en el plato 12. El vapor del tanque caliente se

condensa parcialmente en el condensador de vapor caliente del reactor



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depurador (EC-7301) y se envía al tanque frío de la corriente efluente del

reactor depurador (FA-7302). Se proporciona un mecanismo para inyectar agua

en las distintas secciones/compartimientos de EC-7301 según sea necesario

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

en FA-7302 y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El efluente líquido de

FA-7302 se envía como alimentación al plato superior de la columna

estabilizadora de nafta y el efluente de vapor de FA-7302 se enfría

adicionalmente en el enfriador de ajuste de vapor del reactor depurador /EA-

7306). El líquido condensado de EA-7306 regresa al tanque frío, por gravedad,

y el vapor restante que contiene mayormente hidrógeno es enviado al tanque

separador frío de CDHDS en control de presión.

Estabilizador de nafta La columna estabilizadora de nafta (DA-7301) consiste en 34 platos de válvulas.

Los líquidos de los tanques caliente y frío del reactor depurador se alimentan a

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

hidrocarburos livianos, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno extraídos en el

estabilizador. El gas de venteo desde el compresor de gas de reciclo de

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

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

superior del estabilizador. Los productos de fondo de CDHDS proporcionan

calor al circular en el rehervidor del estabilizador de nafta (EA-7304). El vapor

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

estabilizador de nafta (EC-7302) y se envía al tanque de reflujo del estabilizador

de nafta (FA-7303). El gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo del

estabilizador es enviado al condensador de ajuste de gas sulfuroso (ES-7204).



Página 22

El líquido del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al condensador de

juste de gas sulfuroso (ES-7204). El líquido del tanque de reflujo se envía de

regreso al estabilizador como reflujo mediante la bomba de reflujo del

estabilizador (GA-7301/S). El reflujo está en control de flujo y se reposiciona

mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal se transmite en cascada al

controlador de flujo que regula la tasa de circulación de productos de fondo de

CDHDS a través del rehervidos del estabilizador de nafta.

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

de fondo del estabilizador (GA-7302/S) y enfriado mediante los precalentadores

de alimentación de CDHydro (EA-7101 A/B/C) el enfriador de producto

estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) (EC-7303) y el enfriador de ajuste

de productos estabilizado de nafta catalítica pesada (EA-7305). El producto

estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) se envía fuera de los límites de la

unidad (OSBL). La bomba de reciclo de productos de fondo del estabilizador

(GA-7303/S) bombea los productos de fondo del estabilizador reciclados a la

alimentación del reactor depurador. La columna des estabilizador de nafta

comparte el mismo control de presión con la columna del agotador de H2S.

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

excepción de FA-7201, se recolecta en el acumulador de agua sulfurosa (FA-

7305). El acumulador se vacía en forma intermitente fuera de los límites de la

unidad (OSBL) mediante la bomba de agua sulfurosa (GA-7304/S).

Infraestructura del proyecto.



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En el siguiente listado se muestra la infraestructura de producción con la que

contara la planta.

LISTADO DE INFRAESTRUCTURA

• Cuarto de control satélite

• Caseta de campo de operadores.

• Cobertizo de compresores

• Construcción de una celda en la torre de enfriamiento CT-507.

• Rehabilitación y acondicionamiento de casa de bombas 2 y de la casa

de bombas de ex planta de TEP.

• Construcción de un quemador Elevado Equipos (esta relación aplica para las dos plantas solamente se cambia el primer digito de la

nomenclatura como ejemplo DA-7101 de la planta 1 por DA-8101 de la planta 2)

TORRES

DA-7101 COLUMNA CDHYDRO

DA-7201 COLUMNA CDHDS

DA-7202 ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE

DA-7203 SEPARADOR DE H2S

DA-7301 COLUMNA ESTABILIZADORA DE NAFTA

DA-7302 ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO

REACTORES

DC-7301 REACTOR DE PULIDO



Página 24

TANQUES

FA-7101 TANQUE DE ALIM. CDHYDRO

FA-7102 TANQUE DE REFLUJO CDHYDRO

FA-7104 TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS RECICLADO CDHYDRO

FA-7105 TANQUE DEL COMPRESOR DE HIDROGENO FRESCO

FA-7201 TANQUE DE REFLUJO CDHDS

FA-7202 TANQUE DE CDHDS FRIO

FA-7203 TANQUE SEPARADOR LADO FRIO DE CDHDS

FA-7204 TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS

FA-7205 TANQUE DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S

FA-7206 TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS

FA-7301 TANQUE DE EFLUENTE CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO

FA-7302 TANQUE DE EFLUENTE FRIO DEL REACTOR DE PULIDO

FA-7303 TANQUE DE REFLUJO DE HAFTA ESTABILIZADA

FA-7304 TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO

FA-7305 ACUMULADOR DE AGUA AMARGA

FA-7701 TANQUE DEL QUEMADOR

INTERCAMBIADORES (CORAZA Y TUBOS)

EA-7101 A/B/C PRECALENTADORES DE ALIM. CDHYDRO

EA-7102 ENFRIADOR DE VAPOR CDHYDRO

EA-7103 CDHYDRO FONDOS REBOILER

EA-7104 REBOILER LADO CDHYDRO

EA-7105 ENFRIADOR DE PRODUCTO LCN

EA-7108 ENFRIADOR DE DERRAME DE HIDROGENO FRESCO

EA-7201 A/B/C INTERCAMBIADORES CORRIENTE ARRIBA CDHDS / ALIM. CDHDS

EA-7202 GENERADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESION



Página 25

EA-7203 ENFRIADOR DE VAPOR DEL SEPARADOR CDHDS FRIO

EA-7204 CONDENSADOR DE GAS AMARGO

EA-7205 REBOILER DEL SEPARADOR DE H2S

EA-7301 A/B INTERCAMBIADORES DE EFLUENTE / ALIM. REACTOR DE PULIDO

EA-7302 CALENTADOR DE ALIM. DEL REACTOR DEPULIDO

EA-7303 ENFRIADOR DE GAS DE PURGA

EA-7304 REBOILER DE NAFTA ESTABILIZADA

EA-7305 ENFRIADOR DE PRODUCTO HCN ESTABILIZADO

EA-7306 ENFRIADOR DE VAPOR DEL REACTOR DE PULIDO

INTERCAMBIADORES (AIRE ENFRIADORES)

EC-7101 CONDENSADOR CDHYDRO

EC-7102 ENFRIADOR DE AIRE PRODUCTO LCN

EC-7201 ENFRIADOR DE VAPORES CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS NETO

EC-7202 CONDENSADOR DEL SEPARADOR DE H2S

EC-7203 ENFRIADOR CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS

EC-7301 CONDENSADOR DE VAPOR CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO

EC-7302 CONDENSADOR DEL ESTABILIZADOR DE NAFTA

EC-7303 ENFRIADOR DE HCN PRODUCTO ESTABILIZADA

CALENTADORES DE FUEGO

BA-7201 QUEMADOR DE ABSORBEDOR TOTAL REBOILER CDHDS

COMPRESORES

GB-7101 COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHYDRO

GB-7102/S COMPRESOR DE HIDRÓGENO FRESCO

GB-7201/S COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS

BOMBAS

GA-7101/S BOMBAS DE ALIM. CDHYDRO

GA-7102/S BOMBAS DE REFLUJO CDHYDRO



Página 26

GA-7103/S BOMBAS DE FONDOS CDHYDRO

GA-7201/S BOMBAS DE REFLUJO CDHDS

GA-7202/S BOMBAS DE RECIRCULACION

GA-7203/S BOMBAS DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S

GA-7204/S BOMBAS DE ALIM. AL REACTOR DE PULIDO

GA-7301/S BOMBAS DE REFLUJO DE ESTABILIZADOR

GA-7302/S BOMBAS DE FONDO DE ESTABILIZADOR

GA-7303/S BOMBAS RECIRCULACION DE FONDOS DEL ESTABILIZADOR

GA-7304/S BOMBAS DE AGUA AMARGA

GA-7701/S BOMBAS DEL QUEMADOR

FILTROS

FD-7101/S FILTROS DE COLUMNA DE REFLUJO CDHYDRO

FD-7102/S FILTROS DE ALIM. DE COLUMNA CDHDS

FD-7103/S FILTROS DE ALIM. DE NAFTA

FD-7201/S FILTROS DE REFLUJO CDHDS

MISCELANOS

M-7201 DESOBRECALENTADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESIÓN.

PA-7101 PAUQETE DE LUBRICACIÓN DEL COMPRESOR GB-7101

PA-7102 / S PAQUETE DE EQUIPO AUXILIAR PARA ELCOMPRESOR RECIPROCANTE GB-7102/S

PA-7201/S PAQUETE DE EQUIPO AUXILIAR PARA EL COMPRESOR RECIPROCANTE GB-7201/S

PA-7202 SISTEMA DE INYECCIÓN DMDS

Los otros servicios auxiliares como son: energía eléctrica, vapor, tratamiento de

agua residuales, suministro de aire de plantas y de instrumentos, que se

utilizarán en las plantas Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2),

sus servicios Auxiliares e Integración, serán suministrados de la infraestructura

actual de la Refinería, que abastecen de estos servicios a todas las plantas de

la Refinería.



Página 27

Así mismo, la Refinería cuenta con infraestructura de protección ambiental

como es la planta de tratamiento de aguas amargas, las plantas recuperadoras

de azufre, la de tratamiento de efluentes y los quemadores, instalaciones que

se podrán utilizaran para tratamiento de los desechos ácidos acuosos y gases

de desfogue de las plantas Desulfurizadoras.

II.1.2 ¿La planta se encuentra en operación?

No; la fecha de inicio de operaciones de las plantas Desulfurizadoras de

Gasolinas Catalíticas (ULSG 1 y 2), sus servicios Auxiliares e Integración de la

Refinería “Miguel Hidalgo” se tiene programada para el primer trimestre del

2011.

Se anexa programa de obras y actividades en el anexo 24.

II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización

No hay planes de crecimiento a futuro

II.1.4 Vida útil del proyecto

La vida útil estimada del proyecto es de 20 años

II.1.5 Criterios de ubicación.

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

tomaron en cuenta las siguientes consideraciones:

• Disponibilidad de espacio dentro de la Refinería.

• Accesibilidad al sitio.



Página 28

• Existencia de la infraestructura y servicios necesarios para cubrir las necesidades operacionales del proceso.

• Menor Impacto ecológico.

Por otro lado, debido a que estos proyectos serán parte del procesamiento de

la Refinería “Miguel Hidalgo”, no se consideraron alternativas de selección del

sitio fuera de la Refinería.

II.2 Ubicación del proyecto.

Las plantas Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), sus servicios

Auxiliares e Integración estarán ubicadas dentro de los límites de la Refinería

“Miguel Hidalgo” de Tula de Allende, Hidalgo.

En el anexo 2 se incluye el “Plano de localización general de la Refinería

“Miguel Hidalgo”, donde se muestra la ubicación donde se pretende construir el

proyecto.

El terreno donde se instalaran las plantas Desulfurizadoras de Gasolina

Catalítica (ULSG 1 y 2), sus servicios Auxiliares e Integración, se localizaran

dentro de la refinería que geográficamente se encuentra en la parte central del

país a 82 km al noroeste de la ciudad de México y a 9 km al oriente de la ciudad

de Tula de Allende, Hidalgo.

COORDENADAS GEOGRÁFICAS DE LA REFINERIA



Página 29

FUENTE: INEGI carta topográfica F14C89, escala 1:50 000. (anexo 3)

Superficie total de la refinería: 7,490,000.00 m2.

Superficie requerida para la construcción del proyecto: 27,668.00 m2

II.2.1 Accesos al sitio del proyecto (marítimos y terrestres)

Vías Férreas

La refinería de Tula cuenta con acceso ferroviario (espuela de ferrocarril) que a

3 kms. Entronca con la vía México – Nuevo Laredo en la estación Bojay, para

labores de carga y descarga de productos y materiales. (anexo 4).

Carreteras

La Refinería Miguel Hidalgo se encuentra comunicada principalmente mediante

las Carreteras Estatales Jorobas-Tula, Tepeji – Tula y Tula - Tlaxcoapan, las

dos primeras se interconectan con la autopista de Cuota México a la Ciudad de

Querétaro y la ultima hacia la Ciudad de Pachuca. (anexo 4)

Vías Aéreas

Dentro del predio de la refinería se ubica un helipuerto.

No existe aeropuerto cercano a la Refinería. No obstante en caso requerido se

puede utilizar el aeropuerto Internacional de la Ciudad de México, que se

GRADOS MINUTOS SEGUNDOS

Latitud Norte 20° 1´ 0”

Longitud oeste 99° 15´ 0”



Página 30

localiza a un tiempo aproximado de una hora de transporte, y al mismo tiempo

aproximado el de la ciudad de Toluca.

II.2.2 Actividades conexas.

El predio donde se localizara el proyecto se encuentra dentro de los límites de

la Refinería, por lo que, las actividades conexas que se desarrollan son propia

del proceso de refinación del petróleo crudo. Lo anterior se corrobora en el

listado de colindancias que se mencionan en el punto II.2.3.

II.2.3 Colindancias.

En el “Plano de localización general de la Refinería “Miguel Hidalgo”, se

muestran los puntos importantes de interés cercanos al terreno donde se

ubicaran las plantas Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG), sus

servicios Auxiliares e Integración.

El proyecto se ubicara en la parte sur de la refinería, en terrenos baldíos

adyacentes a las actuales plantas de proceso.

Las áreas que colindan a la zona del proyecto son:

Planta Desulfuradora de Gasóleo.

Tanques de Almacenamiento Atmosférico.

Planta de Alquilación.

Casa de bombas 4.

Quemadores elevados.

Almacén de equipos y tubería a cielo abierto.

Terrenos baldíos.

Las colindancias de los terrenos donde se ubicaran las plantas Desulfurizadoras

de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), son las siguientes:



Página 31

Al norte: Oficina Sector Técnico, Planta Hidrodesulfuradora de

Gasóleos, Torre de agua de enfriamiento CT-507, Planta

Isomerizadora de Butanos, Planta de Alquilación,

Quemador Elevado.

Al sur: Terreno baldío sin uso.

Al Este: Tanques de almacenamiento atmosférico TV-106, TV-107,

TV-108, TV-109, TV-110, TV-100, TV-101, TV-102, TV-103,

TV-104, TV-105, TV-64, TV-65, TV-66, TV-67.

Al Oeste: Área de almacén de tuberías y equipos a cielo abierto, área

del quemador elevado y terreno baldío sin uso.

Estas colindancias se observan en el plano de localización general

(anexo 5).

No existen zonas vulnerables en los alrededores de las plantas

Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), sus servicios Auxiliares e

Integración ya que se localizan dentro de los terrenos de la Refinería

La Refinería “Miguel Hidalgo” cuenta actualmente con Licencia de Uso de

Suelo, Licencia Ambiental Única, Permisos de Descargas de Aguas residuales,

Permisos de Aprovechamiento de Aguas Nacionales.

AUTORIZACIONES OFICIALES.

CONCEPTO No. DE AUTORIZACIÓN

Permiso de uso de suelo. INVIDAH/VE/0128/DOU/017/2006

Número de Registro Ambiental (NRA) PRE671307612



Página 32

Licencia Ambiental Única LAU-09/00527-2003

Permiso de descargas de aguas residuales. 13HGO100402/26FMSG97

Permiso de aprovechamiento de aguas nacionales del subsuelo 5HGO100055/26FMGE94

En el anexo 6 se incluyen copias de las autorizaciones oficiales.

Con respecto a la autorización en materia de impacto y riesgo ambiental para

este proyecto se ingresara el presente estudio junto con la manifestación de

Impacto Ambiental para obtener dicha autorización.

Situación actual:

Se ingresaran los estudios de impacto y riesgo a la Secretaria del Medio

Ambiente y Recursos Naturales para obtener el permiso, en materia de riesgo

ambiental, para la construcción y operación de las plantas Desulfurizadoras de

Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), sus servicios Auxiliares e Integración.

Posteriormente se efectuaran los trámites para actualizar la Licencia Ambiental

Única (LAU) y el Uso de suelo.

INDICE CAPITULO III

III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO .................. 33

III.1 DESCRIPCION DEL SITIO O AREA SELECCIONADA .................... 33

III.1.1 Flora..........................................................................................33

III.1.2 Fauna........................................................................................35

III.1.3 Suelo.........................................................................................37

III.1.4 Hidrología ..................................................................................38

III.1.5 Densidad demográfica del sitio ....................................................41

III.2 CARACTERÍSTICAS CLIMÁTICAS. .................................................. 43

III.2.1 Tipo de clima .............................................................................43

III.2.2 Precipitación pluvial ....................................................................47

III.2.3 Dirección y velocidad del viento (promedio) ..................................48

III.3 INTEMPERISMOS SEVEROS............................................................ 49



Página 33

III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO

III.1 DESCRIPCION DEL SITIO O AREA SELECCIONADA

III.1.1 Flora

• Vegetación terrestre

El tipo de vegetación en la zona corresponde a un Matorral Xerófilo y un

pastizal natural, resalta la presencia de agavaceas y matorrales de mezquite,

acaceas, cactáceas, yuca, pirul y pastos nativos de la región.

En la siguiente tabla se presentan las especies más comunes en terrenos

agrícolas y forestales del estado de acuerdo a la carta de uso de suelo y

vegetación 1:250,000 de INEGI.

Cabe aclarar que en la periferia del predio donde se ubicara el proyecto no

existen terrenos agrícolas ni forestales.

Agricultura y Vegetación en el Estado de Hidalgo


Phaseclus vulgaris Frijol Comestible

Capsicum annuum Chile Comestible

Zea mays Maíz Comestible

Medicago sativa Alfalfa Comestible

Agricultura 44.04% de la superficie estatal

Triticum aestivum Trigo Comestible



Página 34


Cynadon

plectostachyum

Estrella africana Forraje

Digitaria decumbens Pangola Forraje

Muhlengergia

aff.Plumbea

Zacatón Forraje

Boutelcua gracilis Zacate navajita Forraje

Pastizal 9.15% de la superficie estatal

Mimosa biuncifera Uña de gato Forraje

Pinus patula Ocote rojo Madera

Quercus crassifolia Encino hoja ancha Madera

Liquidambar styraciflua Mirra Madera

Abies religiosa Oyamel Madera

Bosque 25.92% de la superficie estatal

Quercus laurina Encino Manzanilla Madera

Guazuma ulmifolia Guácima Forraje

Tabebuia sp. Palo de rosa Madera

Bursera sp. Chaca Madera

Croton cortesianus Pinolillo Forraje

Selva 6.23% de la superficie estatal

Inga sp. Chalahuite Sombra

Myrtillocactus sp Garambullo Recolección de frutos

Yucca filifera Palma Fibras

Neopringlea integrifolia Ingrillo Forraje

Helietta parvifolia Barreta Forraje

Matorral 14.15% de la superficie estatal

Amelanchier

denticulada

Membrillo Forraje



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La información que aquí se presenta es informativa sobre el municipio de Tula y

el Estado de Hidalgo en general, cabe mencionar que el proyecto se

desarrollará dentro de los límites de batería de la Refinería Miguel Hidalgo, por

lo que no existe vegetación alguna que pudiera ser afectada por el desarrollo

del proyecto.

III.1.2 Fauna

En general la fauna silvestre nativa que caracteriza a la región presenta una

baja diversidad, debido a que un alto porcentaje de la fauna local ha emigrando

hacia otros sitios más protegidos. La que aún prevalece esta integrada,

principalmente, por especies de pequeños mamíferos y algunas aves que se

caracterizan por estar adaptadas a la presencia humana.

En la siguiente tabla, se presenta un listado de la fauna silvestre que se

presenta en la región donde se ubica la Refinería.

Listado de las especies de fauna presentes en el área de donde se ubica la refinería.


Nasua narica tejón

Bassariscus astutus cacomixtle

Canis latrans coyote

Urocyon cinereoargenteus zorra gris

Spilogale augustifrons zorrillo manchado

Mephitis macroura zorrillo listado



Página 36

�ylvilagu mesoleucus zorrillo espalda blanca

Lepus callotis liebre torda

Lepus californicus liebre cola negra

�ylvilagus floridanus conejo del este

�ylvilagus audubonii conejo de audubon

Sciurus aureogaster ardilla rojiza

Sciurus oculatus ardilla rojiza

Didelphis marsupialis tlacuache

Mustela frenata comadreja

Peromyscus maniculatus ratón de campo

Pecari tajacu pecarí de collar

Dasypus novemcinctus armadillo

Sceloporus spp lagartijas

Zenaidura macroura paloma huilota

Columba fasciata paloma de collar

Columba livia paloma doméstica

Zenaida asiatica paloma de alas blancas

Colinus virginianus codorniz común

Columba passerina tórtola común

Quiscalus mexicanus urraca

Archilochus sp. colibrí

Molothrus sp. tordo

Igual como el punto anterior, el desarrollo del proyecto de las Plantas

hidrodesulfuradoras de gasolinas, no tiene afectación a la fauna que pudiera

existir en la región, esto debido a que el desarrollo del proyecto es en suelo de

tipo industrial, dentro de las instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo.



Página 37

III.1.3 Suelo

En el estado de Hidalgo son diversos los tipos de suelo que es posible

encontrar, sin embargo los suelos de tipo Feozem son los que predominan en la

zona. Las características principales de estos suelos se describen a

continuación.

En cuanto al Municipio de Tula de Allende, este esta compuesto por un suelo

terciario, cuaternario y mesozoico, de tipo semidesértico rico en materia

orgánica y nutrientes.

• Características fisicoquímicas Feozem.- El término Feozem deriva del vocablo griego “phaios” que significa

oscuro y del ruso “Zemija” que significa tierra, haciendo alusión al color oscuro

de su horizonte superficial, debido al alto contenido en materia orgánica.

El material original lo constituye un amplio rango de materiales no consolidados;

destacan los depósitos glaciares y el loess con predominio de los de carácter

básico.

El perfil es de tipo AhBC el horizonte superficial suele ser menos oscuro y más

delgado que los Chernozem. El horizonte B puede ser de tipo cámbico o Argico.

Los feozems vírgenes soportan una vegetación de matorral o bosque, si bien

son muy pocos. Son suelos fértiles y soportan una gran variedad de cultivos de

secano y regadío así como pastizales. Sus principales limitaciones son las

inundaciones y la erosión.



Página 38

III.1.4 Hidrología

• Recursos hidrológicos localizados en el área de estudios

En el estado de Hidalgo las corrientes son escasas. Esto se debe a dos factores

primordialmente: el clima y la topografía. En las porciones norte y noreste,

aunque los vientos húmedos del Golfo propician abundantes lluvias, lo abrupto

de la Sierra Madre Oriental impide el aprovechamiento de los escurrimientos, ya

que descienden rápidamente a las zonas bajas, las cuales forman parte de los

estados de San Luis Potosí, Veracruz y Puebla. En cuanto a la explotación del

agua subterránea ésta es baja, pues son pocas las áreas planas.

Esta sierra y la de Pachuca actúan como barrera orográfica, debido a que los

vientos descargan su humedad en las laderas norte y este de las mismas; por

ello, en el resto de la entidad las lluvias son escasas, sin embargo, el relieve es

más suave y permite la utilización de los pocos ríos importantes (Tula,

Tizahuapán y Tulancingo) que corren por ella. Además, es en esta parte donde

hay un mayor aprovechamiento del agua subterránea, que en algunas áreas, ha

originado la sobreexplotación y la veda de las mismas.

El sitio de estudio pertenece a la región hidrológica del Pánuco a la cuenca del

Río Moctezuma.

• Hidrología superficial

Cuenca Río Moctezuma



Página 39

Ocupa una superficie dentro del estado de Hidalgo de 19,793.60km2, y tiene

como corriente principal el río Moctezuma, que se origina en el cerro de la Bufa,

Estado de México, a 3,800 m.s.n.m. En su inicio es denominado San Jerónimo.

Uno de los afluentes de esta corriente es el Río Tula, generado en el Estado de

México, inicia su recorrido con dirección norte hasta la población de Ixmiquilpan,

de ahí cambia su curso hacia el noroeste para después confluir con el Río San

Juan del Río, a partir de donde recibe la denominación de río Moctezuma y

funciona como límite natural entre Quéretaro e Hidalgo.

Esta cuenca revista gran importancia tanto por su extensa superficie y la

cantidad de afluentes que alimentan sus corrientes principales, como por los

distritos de riego que se ubican en ella, de los cuales destaca el de Tula que,

después de los del norte de la República, es uno de los más importantes del

País.

El sistema hidrológico en las colindancias de la refinería Miguel Hidalgo está

básicamente compuesto por la presa “Endho” y el Río Tula.

• Hidrología subterránea

La fuente de agua subterránea en zona se debe a la presencia de arenas y

gravas dentro de los materiales aluviales. Esta formación aflora en una gran

parte del distrito de riego con un espesor muy variable. Así como a las capas de

arena y grava que poseen buena permeabilidad intergranular, sin embargo

debido a los grandes espesores de arcilla la zona se considera de baja

permeabilidad. Este acuífero es de tipo libre en los sitios donde está presente y

probablemente se encuentre confinado a profundidad.



Página 40

Niveles del agua subterránea La configuración de la elevación del nivel estático muestra que el agua

subterránea se mueve con una dirección preferencial de sur a norte. Los niveles

someros se localizan en Atitalaquia y se profundizan hacia Tlahuelilpan, en

dirección paralela al río Salado. En los alrededores del poblado de Tepatepec

se infiere un parte aguas del flujo subterráneo; una parte del flujo se dirige a la

zona del Jagüey Banco, hacia el acuífero de Ixmiquilpan-Tasquillo, y otra hacia

el acuífero de Actopan-Santiago de Anaya.

En el Valle del Mezquital las profundidades del nivel estático varían de 10 a

55m. Incluso es de hacerse notar que en Mangas-Tlahuelilpan los niveles están

a pocos metros, debido a que en esta región la recarga por irrigación es muy

alta, lo que ha provocado saturación del medio, y en algunos sitios no solo la

recuperación del acuífero sino manantiales que descargan excedentes del

almacenamiento subterráneo.

En la siguiente tabla se muestran los aprovechamientos del agua subterránea

de acuerdo a su uso: Aprovechamiento del agua subterránea

Uso VOLUMEN mm3/ año PORCENTAJE %

Abrevadero 0.1 0.1

Agrícola 4.0 4.3

Avícola 0.4 0.4

Doméstico 18.5 20.1

Recreativo 16.6 17.9

Industria 53.0 57.2

TOTAL 92.6 100.00



Página 41

La extracción total de agua subterránea en la zona es de 92.3 Mm3/año, la cual

se destina principalmente para la industria, abastecimiento de agua potable y

recreación. Por otra parte, el aprovechamiento del agua subterránea para la

agricultura (4 Mm3/año) representa el 2.5% del total de agua utilizada para

dicha actividad, el resto (97.5%) proviene de los aportes de las aguas

residuales del valle de México.

III.1.5 Densidad demográfica del sitio

El Municipio de Tula de Allende esta conformado por 64 localidades, siendo

Tula de Allende la cabecera Municipal, en el año 2005, la población en la

cabecera municipal fue de 30.95% con 28,879 habitantes de un total de 93,296

habitantes en el Municipio, esta cifra representa un 3.97% del total estatal.

Pachuca, Tulancingo y Tula, son los municipios con mayor población residente

en localidades de más de 2,500 habitantes.

Conforme a los datos del Cuaderno Estadístico Municipal de Tula de Allende

(2004), y los datos del II conteo Poblacional 2005 (INEGI), vemos que de 1950

al año 2005 la población aumentó de 23,509 habitantes a 93,296, con una tasa

de crecimiento anual de 1.7%.



Página 42

Grafico del crecimiento poblacional 1950-2005

• Crecimiento y distribución de la población

En términos generales, a través de 55 años de Censos y conteos de población

realizados por el INEGI, la movilidad de la población en el municipio, definida

por la fecundidad (nacimientos), mortalidad (defunciones) y niveles de

migración (inmigración y emigración) presenta el siguiente comportamiento

según el tamaño de las localidades.

Tasa de crecimiento media anual de la población según tamaño de localidad, 1950 a 2005

Periodo Localidad < 2,500 hab

(%)

Localidad > 2,500 hab

(%)


1950-1960 1.5 4.8 06-jun-50 08-jun-60

1960-1970 1.5 4.9 08-jun-60 28-ene-70



Página 43

Periodo Localidad < 2,500 hab

(%)

Localidad > 2,500 hab

(%)


1970-1990 0.8 3.6 28-ene-70 12-mar-90

1990-1995 0.6 2.6 12-mar-90 05-nov-95

2000-2005 -0.3 1.5 14-feb-00 17-oct-05

Fuente: INEGI. Censos de Población y vivienda, 1950 a 2000

INEGI. Conteo de Población y vivienda, 1995-2005

A groso modo, desde 1970 a la fecha, las tasas de crecimiento de ambos tipos

de localidades disminuyen drásticamente, pero cabe destacar que en las

localidades con población menor a 2,500 habitantes el ritmo de la población

resulta negativo.

III.2 CARACTERÍSTICAS CLIMÁTICAS.

III.2.1 Tipo de clima

En el estado de Hidalgo se pueden distinguir tres grupos de climas bien

definidos, según la clasificación climática de Copen modificada por Enriqueta

García de Miranda, en el año de 1989:

El grupo de climas cálidos A, que se distribuyen en una pequeña porción del

extremo nororiental del Estado y en parte del Municipio La Misión.

El grupo de climas templados C, de la Sierra Madre Oriental y partes altas del

sistema Volcánico Transversal.



Página 44

Y por último el grupo de limas secos B, de la Barranca de Metzititlán y del

Altiplano Volcánico del Sur y Oeste del Estado.

Para el sitio del proyecto identificamos el tipo de clima semiseco Bs1. Después

del subgrupo de climas templados, es el más extendido en el Estado con 34%

de su superficie. Se distribuye en casi todo el Valle del Mezquital, la altiplanicie

del Sur del Estado y gran parte de la Barranca del Metztitlán. Se pueden

reconocer tres subitipos:

• Semiseco cálido con régimen de lluvias de verano y lluvia invernal menor de 5% BS1 (h’)hw(w)

• Semiseco semicálido con invierno fresco y régimen de lluvias de verano. Lluvia invernal menor de 5% Bs1 h w(w) y entre 5 y 10.2% Bs1 h w.

• Semiseco templado con verano cálido y régimen de lluvias de verano. Lluvia invernal menor de 5% BS1 kw(w) y entre 5 y 10.2 % Bs1 k w

En casi todo el Valle del Mezquital desde Zimapán, Ixmiquilpan, Santiago de

Anaya, Huichapan; Alfajayucan hasta Tlahuelipan, Tetepango, Tlaxcoapan,

Atitalaquia y parte de Tula de Allende y Atotonilco de Tula, el clima

característico es el subtipo semiseco templado con verano cálido y régimen de

lluvias de verano BS1k; con lluvia invernal menor de 5% BS1 Kw(w). Este

subtipo de clima presenta temperaturas relativamente “más frescas” a lo largo

del año, con respecto al anterior.



Página 45

Climas en el estado de Hidalgo.



Página 46

Temperatura máxima promedio mensual en el estado de Hidalgo °C (2001-2007)


2007 22.3 23.8 26.1 27.8 28.8 28.1 26.8 25.8 24.7 23.5

2006 22.3 24.4 26.2 27.6 26.4 26.6 25.8 25.9 25.9 25.1 22.8 21.9 25.1

2005 23.1 23.7 26.6 29.6 29.3 28.8 26.6 25.6 24.8 23.5 21.2 22.0 25.4

2004 21.3 23.6 24.4 25.3 25.8 24.4 24.4 24.9 24.5 24.1 23.2 21.2 23.9

2003 20.7 25.6 26.8 28.5 29.7 26.2 25.1 25.1 24.4 23.3 23.1 21.5 25.0

2002 22.8 22.2 26.5 27.6 28.0 26.1 24.8 25.5 24.0 24.8 21.3 22.2 24.7

2001 22.4 23.6 25.8 27.5 26.6 26.5 25.9 25.3 23.9 23.1 22.6 22.4 24.6

Temperatura media promedio mensual en el estado de Hidalgo°C (2001-2007)


2007 14.9 15.9 17.7 19.9 21.1 20.9 20.3 19.5 18.3 16.8

2006 14.0 16.1 16.6 18.5 19.0 19.7 19.8 19.8 20.0 18.8 15.6 14.3 17.7

2005 14.9 16.1 17.9 21.0 21.5 21.9 20.4 19.9 18.9 18.1 14.7 14.8 18.3

2004 13.3 14.3 16.1 17.3 18.1 18.2 17.5 18.1 17.8 17.3 15.0 13.0 16.3

2003 12.5 16.0 17.4 19.0 20.7 19.3 18.2 18.2 18.3 16.7 15.3 12.5 17.0

2002 13.6 13.8 16.9 18.4 19.2 18.5 18.1 18.1 17.7 17.5 13.5 13.8 16.6

2001 13.7 15.2 16.9 18.8 18.5 19.2 18.8 18.4 17.8 16.0 14.9 14.4 16.9

Temperatura mínima promedio mensual en el estado de Hidalgo °C (2001-2007)


2007 7.4 8.1 9.5 12.1 13.5 13.7 14.2 13.5 11.9 10.2

2006 5.7 7.9 7.1 9.4 11.5 12.9 13.7 13.7 14.1 12.5 8.3 6.8 10.3

2005 6.6 8.4 9.2 12.4 13.7 15.1 14.1 14.2 13.1 12.6 8.2 7.7 11.3

2004 5.3 5.0 7.8 9.3 10.3 11.9 10.6 11.3 11.1 10.6 6.7 4.7 8.7



Página 47

2003 4.3 6.4 8.0 9.5 11.6 12.5 11.4 11.2 12.3 10.1 7.4 3.6 9.0

2002 4.3 5.3 7.3 9.1 10.4 10.9 11.5 10.7 11.5 10.3 5.8 5.5 8.5

2001 5.1 6.7 7.9 10.2 10.4 11.9 11.7 11.5 11.7 9.0 7.2 6.5 9.2


III.2.2 Precipitación pluvial En la siguiente figura se resume la precipitación media anual de 1941 al 2005

Precipitación media estado de Hidalgo periodo 1941-2005

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL

19.8 17.1 21.6 39.6 64.3 121.5 114.2 111.1 154.4 84.1 34.9 19.9 802.4



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Precipitación promedio mensual en el Estado de Hidalgo (mm) (2001-2007)

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2007 9.4 48.8 20.1 33.5 44.8 94.1 127.5 241.1 137.7 94.4

2006 12.3 2.5 21.4 26.6 79.0 29.3 80.6 137.8 169.0 79.6 37.6 19.4

2005 15.6 14.5 11.3 9.3 44.4 58.4 102.9 137.8 72.6 209.6 12.7 5.8

2004 7.2 3.6 35.0 49.6 59.7 159.9 78.3 96.6 55.1 72.5 8.0 3.7

2003 15.0 7.2 4.1 21.3 32.9 106.9 89.5 96.7 151.6 77.3 19.0 2.5

2002 17.9 7.8 7.8 23.7 25.9 85.9 59.0 50.6 206.3 83.2 44.7 7.8

2001 9.1 34.1 15.0 25.9 57.1 73.0 109.5 95.4 138.4 79.7 12.2 1.8


III.2.3 Dirección y velocidad del viento (promedio)

En el área de estudio, el viento que se presenta con mayor frecuencia (en una

proporción de 76.5%) en un año proviene del noreste a una velocidad media de

2.4 m/s; en menor proporción se presentan los vientos provenientes del norte

(19.5%), con una velocidad media de 2.4 m/s, le siguen los provenientes del

sureste (1.9%), con velocidad media 3 m/s, los del este (1.3%), con una

velocidad media de 2.5 m/s y por último los de noreste (0.2%), con una

velocidad media de 3.0 m/s; además en esta región se presenta una frecuencia

de calmas de 0.6%.

De forma estacional el viento que se presenta con mayor frecuencia sigue

siendo el proveniente del noreste, variando con una proporción de 71.3%

(enero a marzo) a 82.2% (julio a septiembre) y una velocidad media de 2.3 m/s

(julio a diciembre) a 2.6 m/s (enero a marzo); en menor proporción se presentan

los vientos provenientes del norte variando de 15% (abril a junio) a 24.5%



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(enero a marzo), con una velocidad media que va de 2.2 m/s (octubre a

diciembre) a 2.5 m/s (enero a marzo).

III.3 INTEMPERISMOS SEVEROS

• Fenómenos climatológicos

El área que comprende el Valle del Mezquital y que corresponde a una parte de

los estados de Hidalgo y México, presentan las mismas características

climáticas que son típicas del Altiplano Mexicano, en las que son muy comunes

las neblinas, heladas y granizadas, ya que su altitud promedio sobre el nivel del

mar es mayor a los 2,000 metros.

De acuerdo a los datos obtenidos en las publicaciones del INEGI, el clima del

municipio de Tula de Allende, corresponde a los denominados climas secos y

semisecos de la sierra madre y del eje neovolcánico, las tres variantes de este

grupo climático se diferencian por el régimen térmico y el grado de humedad (la

humedad relativa es de 75%), concentrándose al oeste del estado, desde

Ajacuba hasta Tecozautla, otros forman un corredor en dirección noroeste –

sureste, desde Tlahuiltepan hasta Tulancingo, particularmente el municipio de

Tula de Allende se identifica por presentar el subtipo de clima semiseco

templado con lluvias en verano, este tipo de clima abarca casi todo el

denominado “Valle del Mezquital”; se extiende hacia el norte hasta el cerro Las

Ruletas, también se distribuye en la porción correspondiente a la barranca

Alcachofa y al río Tulancingo, así como parte del municipio de Mesquititlan y

algunas regiones cercanas a Pachuca.



Página 50

• Heladas

De acuerdo con la distribución climática, las frecuencias menores de este

fenómeno (0-5 días con heladas), cubren aproximadamente el 20% del estado

en los meses de diciembre y enero, período

de posible ocurrencia de heladas. En el caso de los climas templados y

semifríos, se aprecian rangos de 40 a 60 días, principalmente al sur del estado,

asociados a temperaturas medias de 12 a 14° C y mínimas promedio entre 8 y

9° C durante el último y primer mes del año. También en esta zona se

presentan las mayores incidencias de heladas de la entidad, en áreas muy

locales, con altitudes superiores a los 2,000 m y en donde las frecuencias son

de más de 80 días en la estación invernal, sobre todo en diciembre y enero.

• Granizadas

Este fenómeno se presenta con más frecuencia en las zonas con climas

templados y semi-fríos del estado, los índices van de 2 a 4 días y en las partes

más elevadas llegan hasta seis días; su ocurrencia es generalmente durante el

mes de mayo, por lo que se asocia a las primeras precipitaciones.

• Radiación o incidencia solar

No se cuentan con información y/o reportes oficiales disponibles para sustentar

los datos de este apartado, debido a que la estación meteorológica, no

contempla la lectura ni el registro de estos parámetros.

• Sismicidad

La subprovincia a la cual pertenece la región de Hidalgo es denominada

llanuras y sierras de Querétaro e Hidalgo, se extiende desde el oeste de la



Página 51

AB

C

AB

DC

ciudad de Querétaro hasta Pachuca, Hidalgo, con una superficie dentro del

estado de 7,821.33 km2, lo que significa el 37.41% contra el total estatal,

engloba totalmente al municipio de Tula de Allende, Hidalgo.

Para fines de diseño sísmico, la república mexicana se considera dividida en

cuatro zonas. La zona de mayor intensidad sísmica es la D, comprendida en la

costa sur del pacífico, afecta los estados de Chiapas, Oaxaca, Guerrero, sur de

Michoacán y Nayarit; de esta zona hacia el noreste, la intensidad disminuye.

MAPA DE REGIONALIZACION SÍSMICA DE LA REPUBLICA MEXICANA

La plantas Desulfuradoras de la Refinería “Miguel Hidalgo” se ubicarán en una

zona clasificada como B, es decir de mediano riesgo sísmico.

A: Bajo riesgo sísmico

B: Mediano riesgo sísmico

C: Alto riesgo sísmico



Página 52

• Corrimientos de tierra

Las plantas Desulfuradoras se encontrarán asentadas en una planicie en donde

no existe la posibilidad de un corrimiento de tierra.

• Derrumbamientos o hundimientos

Basándose en lo anteriormente descrito de que es una zona que esta

conformada principalmente por planicies y escasos lomeríos muy suaves no ha

existido algún tipo de derrumbamiento o hundimiento que afecte a las

instalaciones en cuestión.

• Inundaciones

No, en el área circundante al lugar donde se ubicaran las plantas

Desulfuradoras no se ha registrado ningún tipo de inundación.

• Pérdidas de suelo debido a la erosión

En el área del predio de la refinería no existe erosión, sin embargo en los

alrededores de la Refinería el suelo presenta ligera erosión debido a las

características climáticas de la zona y la carencia de vegetación que provocan

que el suelo este expuesto a la lluvia y al viento.

• Contaminación de las aguas superficiales debido a escurrimientos y

erosión

Dentro del predio de la Refinería no existen cuerpos de agua superficiales.

INDICE CAPITULO IV

IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLITICAS MARCADAS EN

LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO ............................................. 53

IV.1 PROGRAMA DE DESARROLLO MUNICIPAL .................................. 53

IV.2 PROGRAMA DE DESARROLLO URBANO ESTATAL..................... 55

IV.3 PLAN NACIONAL DE DESARROLLO............................................... 58

IV.4 DECRETOS Y PROGRAMAS DE MANEJO DE ÁREAS

NATURALES PROTEGIDAS............................................................................ 61



Página 53

IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLITICAS MARCADAS EN LOS

PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO

IV.1 PROGRAMA DE DESARROLLO MUNICIPAL

Uno de los objetivos que señala el Programa de Desarrollo Urbano Nacional es

propiciar el ordenamiento territorial de las actividades económicas y de la

población conforme a la potencialidad de las ciudades y de las regiones; inducir

el crecimiento de las ciudades de forma ordenada, de acuerdo con las normas

vigentes de desarrollo urbano y bajo principios sustentados en el equilibrio

ambiental de los centros de población, respetando la autonomía estatal y la

libertad municipal.

Tomando en cuenta lo anterior el municipio de Tula de Allende, desarrolló un

programa de desarrollo urbano local en el cuál se mencionan todas las

problemáticas del municipio y las estrategias para su solución, cabe mencionar

que dicho programa esta elaborado tomando en cuenta la importancia de la

Refinería “Miguel Hidalgo”, y por consiguiente los proyectos nuevos de

construcción de las plantas Desulfuradoras, apoyaran estos programas en los

rubros social y económico.

Dentro de los diferentes puntos del programa de desarrollo urbano local, los que

toman en cuenta a la Refinería son los siguientes:



Página 54

• Criterios de normatividad urbana.

El programa de desarrollo urbano en él se determinan los tipos de zonas en

razón de los usos predominantes del suelo, para hacer la clasificación se

consideró que la Refinería “Miguel Hidalgo” se encuentra en operación desde

1976 y que alrededor de ella se han desarrollado actividades relacionadas con

la misma y con las necesidades del personal que en ella labora, por lo que la

existencia de las nuevas plantas de Desulfuradoras de gasolina no se

contraponen con las políticas marcadas en dicho programa.

• Compatibilidad de usos de suelo.

El uso de suelo del área donde se ubica la Refinería es industrial, ya que se

encuentra en la zona denominada “ZONA INDUSTRIAL OCUPADA” dentro del

Parque Industrial Tula, por lo que la superficie que rodea al sitio donde se

construiran las plantas Desulfuradoras en un radio aproximadamente de 500 m

es netamente de uso industrial.

Sin embargo, en la superficie entorno de la Refinería en un radio aproximado de

500m, en el extremo sur se tiene la zona de cultivo de temporal; en el norte y el

oeste zona de terrenos baldíos y zona de cultivo por riego; al este existen

zonas de terrenos baldíos, zona industrial ocupada, zona industrial sin ocupar,

así como, zona de comercio y servicio. En el plan de desarrollo urbano local se

incluye una nueva estrategia de usos de suelo, en la que alrededor de la

Refinería en un radio mínimo de 100 m y máximo de 700 m aproximadamente

existe una barrera vegetal de amortiguamiento en los extremos norte, sur y

oeste, al lado este se denominará zona de industria vecina y el área donde se



Página 55

encuentra la Refinería “Miguel Hidalgo” corresponde a zona de industria

aislada.

De acuerdo con lo descrito en los párrafos anteriores las actividades que se

realizaran para la construcción y operación de las plantas Desulfuradoras no se

contraponen a lo expuesto en el plan de desarrollo urbano local.

IV.2 PROGRAMA DE DESARROLLO URBANO ESTATAL

• Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011

Para cumplir con los propósitos registrados en el Plan Estatal de Desarrollo

2005-2011, a través del trabajo complementario con la sociedad, se requiere

definir las características y los principios con los que operará el gobierno que

hará posible concretarlos con eficacia y eficiencia.

Los principios a los que se sujetará la acción de nuestro gobierno son:

• Transparencia y honestidad, para concretar un gobierno honesto con

un desempeño público transparente y una efectiva rendición de

cuentas.

• Modernidad y eficiencia, para integrar un gobierno moderno y racional

que optimice la aplicación de los recursos con nuevos criterios de

administración e inversión.

• Liderazgo firme con sentido social, para establecer un gobierno que

ejerza con responsabilidad la rectoría del desarrollo y un liderazgo

que fomente el consenso.



Página 56

• Visión y claridad de rumbo, para instaurar un gobierno que cuente

con una visión integral y de largo plazo, que defina con claridad el

rumbo a seguir para superar los problemas.

• Planeación corresponsable, para integrar un gobierno sustentado en

la planeación y en la definición conjunta de objetivos, estrategias y

líneas de acción que promuevan el desarrollo.

• Legalidad, para ejercer un gobierno que promueva y vigile el

cumplimiento irrestricto del Estado de Derecho y otorgue certeza

jurídica y seguridad a los hidalguenses.

• Participación Social, para contar con un gobierno que garantice la

participación corresponsable de la sociedad en el proceso de

formulación, implementación y evaluación de políticas públicas.

Fundamentar el actuar del gobierno en principios, permitirá adaptar la vida

administrativa de nuestras instituciones a las exigencias actuales de

modernidad señaladas por la innovación en el conocimiento, los adelantos

tecnológicos y la vida globalizada.

El Plan Estatal de Desarrollo 2005-2011, considera la agrupación temática de

los aspectos del desarrollo en ejes rectores definidos por su carácter estratégico

y por su reiterada presencia como demanda social en la labor gubernamental.

Los ejes rectores del desarrollo en los que se sustenta metodológicamente este

documento son:

1. Empleo y productividad para el desarrollo, a través del cual se busca

fortalecer y ampliar la infraestructura productiva del estado; elevar los



Página 57

niveles de productividad y competitividad; alentar la inversión y el

crecimiento sostenido e impulsar la creación de empleos permanentes y

bien remunerados para los hidalguenses.

2. Calidad de vida para el bienestar social, que persigue establecer políticas

públicas para impulsar el desarrollo humano y el combate a la pobreza y

la marginación, así como para la definición de acciones sociales

equitativas e incluyentes que ofrezcan a la población mayores opciones

de acceso al bienestar.

3. Vocación regional y sustentabilidad para el progreso, orientado a

fortalecer la vocación de nuestras regiones para promover su desarrollo

integral y sustentable de forma equilibrada e impulsar su inserción en

procesos que eleven su productividad y competitividad con base en el

aprovechamiento de las capacidades humanas y los recursos naturales.

4. Fortaleza institucional para la tutela de derechos, cuyo propósito es

perfeccionar la democracia de la entidad a través del impulso a la

participación social en las decisiones de gobierno, así como fortalecer la

colaboración entre poderes, la coordinación con municipios y la

observancia plena al Estado de Derecho como garantía de certeza

jurídica para la población.

5. Honestidad y eficiencia para servir a la sociedad, dirigido a integrar un

gobierno racional y eficiente que otorgue un servicio público congruente

con los requerimientos de la población; aplique responsablemente los

recursos públicos con un enfoque de austeridad y promueva la mejora

continua de los procesos administrativos.



Página 58

En cuanto al eje No.1, que se refiere al empleo y productividad para el

desarrollo, tomamos en cuenta el siguiente párrafo: “Atentos a las

transformaciones económicas que nos impactan, fortaleceremos nuestras

políticas dirigidas a captar capitales nacionales y extranjeros que promuevan la

inversión productiva y la oferta de empleo.

En un mundo donde surgen cada vez más alternativas para la inversión

extranjera directa y se intensifica la competencia para su atracción, se hace

necesario instrumentar mecanismos de apoyo a las empresas hidalguenses que

redunden en el fortalecimiento de su competitividad; en el fomento a la creación

de cadenas productivas generadoras de alto valor agregado; en la ampliación y

modernización de su infraestructura y en el apoyo a través de financiamiento,

capacitación y asesoría, que permitan ubicarlas en los parámetros

internacionales de viabilidad para la inversión.”

El proyecto que hoy nos ocupa impulsa la industria de la Refinación en México,

modernizando sus instalaciones y produciendo una gasolina que cumpla con la

calidad requerida por la normatividad actual. Con estas acciones PEMEX

Refinación fomenta la generación de empleos y la producción de gasolinas en

el mercado nacional reduciendo las importaciones y elevando la capacidad

productiva del país.

IV.3 PLAN NACIONAL DE DESARROLLO

El plan nacional de Desarrollo 2007-2012, establece una estrategia clara y

viable para avanzar en a transformación de México sobre bases sólidas,

realistas y , sobre todo, responsables.



Página 59

Este plan se estructuro sobre cinco ejes rectores:

• Estado de derecho y seguridad

• Economía competitiva y generadora de empleos

• Igualdad de oportunidades

• Sustentabilidad ambiental

• Democracia efectiva y política exterior responsable.

Dentro del sector de economía competitiva y generadora de empleos, dentro

del rubro de energía, electricidad e hidrocarburos como objetivo No.15, del Plan

Nacional de Desarrollo se menciona al sector de Hidrocarburos:

El sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el

petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a

precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con

estándares de calidad internacionales. Ello requerirá de medidas que permitan

elevar la eficiencia y productividad en los distintos segmentos de la cadena

productiva.

La capacidad de refinación en México se ha mantenido prácticamente constante

en los últimos 15 años. Las importaciones de gasolina han crecido

significativamente y en 2006 casi cuatro de cada diez litros consumidos en el

país fueron suministrados por el exterior. Petróleos mexicanos tiene áreas de

oportunidad en materia de organización que le permitirían operar con mayor

eficiencia y mejorar la rendición de cuentas. También resulta indispensable

realizar acciones para elevar los estándares de seguridad y reidor el impacto



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ambiental de la actividad petrolera. En este sentido, es necesario fomentar la

introducción de las mejores prácticas de gobierno corporativo y de mecanismos

que permitan un mejor anejo y utilización de los hidrocarburos, con seguridad y

responsabilidad ambiental.

Dentro de las estrategias que se proponen en el Plan Nacional de Desarrollo se

mencionan las siguientes:

• ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y

gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento

en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de

plantas procesadoras de productos derivados y gas.

• ESTRATEGIA 15.6 Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las

medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental.

• ESTRATEGIA 15.7 Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en

especial de crudos pesados.

Dentro del Sector de Sustentabilidad Ambiental se tiene como objetivo No. 10

del Plan Nacional de Desarrollo el de reducir las emisiones de gases de efecto

invernadero. Y como estrategia 10.3:

• ESTRATEGIA 10.3 Impulsar la adopción de estándares internacionales

de emisiones vehiculares.



Página 61

Para lograrlo es necesario contar con combustibles más limpios y establecer

incentivos económicos que promuevan el uso de vehículos más eficientes y la

renovación de la flota vehicular, y utilizar las compras del gobierno para

impulsar ese mercado. Se deberán establecer normas y estándares que

obliguen a incrementar la eficiencia de los nuevos vehículos y limitar así las

emisiones de CO2. Se necesitan establecer en todo el país programas

periódicos y sistemáticos de inspección y mantenimiento vehicular, así como

sistemas eficientes de trasporte público e impulsar el transporte ferroviario.

Como puede observarse el presente proyecto es totalmente compatible con el

Plan Nacional de Desarrollo ya que se pretende la construcción de plantas de

alta tecnología que mejoren los procesos de refinación y nos permitan producir

gasolinas que cumplan con las especificaciones para reducir la contaminación

ambiental sin la necesidad de importar hidrocarburos refinados.

IV.4 DECRETOS Y PROGRAMAS DE MANEJO DE ÁREAS NATURALES

PROTEGIDAS.

El proyecto será construido en las instalaciones de la Refinería Miguel Hidalgo

sin alterar o interactuar ninguna área natural protegida.

En el estado se tienen las siguientes áreas naturales protegidas decretadas por

la federación:

• Reservas de la biosfera 1

• Parques Nacionales 3

• Monumentos Naturales 0



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• Áreas de protección de recursos naturales 0

• Áreas de Protección de Flora y Fauna 0

• Santuarios 0

Como puede observarse en todo el territorio del estado de Hidalgo, se cuenta

con cuatro áreas naturales protegidas decretadas por la federación en las

siguientes categorías:

AREA NATURAL PROTEGIDA

CATEGORIA EXTENSIÓN FECHA DE DECRETO

Barranca de Metztitlán Reserva de la Biosfera 96,043 27 de Noviembre de 2000

El Chico Parque Nacional 2,739 06 de Julio de 1982

Los Mármoles Parque Nacional 23,150 08 de Septiembre de 1936

Tula Parque Nacional 100 27 de Mayo de 1981

Reservas de la Biosfera: Son áreas representativas de uno o más ecosistemas

no alterados por la acción del ser humano o que requieran ser preservados y

restaurados, en las cuales habitan especies representativas de la biodiversidad

nacional, incluyendo a las consideradas endémicas, amenazadas o en peligro

de extinción. Dentro del estado de Hidalgo se cuenta con una llamada

“Barranca de Metztitlán declarada el 27 de Noviembre del 2000 y cuenta con

una superficie de 96,043ha.

Parque Nacional: Áreas con uno o más ecosistemas que se signifiquen por su

belleza escénica, su valor científico, educativo de recreo, su valor histórico, por

la existencia de flora y fauna, por su aptitud para el desarrollo del turismo, o por

otras razones análogas de interés general. Dentro del territorio del estado de

Hidalgo se han decretado a nivel federal 3 parques nacionales, “El Chico”, “Los



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Mármoles” y “Tula”. Este último tiene una superficie de 100ha y su vegetación

predominante es el Matorral Xerófilo.

Ubicación de las áreas naturales protegidas por decreto Federal en el Estado de Hidalgo



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Áreas naturales protegidas con respecto al proyecto.

El Consejo Estatal de Ecología (COEDE) es un organismo público

descentralizado del Gobierno del Estado de Hidalgo, que tiene como objeto



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dirigir, conducir y evaluar la política y los criterios ambientales para el Estado, y

definir los instrumentos para su aplicación (Decreto que Modifica los Diversos

del Consejo Estatal de Ecología, POE 04/10/1999). Esto implica formular

instrumentos de política ambiental para un uso óptimo de los recursos, sin

degradar las bases naturales del desarrollo. En congruencia, el COEDE a

través de sus programas y proyectos, ha consolidado como instrumentos de

política ambiental entre otros, el ordenamiento ecológico territorial, las áreas

naturales protegidas, la regulación del impacto ambiental, la educación

ambiental y el inventario de recursos naturales (Ley del Equilibrio Ecológico y la

Protección al Ambiente [LEEPAEH] 1999 y como instrumento rector el

Programa Institucional de Desarrollo 2002-2005).

Las áreas naturales protegidas de competencia estatal y municipal suman siete,

las cuales cubren una superficie de 292.6 hectáreas, representando el 0.033%

de la superficie potencial estatal. De esta superficie el 38% corresponde a una

Reserva Ecológica Municipal, el 31% a un Parque Estatal, el 23.24% a Zonas

de Preservación Ecológica de los Centros de Población y el resto (7.76%)

corresponde a un área clasificada como Terrenos de Utilidad Pública. Las dos

áreas restantes fueron declaradas como Reservas Ecológicas por decreto

municipal, el cual no señala la superficie que involucran. Áreas naturales protegidas de competencia estatal y Municipal.



Reserva Ecológica de Tulancingo* POE 19/O7/1993 ND Tulancingo de Bravo

ND

Reserva Ecológica El Astillero* POE 19/07/1993 ND Alfajayucan ND

Reserva Ecológica El Hiloche* POE 26/10/1998 112.3 Mineral del Monte Ba y Bq



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Terrenos de Utilidad pública “Las Lajas” ó “Cerro del Lobo”

POE 18/07/1998 21.85 Pachuca de soto Bc

Parque Ecológico cubitos (parque estatal)

POE 30/12/2002 90.45 Mineral de la Reforma y Pachuca de Soto

Mx

Zona de Preservación Ecológica de los centros de población el Campanario

DM 16/12/2003 40.00 Cuautepec de Hinojosa

Bq y Bp

Zona de preservación Ecológica de los Centros de población la Lagunilla

DM 04/11/2003 28.00 Tulancingo de Bravo

Bq

Nota: POE: Periódico Oficial del Estado; DM: Decreto Municipal; Ba: bosque de oyamel; Bq: bosque de

encino, Bc: bosque cultivado (eucalipto); Bp: bosque de pino; Mx: matorral xerófilo; ND: no disponible (*)

estas áreas no corresponden a ninguna categoría señalada en la LEEPAEH ó la LGEEPA



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Ubicación Geográfica de las áreas naturales protegidas de competencia Estatal y Municipal

Actualmente, se trabajan en once proyectos de áreas naturales protegidas de

carácter Estatal y Municipal, para concretarse en el año 2005, que aportarán un

total de 30,053.98 hectáreas bajo esta política de protección.



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Leyes, Reglamentos y bandos municipales

LEYES

Ley de Aguas Nacionales

Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente

Ley Federal de Derechos

Ley Federal de Procedimientos Administrativos

Ley Federal del Trabajo

Ley Federal sobre Metrología y Normalización

Ley General de Protección Civil

Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos

Ley para la protección al Ambiente en el Estado de Hidalgo

REGLAMENTOS

Reglamento contra la Contaminación por Ruido

Reglamento de Gas Natural

Reglamento de la Ley de Aguas Nacionales

Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Prevención y Control de la Contaminación Atmosférica

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Residuos Peligrosos

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Evaluación de Impacto Ambiental

Reglamento Federal de Seguridad e Higiene y Medio Ambiente de Trabajo

Reglamento para el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos

Reglamento de la Ley del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente del Estado de Hidalgo

REGLAMENTACION MUNICIPAL

Bando de Policía y buen Gobierno Tula de allende

Reglamento de Ecología y Gestión Ambiental

INDICE CAPITULO V

V descripcion del proceso 69

V.1 Bases de diseño 69

V.1.1 Proyecto civil 81

V.1.2 Proyecto mecánico 83

V.1.3 Proyecto eléctrico 84

V.1.4 Proyecto sistema contra-incendio 92

V.1.5 Proyecto instrumentación 93

V.2 Descripción detallada del proceso 96

V.2.1 Descripción de flujo de proceso de Tula 1 110

V.2.2 Descripción del flujo de la planta Desulfuradora 2 148

V.2.3 Servicios Auxiliares de las plantas desulfuradoras 192

V.3 Hojas de Seguridad 218

V.3.1 Listado de Corrientes de Alimentación y Productos: Tula 1 219

A) Líneas de Proceso 219

B) Servicios auxiliares 220

V.3.2 Listado de Corrientes de Alimentación y Productos : Tula 2 221

V.4 Almacenamiento 223

V.5 Equipos de proceso y auxiliares 223

V.5.1 SISTEMAS DE DESFOGUE. 255

V.6 Condiciones de Operación 257

V.6.1 Balance de material y energía 257

V.6.2 Temperaturas y presiones de diseño y operación 261

V.6.3 Estado físico de las diversas corrientes del proceso 262

V.6.4 Características del régimen ooperativo de la instalación (continuo o por lotes).262

V.6.5 Diagramas de tubería e Instrumentación (DTI’s) con base en la ingeniería de detalle y

con la simbología correspondiente. 263

V.7 Cuarto de Control 264

V.7.1 Especificación del cuarto de control 264



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V DESCRIPCION DEL PROCESO

V.1 Bases de diseño

Las plantas Desulfuradoras de gasolina están y serán construidas de acuerdo a las

normas, estándares y códigos nacionales e internacionales. Aunado a lo anterior, se

conservan los siguientes criterios globales para los aspectos sísmicos, mecánicos y

meteorológicos:

En el anexo 7 se incluyen las bases de diseño

A) Criterios globales para diseño por sismo.

Para el diseño sísmico es necesario conocer esencialmente dos conceptos: el

espectro de diseño sísmico y la ductilidad o factor de comportamiento sísmico de

cada construcción (edificio, cimentación reactores, cimentación columnas,

cimentación tanques de almacenamiento, entre otros).

De acuerdo a la regionalización del manual CFE (MDOC), la zona donde se

construirán las plantas Desulfuradoras está catalogado como zona media.

El espectro de diseño sísmico para la zona de las plantas, tiene las siguientes

características: ordenada espectral para un período nulo de 0.03; coeficiente sísmico

de 0. 16 periodos naturales asociados con el coeficiente sísmico de 0.30 y 0.80

segundos.

El factor de comportamiento sísmico de cada estructura instalada dentro de las

plantas fue establecido por los responsables del análisis y diseño estructural, durante

las fases de ingeniería de detalle y será aplicado en las coordinaciones de

construcción y montaje de plantas de proceso.

Las estructuras industriales estarán cimentadas con zapatas de concreto reforzado y

ocasionalmente con losas del mismo material. Los recipientes, las chimeneas y los

reactores se desplantan sobre una retícula octagonal de trabes, en planta. Estas



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trabes se apoyan a su vez sobre zapatas o sobre losas. La ampliación de torre de

enfriamiento se cimentara con losas de concreto armado. Las columnas de los racks

se apoyaran sobre zapatas aisladas de concreto reforzado.

B) Criterios globales para diseño por viento.

La clasificación de estructuras actual es zona B, período de retorno de 50 años y

velocidades regionales que oscilan entre los 110 y 120 km/h y los tipos 2 y 3 para

respuesta ante la acción del viento.

Pueden citarse las siguientes características de diseño de equipo, en las que se

considera la influencia del viento: para tanques de almacenamiento cilíndricos de 5 a

50 m de diámetro y de 5 a 14 m de altura; las torres de enfriamiento de sección

sensiblemente rectangular, con un ancho cercano a los 20 m y una altura de 25 m;

reactores y columnas de destilación de forma cilíndrica de 5 a 8 m de diámetro y

altura total de 10 a 15 m.

C) Criterios globales para diseño.

Las tuberías se rigen por los siguientes criterios genéricos:

La presión de diseño no será menor a la que resulte de considerar en el diseño las

condiciones más severas de presión (interna o externa) y temperatura resultante de

la operación normal.

Las condiciones más severas, de presión y temperatura coincidentes, son

combinaciones de mayor espesor y rangos de trabajo.

Cualquier sistema de tuberías que pueda bloquearse al aislarlo de su válvula de

alivio, está diseñada, para la máxima presión que desarrolle para esta condición.

La temperatura de diseño es tal que representa la condición más severa.

El diseño de las tuberías contempla los efectos de proceso y ambientales por

enfriamiento, expansión de los fluidos y congelamiento.



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También se incluyeron los efectos dinámicos (impacto, viento, sismos, vibración,

reacciones por descarga, efectos de cargas, cargas vivas, cargas muertas).

Incluye los efectos de contracción y expansión térmica (restricción de movimiento,

gradientes de temperatura, expansión, soportes, anclajes y movimientos en los

extremos).

La variación de la presión en ningún caso excederá la presión de prueba del sistema

de tubería.

Para la condición de operación más crítica, es permitido exceder el límite de la

presión o el esfuerzo permisible a su temperatura existente hasta 33% como

máximo.

Los recipientes a presión que serán instalados en las plantas Desulfuradoras

deberán cumplir con lo indicado por ASME.y API-650, que indica que:

El espesor de toda placa sujeta a presión, después de conformada, no es menor que

el espesor mínimo indicado por los planos de fabricación

Las cabezas conformadas para recipientes a presión son de una sola pieza.

La temperatura usada en el diseño, es como mínimo, la temperatura media del metal

a través del espesor, a las condiciones de operación esperadas del proceso.

En ningún caso deberán excederse las temperaturas máximas de la superficie del

metal (tablas de esfuerzos de materiales).

Cuando puedan ocurrir cambios cíclicos de temperatura, con cambios menores en la

presión, el diseño se basa en la más alta temperatura probable.

Los recipientes se diseñan como mínimo, para la condición coincidente más severa

de presión y temperatura esperada en operación normal.

Las cargas en el diseño de un recipiente son: la presión de diseño, cargas de

impacto, peso del recipiente y su contenido, cargas sobrepuestas, cargas por viento

y sismo, etc.

Debe resaltarse que los códigos, normas y estándares aplicados superan

ampliamente las consideraciones que resultaren de los datos de fenómenos



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climáticos adversos, extremos y habituales. Como es evidente, los fenómenos

naturales también son considerados, en particular el aspecto sísmico característico

de la República Mexicana

En general el diseño de ingeniería y construcción de las plantas Desulfuradoras de

gasolina consideran, determinante, la influencia de los fenómenos naturales, mismos

que generan las condicionantes y quedan implícitos en los procedimientos de cálculo

generales y particulares.

Dentro de las normas que se utilizan para el diseño y construcción se tienen las que

se listan en las tablas siguientes.

INGENIERÍA DE PROCESO Código de Norma Nombre de la Norma

ISA Instrumentation, Systems, and Automation Society

ISA-84.00.01 Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector – Part 1: Framework, Definitions, System, Hardware and Software

ISA-84.01 Application of Safety Instrumented Systems for the Process Industries

NFPA National Fire Protection Association

NFPA - 10 Portable Fire Extinguishers NFPA – 15 Water Spray Fixed Systems for Fire Protection NFPA – 24 Private Fire Service Mains and their Appurtenances NFPA - 72 National Fire Alarm Code

INGENIERÍA ELÉCTRICA Código de Norma Nombre de la Norma o Estándar

NOM Normas Oficiales Méxicanas

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (Utilización) API American Petroleum Institute API-RP-540 Electrical Installations in Petroleum Processing Plants API-RP-2003 Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning and Stray

Currents FAA

Federal Aviation Administration FAA 70/7460 Advisory Circular – Obstruction Marking and Lightning (of structures for

aircraft avoidance) NFPA



Página 73

National Fire Protection Association NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection System

NRF Normas de Referencia

PEMEX 2.251.01 (1991) Transformadores de distribución y potencia NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico NRF-048-PEMEX-2003 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales NRF-070-PEMEX-2004 Sistemas de protección a tierra para instalaciones petroleras NRF-146-PEMEX-2005 Tableros de distribución en Media Tensión GNT-SSNP-E019-2006 Centro de control de motores en 480 y 220 volts

NMX Normas Mexicanas

NMX-J-511 ANCB PRODUCTOS ELECTRICOS-SISTEMA DE SOPORTES METALICOS TIPO CHAROLA PARA CABLES-ESPECIFICACIONES Y METODOS DE PRUEBA

NMX-J-235/1-ANCE-2000 Cabinets/Compartments for use with Electrical Equipment NMX-J-098-ANCE-1999 Sistemas Eléctricos de Potencia-Suministro-Tensiones Eléctricas

Normalizadas NMX-J-353-ANCE-1999 Centros de control de motores–Especificaciones y métodos de prueba. NMX-J-433-ANCE-2005 Productos Eléctricos – Motores de Inducción, Trifásicos de

corriente alterna de tipo jaula que ardilla en potencias mayores de 373 KW, especificaciones y métodos de prueba

NMX-J-534-ANCE-2005 Tubos (conduit) de acero tipo pesado para la protección de conductores eléctricos y sus accesorios – Especificaciones y métodos de prueba

INGENIERÍA MECÁNICA Código de Norma Nombre de la Norma o Estándar

ASTM American Society for Testing and Materials

E-10 Standard Test Method for Brinell Hardness Test of Metallic Materials E-23 Standard Test Method for Notched Bar Impact Testing of Metallic

Materials ASNT

American Society for Nondestructive Testing SNT-TC-1A Recommended Practice

ANSI American Nacional Standards Institute

S1.1 Acoustical Terminology S1.2 Method for Physical Measurements of Sound, 1962 (reaffirmed 1976) S1.4 Specification for Sound Level Meters, 1971 (reaffirmed 1976) S1.6 Preferred Frequencies and Band Numbers for Acoustical Measurement S1.8 Preferred Reference Quantities for Acoustical Levels S1.10 Calibration of Microphones S1.11 Specifications for octave, half-octave and Third octave Band Filter Sets,



Página 74

1966 (reaffirmed 1976) S1.13 Methods for Measurement of Sound Power Levels, 1971 (reaffirmed

1976) S1.21 Methods for the Determination of Sound Power Levels of Small Sources

in Reverberation Rooms, 1972 S6.1 Qualifying a Sound Data Acquisition System

AISC American Institute for Steel Construction

Manual of Steel Construction AMCA

Air Moving and Conditioning Association Publication 201

ANSI American National Standards Institute

B16.5 Steel Pipe Flanges, Flanged Valves and Fittings B31.3 Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping B31.1 Power Piping

ASCE American Society of Civil Engineering

7.88 Building Code Requirements for Minimum Design Loads in Building and other Structures ASME

American Society of Mechanical Engineers Boiler and Pressure Vessel Code Section I Power Boilers Section II Material Specifications Section IX Welding and Brazing Qualifications B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose

AWS American Welding Society

D1.1 Structural Welding Code API

American Petroleum Institute Rev.1 STD 530 Recommended Practice for Calculation of Heater Tube Thickness in

Petroleum Refineries RP 531M Measurement of Noise from Fired Process Heaters Rev.1 RP 532 Measurement of Thermal Efficiency of Fired Process Heaters Rev.1 RP 533 Air Preheat Systems for Fired Process Heaters Rev.1 RP 535 Burners for Fired Heaters in General Refinery Services Rev.1 RP 550 Manual on Installation of Refinery Instruments and Control Systems, Part III “ Fired Heaters and Inert Gas Generators STD 560 Fired Heaters for General Refinery Service STD 630 Tube and Header Dimensions for Fired Heaters for Refinery Services

(Reaffirmed 1979)



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SSPC Steel Structures Painting Council

SP2 Hand Cleaning SP3 Power Tool Cleaning SP5 Blast Cleaning to "White" Metal SP6 Commercial Blast Cleaning SP10 Blast Cleaning to "Near White" Metal G-204 Lubrication, Shaft-Sealing and Control-Oil Systems for Petroleum,

Chemical and Gas Industry Service K-201 Package Unit Instrumentation N-261 Package Equipment Electrical Requirement O-201 Coating-based Corrosion Protection for Surface Facilities SN-252 Equipment Noise Level Requirements WPS Welding Procedure Specification PQR Procedure Qualification Record HAZ Heat Affected Zone PWHT Post Weld Heat Treatment DMW Dissimilar Metal Weld NDE Non Destructive Examination

INGENIERÍA CIVIL Código de Norma Nombre de la Norma o Estándar

NSC National Safety Council

A10.9 Safety Requirements for Construction and Demolitions Operations - Concrete and Masonry Work

ASTM American Society for Testing and Materials

A36/A36M Standard Specification for Structural Steel A82 Standard Specification for Cold-Drawn Steel Wire for Concrete

Reinforcement A123 Specification for Zinc Hot-Dip Galvanized Coating on Products A153 Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware A307 Standard Specification for Carbon Steel Externally Threaded

Standard Fasteners A325 Standard Specification for High-Strength Bolts for Structural Steel

Joints A500 Standard Specification for Cold-Formed Welded and Seamless

Carbon Steel Structural Tubing in Rounds and Shapes A501 Standard Specification for Hot-Formed Welded and Seamless

Carbon Steel Structural Tubing A569 Standard Specification for Steel, Carbon (0.15 Maximum Percent),

Hot-Rolled Sheet and Strip Commercial Quality A572 Standard Specification for High-Strength Low-Alloy Columbium-



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Vanadium Steels of Structural Quality A780 Standard Specification for Repair of and Uncoated Areas of

Damaged Hot-Dip Galvanized Coatings A185 Standard Specification for Welded Steel Wire Fabric, Plain for

Concrete Reinforcement A307 Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs,

60,000 PSI Tensile Strength A615(S1) Standard Specification for Deformed and Plain Billet -Steel

Bars for Concrete Reinforcement B695 Specification for Coatings of Zinc Mechanically deposited on Iron and

Steel C31 Standard Method for Making and Curing Concrete Test Specimens in

the Field C33 Standard Specification for Concrete Aggregates C39 Standard Test Method for Compressive Strength of Cylindrical

Concrete Specimens C42 Standard Test Method for Obtaining and Testing Drilled Cores and

Sawed Beams of Concrete C94 Standard Specification for Ready - Mixed Concrete C109 Standard Test Method for Compressive Strength of Hydraulic

Cement Mortars (using two-inch [50-mm] Cube Specimens C138 Standard Test Method for Unit Weight, Yield and Air Content

(Gravimetric) of Concrete C143 Standard Test Method for Slump of Hydraulic Cement Concrete C150 Standard Specification for Portland Cement C156 Standard Test Method for Water Retention by Concrete Curing

Materials C171 Standard Specification for Sheet Materials for Curing Concrete C191 Standard Test Method for Time of Setting of Hydraulic Cement by

Vicat Needle C531 Standard Test Method for Linear Shrinkage and Coefficient of

Thermal Expansion of Chemical Resistant Mortars, Grouts and Monolithic Surfacings

C579 Standard Test Methods for Compressive Strength of Chemical Resistant Mortars and Monolithic Surfacings and Polymer Concretes

C827 Standard Test Method for Changes in Height at Early Ages of Cylindrical Specimens from Cementitious Mixtures

C1107 Standard Specification for Packaged Dry, Hydraulic Cement Grout (Nonshrink)

C1181 Standard Test Methods for Compressive Creep of Chemical Resistant Polymer Machinery Grouts

E329 Standard Practice for Use in Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in Construction

C172 Standard Practice for Sampling Freshly Mixed Concrete C173 Standard Test Method for Air Content of Freshly Mixed Concrete by

the Volumetric Method



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C231 Standard Test Method for Air Content of Freshly Mixed Concrete by the Pressure Method

C260 Standard Specification for Air-Entraining Admixtures for Concrete C309 Standard Specification for Liquid Membrane – Forming Compounds

for Curing Concrete C494 Standard Specification for Chemical Admixtures for Concrete C618 Standard Specification for Fly Ash and Raw or Calcined Natural

Pozzolan for Use as a Mineral Admixture in Portland Cement Concrete

C685 Standard Specification for Concrete Made by Volumetric Batching and Continuous Mixing

D226 Standard Specification for Asphalt-Saturated Organic Felt Used in Roofing and Waterproofing

D422 Standard Test Method for Particle-Size Analysis of Soils D698 Test Method for Laboratory Compaction Characteristics of Soil Using

Standard Effort (12,400 ft-1bf/ft [600 kN-m/m]) D994 Standard Specification for Preformed Expansion Joint Filler for

Concrete (Bituminous Type) D1751 Standard Specification for Preformed Expansion Joint Filler for

Concrete Paving and Structural Construction (Nonextruding and Resilient Bituminous Types)

E96 Standard Test Methods for Water Vapor Transmission of Materials E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection

Agencies as Used in Construction F436 Standard Specification for Hardened Steel Washers

OSHA Occupational Safety and Health Administration

Part 1926 Safety and Health Regulations for Construction Subpart C General Safety and Health Provisions Subpart D Occupational Health and Environmental Controls Subpart E Personal Protective and Life Saving Equipment Subpart H Materials Handling, Storage, Use and Disposal Subpart I Tools - Hand and Power Subpart K Electrical Subpart L Scaffolds Subpart N Cranes, Derricks, Hoists, Elevators and Conveyors Subpart P Excavations Subpart Q Concrete and Masonry Construction

ACI American Concrete Institute

211.1 Standard Practice for Selecting Proportions for Normal, Heavyweight and Mass Concrete

301 Specifications for Structural Concrete 302.1R Guide for Concrete Floor and Slab Construction



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304R Guide for Measuring, Mixing, Transporting and Placing Concrete

305R Hot Weather Concreting 306R Cold Weather Concreting 307 Standard Practice for the Design and Construction of Cast-In-Place

Reinforced Concrete Chimneys 308 Standard Practice for Curing Concrete 313 Recommended Practice for Design and Construction of Concrete

Bins, Silos and Bunkers for Storing Granular Materials 315 Details and Detailing of Concrete Reinforcement 318/318R Building Code Requirements for Structural Concrete and

Commentary 347 Guide to Formwork for Concrete 350 / 350R Code Requirements for Environmental Engineering Concrete

Structures and Commentary Federal Specification

SS-S 200E Sealants, Joints, Two-Component, Jet-Blast-Resistant, Cold-Applied, for Portland for Portland Cement Concrete Pavement

CRD Corps of Engineers

C 621 Specification for Nonshrink Grout AISC

American Institute of Steel Construction 316 ASD Manual of Steel Construction-Allowable Stress Design, 9th Edition

NFPA National Fire Protection Association

30 Flammable and Combustible Liquids Code Handbook OSHA

Occupational Safety and Health Administration Part 1910 Occupational Safety and Health Standards Part 1926 Safety and Health Regulations for Construction

ASCE

American Society of Civil Engineers Minimum Design Loads for Buildings and Other Structures Guidelines for Wind Loads and Anchor Bolt Design for Petroleum

Facilities Manual of Civil Work Design of the Federal Commission of Electricity,

993 Edition (Sections C.1.3 and C.1.4) PCA

Portland Cement Association IS195.01D Slab Thickness Design for Industrial Concrete Floors on Grade

AASHTO American Association of State Highway and Transportation Officials

M145 Recommended Practice for the Classification of Soils and Soil



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Aggregate Mixtures for Highway Construction Purposes INGENIERÍA DE INSTRUMENTACIÓN

Código de Norma Nombre de la Norma o Estándar API

American Petroleum Institute API RP520 Sizing Selection Installation of Pressure Relieving Devices in

Refineries Part I, Sizing and Selection - Fifth edition API RP520 Sizing Selection and installation of Pressure Relieving Devices in

Refineries, Part II Installation Third Edition API RP521 Guides for Pressure Relief and Depressuring Systems – Third edition API MPMS 5.3 Manual of Petroleum Measurement Standard Chapter 5 - Liquid

Metering Section 3 – Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters

API MPMS 5.2 Manual of Petroleum Measurement Chapter 5 - Liquid Metering Section 2 – Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters

API MPMS 14.3 Manual of Petroleum Measurement standards Chapter 14 Natural Gas Fluid Measurements Section 3 - Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids

ASME American Society of Mechanical Engineers

ASME / ANSI B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose (Inch) ASME B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings ASME B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness, and Lay) ASME B16.47 Large Diameter Steel Flanges (Series B) ASME SEC VIII-DI Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII, Construction of

Pressure Vessels, Division I ASME PTC 19.3 Performance Test Code: Temperature Measurement, Instruments and

Apparatus ASME PTC 25.3 Performance Test Code: Terminology for Pressure Relief Devices

IEC International Electrotechnical Commission

IEC 60079 Electrical Apparatus for Explosive Gas Atmospheres IEC 60529 Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code)

ISA Instrumentation, Systems and Automation Society

ISA-5.1 Instrumentation Symbols and Identification ISA-5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations ISA-5.3 Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display

Instrumentation, Logic and Computer Systems ISA-5.4 Instrument Loop Diagra ISA-5.5 Graphic Symbols for Process Display ISA/ANSI-7.0.01 Quality Standard for Instrument Air ISA-12.01.01 Definitions and Information Pertaining to Electrical Apparatus

inHazardous (Classified) Locations



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ISA-RP12.2.02 Recommendations for the Preparation, Content and Organization of Intrinsic Safety Control Drawings

ISA-RP12.4 Pressurized Enclosures ISA-RP12.06.01 Recommended Practices for Wiring Methods for Hazardous

(Classified) Locations Instrumentation Part 1: Intrinsic Safety ISA-12.10 Area Classification in Hazardous (Classified) Dust Locations ISA-12.12.01 Nonincendive Electrical Equipment for Use in Class I & II, Division 2

and Class III, Divisions 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations ISA-S12.13.01 Performance Requirement for Combustible Gas Detectors ISA-RP16.1,2,3 Terminology, Dimensions and Safety Practices for Indicating

Variable Meters (Rotameters) RP16.1 Glass Tube, RP16.2 Metal Tube, RP16.3 Extension Type Glass Tube Recommended Practice

ISA-RP16.4 Recommended Practice Nomenclature and Terminology for Extension Type Variable Area (Rotameters)

ISA RP16.5 Recommended Practice Installation, Operation, Maintenance Instructions for Glass Tube Variable Area Meters (Rotameters)

ISA-RP16.6 Recommended Practice Methods and Equipment for Calibration of Variable Area Meter (Rotameters)

ISA-18.1 Annunciator Sequences and Specifications ISA-20 Specification Forms for Process Measurement and Control

Instruments, Primary Elements and Control Valves ISA-RP31.1 Specification, Installation and Calibration of Turbine Flowmeters ISA-RP42.00.01 Nomenclature for Instrument Tube Fittings ISA-51 Process Instrumentation Terminology ISA-RP60.1 Control Center Facilities ISA-RP60.2 Control Center Design Guide and Terminology ISA-RP60.3 Human Engineering for Control Centers ISA-RP60.6 Nameplates, Labels and Tags for Control Centers ISA-RP60.8 Electrical Guide for Control Centers ISA-RP60.9 Piping Guide for Control Centers ISA-71.01 Environmental Conditions for Process Measurement and Control

Systems: Temperature and Humidity ISA-71.02 Environmental Conditions for Process Measurement and Control

Systems: Power ISA-71.03 Environmental Conditions for Process Measurement and Control

Systems: Mechanical Influences ISA-71.04 Environmental Conditions for Process Measurement and Control

Systems: Airborne Contaminants ISA-RP74.01 Application and Installation of Continuous-Belt Weighbridge Scales ISA RP75.06 Recommended Practice Control Valve Manifold Designs

ISO International Organization for Standardization

ISO 5167-1 Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Part 1: Orifice Plates, Nozzles and Venturi Tubes inserted in circular cross-section conduits running full



Página 81

ISO15156 Parts 1, 2and 3 Petroleum and Natural Gas Industries Materials for use in H2S containing Environments in Oil and Gas Production, Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials, Part 2: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons, Part 3: Cracking-resistant CRA’s (corrosion-resistant alloys and other alloys)

NFPA National Fire Protection Agency

NFPA 70 National Electrical Code NFPA 85 Boiler and Combustion Systems Hazards Code

V.1.1 Proyecto civil

El Proyecto Civil incluye la ingeniería estructural, procura y construcción de

cimentaciones, fosas, estructuras de apoyo de equipos y de tuberías, edificaciones,

etc., de las diversas instalaciones que conforman las Plantas Desulfuradoras de

Gasolina Catalítica 1 y 2, y sus instalaciones complementarias, las obras de

acondicionamiento de carga a TAME y sus integraciones, que en términos generales

incluyen los siguientes trabajos:

A) Demoliciones, excavaciones, rellenos y retiro de materiales.

B) Cimentaciones para estructuras, equipos, torres, calentadores, tanques y

recipientes.

C) Estructuras para soporte de equipo.

D) Cobertizo para compresores de aire de instrumentos y de plantas.

E) Casas de compresores de proceso.

F) Cuartos de analizadores.

G) Soportes elevados y puentes para tubería.

H) Cimentación del tanque de almacenamiento para amina y su dique.

I) Cimentación y estructura para la ampliación en una celda de la Torre de

Enfriamiento CT-507 existente.

J) Cimentación y estructura del quemador elevado, y un cobertizo para el

encendido remoto.



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K) Ductos y registros eléctricos y de instrumentación.

L) Cimentaciones para postes de alumbrado

M) Registros para drenaje

N) Plataformas de operación y acceso.

O) Pasos inferiores y trincheras para tubería

P) Adecuación de carga a TAME en la Planta Catalítica FCC-2, existente.

Q) Separador API (fosa local dentro del predio de las plantas para recuperación

previa de hidrocarburos, antes de descargas el agua a los sistemas de

tratamiento existentes de aguas residuales .

R) Subestación eléctrica

S) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta del Tren de Hidros

1

T) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta del Tren de Hidros

2

U) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta Primaria 2

V) Adecuación por manejo de gasolinas parásitas en la Planta Combinada

El listado anterior es enunciativo no limitativo, por lo que se incluira como parte del

alcance, los levantamientos topográficos de las áreas que integran el proyecto, el

Estudio Geotécnico de las áreas que integran el proyecto, el Estudio de Resistividad

Eléctrica del Terreno, la localización de las diferentes áreas que componen el

proyecto con objeto de establecer los criterios de diseño para la cimentación de

equipos, soportes elevados, pasos inferiores y trincheras para tubería, que estén

localizadas fuera de las áreas consideradas en el Estudio Geotécnico, la elaboración

de la ingeniería de detalle, procura y construcción de todas las cimentaciones,

estructuras y edificaciones, necesarias.

Para mayor información, en el anexo No. 8 se incluyen las especificaciones técnicas

en materia del proyecto civil que fueron realizadas por el licenciador de la ingeniería.



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V.1.2 Proyecto mecánico

El alcance de la especialidad incluye el diseño, fabricación control de calidad,

suministro, transporte, instalación pruebas e inspecciones necesarias (hidrostáticas,

radiografiado, etc.), recubrimiento (pintura), aislamiento térmico, preparativos de

arranque, arranque y pruebas de comportamiento, puesta en operación y todos los

trabajos requeridos para los equipos dinámicos y estáticos, que operarán en la

planta.

El proyecto contempla las dos plantas desulfuradoras de gasolina catalítica 1 y 2,

UÑSG-1 y ULSG-2. Las Unidades regeneradoras de Amina y las instalaciones

complementarias, edificaciones y la integración de los sistemas.

Como parte del alcance, se consideraran las modificaciones e integraciones que se

requieran a los equipos e instalaciones de las plantas de proceso, servicios

principales, tanques de almacenamiento, edificios y casas de bombas aportadoras de

corriente y servicios a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, y instalaciones

complementarias requeridas por el proceso.

El equipo estático incluye: Torres de proceso, reactores, filtros, intercambiadores de

calor, tanques de almacenamiento, aeroenfriadores, calentadores a fuego directo, y

todos los recipientes a presión en general, requeridos para las plantas e

instalaciones.

Para los sistemas de enfriamiento, se dispondrá en forma limitada de agua, por lo

que deberá optimizarse este servicio utilizando aeroenfriadores.

El alcance para el equipo dinámico incluye: bombas, compresores de proceso,

compresores para aire, y turbinas par las plantas e instalaciones.



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Se contará también con in paquete de tres compresores para aire de instrumentos, y

aire de plantas para las plantas ULSG-1, USLG-2.

Los compresores deben ser preferentemente enfriados por aire, en caso de que sean

enfriados con agua, seran integrados al circuito cerrado de enfriamiento con

condensado.-

Se contará como parte del sistema con tres bombas para gasolina catalítica amarga,

para enviar carga a las plantas, estas bombas se ubicaran en la casa de bombas No.

2.

Se contará además con tres bombas para el manejo de gasolinas “parásitas”, para

enviarlas a las plantas HDS de destilados intermedios U-700-1 y U-700-2, dichas

bombas se ubicarán en la casa de bombas “TEP”.

En el anexo no. 9 se incluyen las especificaciones técnicas en materia del proyecto

mecánico que fueron realizadas por el licenciador de la ingeniería.

V.1.3 Proyecto eléctrico

Con el fin de alimentar todos los servicios de energía eléctrica que se requieren para

esta obra, se desarrollara la Ingeniería de Detalle Complementaria del sistema

eléctrico, suministrar los equipos, materiales y accesorios requeridos, construir,

instalar, realizar pruebas a todos los elementos del sistema eléctrico, proporcionar al

personal de PEMEX Refinación cursos de capacitación para la operación y

mantenimiento de equipos, arrancar equipos y poner en operación las instalaciones

eléctricas de fuerza, control, alumbrado normal, alumbrado de emergencia, luces de

obstrucción, contactos, red de puesta a tierra, y sistema de pararrayos de las plantas

desulfuradoras de gasolina ULSG-1 y ULSG-2, sus sistemas complementarios, la

subestación eléctrica nueva SE-22, cuarto de control satélite, casa de cambio,

casetas de operadores, quemador elevado, la ampliación e integración en

instalaciones existentes como casas de bombas, torre de enfriamiento, cuarto de



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control central (Bunker), tableros de distribución en planta termoeléctrica, planta

catalítica FCC2, plantas Hidros 1 y plantas Hidros 2.

El diseño del sistema eléctrico, la capacidad y características de los equipos,

accesorios y materiales, la construcción y pruebas de las instalaciones eléctricas

deben cumplir los requisitos establecidos en la norma NOM-001-SEDE-2005, la

norma NRF-048-PEMEX-2007, los lineamientos de ingeniería.

En el diseño de las instalaciones y equipos el contratista incluira todo lo necesarios

para que cada planta ULSG opere en forma independiente; en la subestación

eléctrica los equipos deben ser independientes para cada planta excepto los equipos

para aire acondicionado y presión positiva de la misma.

El proyecto incluirá los siguientes conceptos y documentos, los que se respaldan los

planos, memorias de calculó, documentos de compra y lista de materiales:

• Lista de motores.

• Lista de cargas eléctricas.

• Diagramas unifilares.

• Localización y arreglos de equipo eléctrico en subestación (plantas,

elevaciones, cortes transversales y longitudinales, y detalles).

• Distribución y arreglo de soporte tipo charola en cuarto de cables (plantas,

elevaciones, detalles y cortes).

• Distribución de fuerza en área de subestación.

• Distribución de fuerza, alumbrado y control en áreas de proceso.

• Cédula de conductores y tubos conduit.

• Cortes de ductos eléctricos.

• Receptáculos, alumbrado normal y de emergencia en edificios y cobertizos.

• Receptáculos en áreas de proceso, luces de obstrucción, alumbrado normal y



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de emergencia en áreas de proceso.

• Alumbrado exterior y de vialidades.

• Cuadros de cargas de tableros para alumbrado y contactos.

• Sistemas de puesta a tierra para subestación, plantas de proceso y sistemas

complementarios.

• Sistema de puesta a tierra para equipo electrónico.

• Sistema de pararrayos.

• Diagramas de control eléctrico para media y baja tensión.

• Clasificación de áreas peligrosas en plantas, elevaciones y cortes

longitudinales y transversales

• Detalles de instalación y montaje (alumbrado, fuerza, tierras, instrumentos,

etc.).

• Estudios de corto circuito, caídas de tensión, calidad de la energía,

coordinación y ajuste de protecciones.

• Corrección del factor de potencia y bancos automáticos de capacitores en

media tensión.

• Trazado eléctrico

• Protección catódica

La representación gráfica de la Ingeniería se elaborara por medio de paquetes de

diseño y dibujo asistido por computadora (CADD) generando archivos de extensión

DWG ó DGN.

La ingeniería estara soportada por memorias de cálculo para todos los elementos del

sistema eléctrico. Los cálculos técnicos seran hechos con software de cálculo de

reconocido uso y prestigio dentro del ámbito de la ingeniería. Dentro de la memoria

de cálculo se incluira la impresión de los datos de entrada y los reportes de salida del

software utilizado.



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Una vez concluida la obra, recibirá el libro de documentos finales que incluira los

manuales de instalación y mantenimiento de equipos del sistema eléctrico;

incluyendo además todas las licencias para el uso de los derechos de propiedad

industrial e intelectual, el uso de los derechos de patente y el uso de la información

técnica de software y de tecnología para equipos e instrumentos

El proyecto cumplira con la norma NOM-001-SEDE-2005, para verificar este requisito

se contratara los servicios de una Unidad Verificadora de Instalaciones Eléctricas

(UVIE) con acreditación vigente y obtener la certificación correspondiente;

Las secciones (calibre) de los conductores, diámetro de las tuberías conduit de los

circuitos en 13.8 kV, 4.16 kV, 480 V, 220/127 V, así como la capacidad de equipos

eléctricos y materiales para la subestación, las plantas de proceso y en general para

el sistema eléctrico, seran definidas tomando como base la ingeniería del licenciador

de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 y la ingeniería de detalle desarrollada por el propio

Licitante, cumpliendo los requisitos de las normas, especificaciones y lineamientos

referidos en este anexo.

Se realizara como parte del alcance de sus trabajos el desarrollo de los estudios de

corto circuito y coordinación de protecciones, de las Plantas ULSG’s desde los

puntos de integración en los tableros TDG-1 y TDG-3, así mismo realizar la

calibración de protecciones.

En los documentos técnicos del proyecto se utilizara el sistema de medidas estara de

acuerdo a la NOM-008-SCFI-2002. El diseño, la Ingeniería, los Manuales de

Operación y Mantenimiento y en general toda la documentación técnica desarrollada

sera en idioma Español, incluyendo todos los documentos de Ingeniería de Detalle

desarrollados, excepto el Material impreso de los fabricantes de Equipos y

Materiales, el cual podrá ser en idioma Inglés.

Como parte del proyecto se desarrollara la ingeniería de detalle, procura de equipos

y materiales, construcción, pruebas y puesta en operación de la subestación eléctrica



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SE-22 que dará servicio a las cargas de las plantas ULSG-1, ULSG-2, a las

Unidades de Regeneración de Amina, a los sistemas complementarios de las

plantas; el diseño de la subestación, sus dimensiones, la capacidad y características

de los equipos eléctricos que serán ubicados en las áreas de la misma, cumpliran los

requisitos establecidos en la norma NRF-048-PEMEX-2007, en el Anexo 3.6

”Lineamientos de ingeniería” y las demás normas y especificaciones técnicas

vigentes para PEMEX-REFINACIÖN.

Esta subestación tendra las dimensiones necesarias para alojar los equipos

eléctricos correspondientes para alimentación a las dos plantas y los sistemas

complementarios; partiendo de la ingeniería suministrada por el licenciador para cada

una de las plantas ULSG-1 y ULSG-2, también se determinara la capacidad y

dimensiones de los transformadores, centros de control de motores, tableros de

distribución, bancos de capacitores, bancos de baterías, sistemas de fuerza

ininterrumpible (UPS´s), tableros para alumbrado y contactos, gabinetes de interfase,

y en general los equipos que serán instalados en la subestación, además incluira

espacios para operación y mantenimiento alrededor de los equipos, de acuerdo a lo

establecido en el Anexo 3.6 “Lineamientos de ingeniería” y en la norma y NOM-001-

SEDE-2005.

El arreglo del sistema eléctrico, sera un sistema radial con doble alimentador en

arreglo de secundario selectivo en los niveles de tensión de 4,160/480/220-127 VCA.

La alimentación a la SE-22 será en 13,800 volts desde la casa de fuerza No. 1, los

tableros de distribución en 4,160 V, transformadores, centros de control de motores,

tableros de distribución de baja tensión, bancos de baterías, sistemas de fuerza

ininterrumpible, bancos de capacitores, independientes para cada Planta y sistemas

complementarios.

Como servicio común para ambas plantas se considerara: Un paquete de

compresión y filtrado para aire de instrumentos y de plantas, bombas del sistema

preseparador de aceite, bombas del sistema de recuperación de condensado,



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bombas del sistema de vaciado de equipos, sistema de nitrógeno equipo para aire

acondicionado de la subestación, equipo para aire acondicionado del cuarto de

control satélite, cuarto de cambió.

La nueva subestación eléctrica SE-22, estara ubicada fuera del Limite de Baterías

(LB) de las plantas, la localización y orientación, será de acuerdo a la Norma NRF-

048-PEMEX y la Norma de Referencia NRF-010-PEMEX.

Los equipos principales del sistema eléctrico en la subestación SE-22 en los niveles

de 13,800/4,160/480/220-127 VCA y 125 VCD, son los que se indican a

continuación:

• Interruptores de acometida en 13,800 V.

• Transformadores de potencia relación 13800/4160 V.

• Resistencias de puesta a tierra.

• Tableros de distribución/CCM en media tensión para cada planta.

• Transformadores de potencia relación 4160/480 V, para cada planta.

• Bancos automáticos de capacitores en media tensión para cada planta.

• Centros de Control de Motores en 480 V y 220 V para cada planta.

• Banco de baterías, cargador de baterías y tablero de corriente directa para

cada planta.

• Sistemas de fuerza ininterrumpible y tablero de distribución para cada planta.

• Tableros de distribución en baja tensión para cada planta.

• Tableros de transferencia para cada planta.

• Tableros de alumbrado y contactos para cada planta.

La subestación eléctrica estara constituida por las siguientes áreas:



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A) Cuarto de control eléctrico en dos niveles común para las dos plantas y

servicios complementarios: en planta alta el cuarto para tableros y en planta

baja cuarto para charolas y conductores.

B) Cuarto de baterías común para las dos plantas para alojar las baterías de los

sistemas de corriente directa para mando y control de interruptores de

potencia (independientes para cada planta), y para alojar las baterías de los

sistemas de fuerza ininterrumpible para alumbrado de emergencia

(independientes para cada planta).

C) Cuarto de máquinas para aire acondicionado y presurización del cuarto de

control eléctrico.

D) Cobertizo para transformadores, común para las dos plantas y servicios

complementarios.

Los tableros de distribución de media tensión y baja tensión, centro de control de

motores, cargador de baterías, gabinetes de UPS (sin baterías), bancos automáticos

de capacitores, gabinete de interfase al Sistema de Control Operacional Avanzado

(SCOA) también identificado como Sistema de administración y control de la energía

(SCAE), y gabinete de interfase con el SCD, estaran localizados en el cuarto de

tableros y contaran con envolventes en gabinete tipo interior.

Los tableros de distribución, centro de control de motores y tableros de control

tendran un bus mímico al frente de ellos, el ancho del dibujo de barras principales

seran de 19 mm, y las derivadas de 6 mm, rotulado a todo lo largo del tablero con

esmalte alquidálico, en color contrastante con el del tablero, indicando el servicio,

nombre del equipo y clave.

En un muro del cuarto de tableros, se colocara el diagrama unifilar simplificado,

visible, dibujado en un tablero acrílico o pintado, susceptible de modificaciones, con

identificaciones homologadas de tableros y motores.

Sobre el piso al frente de los tableros, se instalara un tapete aislante tipo

antiderrapante, con la finalidad de tener condiciones de operación seguras. El tapete



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tendra una resistencia dieléctrica de 25 KV como mínimo. El tapete sera de un metro

de ancho y extenderse 0.60 m adicional, en los extremos del tablero o CCM.

La alimentación eléctrica a la subestación “SE-22”, sera en 13.8 KV desde la casa

de fuerza No. 1, desde los tableros TDG-1 (marca Siemens con interruptores en

pequeño volumen de aceite) y TDG-3 (marca Elmex con interruptores en vacío).

Los sistemas complementarios comunes a las dos plantas desulfuradoras de

gasolina catalítica ULSG-1 y ULSG-2, son los siguientes:

A) Preseparador API.

B) Sistema de enfriamiento por condensado para equipos dinámicos.

C) Sistema de recuperación de condensado limpio.

D) Sistema de recuperación de condensado aceitoso.

E) Sistema de recuperación de purgas y vaciado de equipos.

F) Sistema de suministro de nitrógeno.

Incluye el desarrollo de la Ingeniería de detalle y complementaria, suministrar los

materiales y accesorios requeridos, instalar, probar, arrancar y poner en operación la

instalación eléctrica de una caseta de campo de operadores para cada planta ULSG,

incluyendo: alumbrado, contactos, aire acondicionado y puesta a tierra; la

alimentación eléctrica será desde la subestación SE-22 de las plantas, por ducto

eléctrico subterráneo.

También incluye la instalación eléctrica del cuarto de control satélite, incluyendo:

alumbrado normal, alumbrado de emergencia, sistema de puesta a tierra eléctrica,

sistema de puesta a tierra electrónica, clasificación de áreas, alimentadores a

tableros de alumbrado y contactos, alimentadores a equipo de aire acondicionado y

presión positiva, alimentador a cargador de baterías para el sistema telefónico,

alimentador de línea normal y alimentador de línea alternativa para cada una de las

UPS indicadas a continuación:



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A) UPS para Sistema de Control Distribuido (SCD) para la planta ULSG-1.

B) UPS para Sistema de Gas y Fuego (F&G) para la planta ULSG-1.

C) UPS para Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) para la planta ULSG-1.

D) UPS para Sistema de Control Distribuido (SCD) para la planta ULSG-2.

E) UPS para Sistema de Gas y Fuego (F&G) para la planta ULSG-2.

F) UPS para Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) para la planta ULSG-2.

G) UPS común para el Sistema de Intercomunicación y Voceo y el Circuito Cerrado de

Televisión.

H) UPS para el Sistema de Transmisión de Datos

I) UPS para instrumentación de equipos de la planta ULSG-1, la URA-1 y sistemas

complementarios.

J) UPS para instrumentación de equipos de la planta ULSG-2, la URA-2 y sistemas

complementarios.

La alimentación eléctrica a las cargas del cuarto de control satélite sera desde la

subestación SE-22 de las plantas ULSG, por ducto eléctrico subterráneo.

El diseño, instalación del sistema de tierras y la puesta a tierra de bombas,

ventiladores, gabinetes, etc., suministrando cable, conectores, electrodos y todo lo

necesario para la operación eficiente de la ampliación de la Torre de enfriamiento.

En el anexo No. 10 se incluyen las especificaciones técnicas en materia del proyecto

eléctrico de las plantas que fueron realizados por el licenciador de la ingeniería.

V.1.2 Proyecto sistema contra-incendio

Como parte del desarrollo del proyecto se incluira el desarrollo y aplicación del

Análisis hidráulico integral, mismo que debe presentar con los apoyos técnicos y

normativos para la revisión por personal técnico, especialista en protección contra

incendio, de PEMEX Refinación. El Análisis hidráulico integral se realizara a través

de un exhaustivo estudio de la Red Contra Incendio, de todas las áreas involucradas

en este proyecto de acuerdo a los requerimientos establecidos en los “Lineamientos

de Ingeniería y Estudios”.



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Se considerara la instalación y señalización de los dispositivos exteriores para

protección de todas las áreas involucradas en este proyecto, como: Sistemas de

Diluvio, hidrantes, monitores, extintores, válvulas de seccionamiento, estaciones

manuales de alarma y tapas de registros, e interiores, como: estaciones manuales de

alarma, extintores, rutas de evacuación, etc.; las características de estos Letreros de

Seguridad, cumpliran con lo establecido por la Norma Oficial Mexicana NOM-026-

STPS-1998, la norma No. 09.0.05 “Señalización de Seguridad” y la Norma de

Referencia: NRF-029-PEMEX-2005 “Señales de seguridad e higiene para los

Edificios Administrativos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”.

La red de contra incendio será a base de tubería enterrada, para suministrar los

equipos fijos y móviles con una presión minina de 7 Kg/cm2 al punto o equipo más

remoto de la planta, La velocidad del flujo en tuberías no será mayor a 5 m/seg. El

diseño estará de acuerdo al NFPA-24. Los monitores serán de 21/2” y la tubería de

alimentación será de 4”, estarán distribuidos a distancias no mayores de 38 metros.

La cobertura de los monitores será de 33 metros. La operación de los monitores

actuaran automáticamente cuando se detecte fuego en alguno de los equipos de

proceso. Los soportes y estructuras contaran con protección contra fuego a base de

material retardante. Los sistemas de protección contraincendio portátiles serán con

extinguidores de 20 lb y 150 lb, de bicarbonato de sodio, localizados a una distancia

máxima de 15 metros.

En el anexo No. 11 se incluyen las especificaciones técnicas en materia del proyecto

del sistema contraincendio que fueron realizados por el licenciador de la ingeniería

V.1.5 Proyecto instrumentación

Se considerara dentro del proyecto, los alcances mencionados a continuación:

Las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica ULSG-1 (U-7000) y ULSG-2 (U-

8000), y las instalaciones complementarias se deben monitorear y controlar a través



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de un sistema de control distribuido (SCD), un sistema de paro de emergencia (ESD)

y un sistema de extinción, fuego y gas (F&G).

Las señales de la instrumentación de campo deben ser cableadas hasta el cuarto de

control satélite común localizado dentro del límite de batería de las plantas, en el que

se deben instalar los gabinetes de los diferentes sistemas, excepto los sistemas de

control de equipos paquete que se localicen en campo (junto al propio equipo).

Las consolas de operación e ingeniería de estos sistemas estaran ubicadas dentro

del cuarto de control central norte (Bunker) existente y se enlazaran con el cuarto de

control satélite mediante fibra óptica físicamente redundante, tendidas por

trayectorias subterráneas geográficamente diferentes. Para lo anterior, se construiran

los registros y ductos subterráneos suficientes para conducir la fibra óptica y el

cableado de comunicación y demás señales entre el cuarto de control central norte y

el cuarto satelite, incluyendo el suministro de la fibra óptica, su instalación,

interconexión y pruebas. Se efectuaran todos los trabajos necesarios para lograr la

óptima interconectividad e interoperabilidad entre el cuarto de control central y el

cuarto de control satélite, así como la comunicación con los equipos paquete de las

instalaciones complementarias.

Se realizara, como parte del alcance de obra del proyecto, la ingeniería, la procura, el

suministro, instalación, calibración, configuración, pruebas, capacitación, puesta en

operación de los sistemas de control distribuido, paro de emergencia, extinción,

fuego y gas, contraincendio, así como los sistemas de monitoreo y control de equipos

paquete, correspondientes a las instalaciones complementarias incluyendo la

instrumentación de campo relacionada con cada uno de ellos, de tal manera de que

operen de manera conjunta para lograr una operación automatizada, segura y óptima

de las plantas ULSG-1, ULSG-2, y los equipo paquete de las instalaciones

complementarias, de acuerdo con las especificaciones técnicas establecidas.



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Para los sistemas de control de las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica 1 y

2, se desarrollara la ingeniería de detalle complementaria, que garantice el control

adecuado de la planta y la operación segura de los sistemas de protección.

La arquitectura del sistema de control distribuido, cumplira con los requerimientos,

características y filosofía indicada en la especificación ESP-P-6720.

Se desarrollara la ingeniería de detalle requerida para determinar la instrumentación

necesaria que garantice el monitoreo y control adecuado de la planta. incluyendo la

relación final de señales de entrada y salida para cada uno de los sistemas de control

distribuido, emergencia y fuego y gas.

El proyecto incluye elaborar las hojas de datos de toda la instrumentación de campo

para los Sistemas de Control Distribuido, Paro de Emergencia y Fuego y Gas

indicada en los DTI´s desarrollados por CDTECH, además de lo que resulte del

desarrollo de la ingeniería de detalle complementaria para las Plantas

Desulfuradoras de Gasolina Catalítica ULSG-1 (U-7000) y ULSG-2 (U-8000), y la

ingeniería básica y de detalle para las Instalaciones Complementarias.

En lo referente a los Sistema: SCD, ESD, F&G, se suministrara dentro del alcance, la

ingeniería, procura y suministro de materiales de instalación, como son tubo conduit,

condulets, fibra óptica, cable eléctrico, charolas, accesorios eléctricos en general,

soportes y herrajes necesarios, así como los trabajos de construcción para la

instalación y montaje del total de la Instrumentación de Campo, incluyendo los planos

de rutas y señales para la canalización, conducción y soportería requerida de

acuerdo al proyecto, para el cableado de la señalización y alimentación eléctrica

desde los instrumentos de campo hasta el cuarto de control satélite de las plantas

ULSG-1, ULSG-2, y de ahí hasta el cuarto de control central (Búnker). La

Instrumentación de campo debe ser especificada, suministrada e instalada de

acuerdo a normas, incluyendo su calibración, pruebas y puesta en operación.



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La instrumentación de campo, para el sistema instrumentado de seguridad (sistema

de paro de emergencia) sera totalmente independiente (incluyendo tomas

independientes al proceso) a la instrumentación utilizada para el control del proceso

de la planta.

La especificación, suministro, instalación, pruebas y la correcta operación del sistema

de paro de emergencia para la unidad, será de acuerdo a los requerimientos

indicados en este documento

La extructura del sistema de extinción, fuego y gas, debe ser de las mismas

características del sistema de paro de emergencia de la unidad y debe cumplir con

NRF-011-PEMEX-2002.

Se suministrara un sistema de supresión contra fuego, a base de detección

automática de humo e inundación total con agente limpio heptafluoropropano para el

cuarto satélite e IG-541 en la subestación eléctrica en el cuarto de charolas de

acuerdo con la NRF-019-PEMEX-2001, y la especificación del sistema de extinción

de fuego y gas (F&G)

Se incluye un Sistema Básico de Control de Proceso basado en un Sistema de

Control Distribuido (SCD) para el monitoreo y control de las Plantas Desulfuradoras

de Gasolina Catalítica ULSG-1 (U-7000) y ULSG-2 (U-8000), y las Instalaciones

Complementarias. Estos saran considerados como complemento a la especificación

del licenciador CDTECH para el Sistema de Control Distribuido de las plantas ULSG

1 y ULSG 2.

V.2 Descripción detallada del proceso



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A continuación se describe a detalle el proceso de las dos plantas desulfuradoras de

gasolina catalítica (para la planta USLG 1, el primer digito de la nomenclatura de

equipos y tuberías es 7, ejemplo DA-7101 y para la planta USLG 2 es 8, ejemplo

DA-8101)

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

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

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

en los diagramas de flujo de proceso (PDF), presentados en el anexo 15.

A) Columna CDHydro

La función de las columna CDHydro es extraer los mercaptanos livianos, isomerizar

las olefinas livianas a olefinas y maximizar la recuperación de olefinas en el

producto de destilado.

La columna CDHydro DA-7101/8101 consiste en 33 platos de válvulas, cuatro platos

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

dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH.

Estos sistemas facilitan la destilación y reacción simultáneas. El sistema CDModule

inferior realiza las reacciones de tioeterificación. El sistema CDModule superior

realiza las reacciones de hidroisomerización. La hidrogenación selectiva de diolefinas

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

líquido de alta eficiencia están situados sobre cada CDModule. Se coloca un plato de

recolección de líquido de chimenea debajo del sistema CDModule inferior para guiar

el flujo de líquido al plato.

La nafta de FCC 1 / 2 de gama completa que viene desde fuera de los límites de la

unidad (OSBL) se recibe a través de los filtros de alimentación de naftla (FD-7103/S

y FD-8103) y luego se envía como alimentación a la columna CDHydro (DA-7101/

DA-8101) desde el tanque de compensación de alimentación de CDHydro (FA-



Página 98

7101/FA-8101). La alimentación de nafta se calienta hasta el punto de burbujeo

contra el producto de fondo del estabilizador de nafta en los precalentadores de la

alimentación del CDHydro (EA-7101A/B y EA-8101 A/B). La nafta caliente se envía

como alimentación al plato 13 de la columna CDHydro. El hidrógeno nuevo y el de

reciclo se envían como alimentación por encima del plato 21.

Representación gráfica del equipo DA-7101/8101 columna de CDHydro

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

proporciona calor al rehervidor lateral de CDHydro (EA-7104/EA-8104). El producto

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

fondo de CDHydros (EA-7103/EA-7104). El flujo de producto de fondo de CDHDS a

EA-7103/8103 se reposiciona mediante un controlador de temperatura en el plato Nº

26 de la columna CDHydro. El producto de fondo de la columna CDHydro se bombea

a la columna CDHDS (DA-7201/DA-8201). El producto de fondo de la columna



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CDHydro está en control de flujo, reposicionado por el controlador de nivel en la fosa

de la columna CDHydro.

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

condensador de CDHydro (EC-7101/EC-8101). El líquido condensado es separado

del vapor en el tanque de reflujo de CDHydro (FA-7102/FA-8102). El vapor del

tanque de reflujo se somete a enfriamiento posterior contra agua de enfriamiento en

el enfriador de ajuste de vapor de CDHydro (EA-7102/EA-8102). El líquido

condensado regresa al tanque de reflujo, por gravedad, y el vapor restante es

enviado al tanque separador del compresor de gas de reciclo de CDHydro (FA-

7104/FA-8104). El tanque separador extrae el líquido atrapado antes de alimentar el

vapor al compresos de gas de reciclo de CDHydro (GB-7301/GB-8301) a través del

controlador de presión en el tanque separador del compresor de gas de reciclo de

CDHydro. La bomba de reflujo de CDHydro (GA-7102/S/GA-8102) bombea el reflujo

al tope de la columna CDHydro, a través de los filtros de reflujo de la columna

CDHydro (FD-7101/S/FD-8101/S). El reflujo está en control de flujo, reposicionado

por el controlador de nivel en el tanque de reflujo.

Cinco platos de válvulas sobre los sistemas CDModules proporcionan una sección de

pasteurización para extraer hidrógeno y otros componentes livianos del producto de

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

nafta catalítica liviana (LCN) del plato de chimenea situado sobre los sistemas

CDModules. El enfriador de aire de producto de LCN (EC-7102/EC-8102) y el

enfriador de ajuste de producto de LCN (EA-7105/8105) enfrían el destilado de

CDHydro hasta la temperatura de límite de la unidad. El producto de destilado está

en control de flujo reposicionado por el “controlador de reflujo interno” para asegurar

un flujo constante de líquido a los sistemas CDModules. El controlado de reflujo

interno calcula la tasa de extracción de producto, utilizando la tasa de flujo de reflujo



Página 100

externo, temperaturas y calor latente de evaporación. Se incluyen más detalles sobre

el controlador de reflujo interno en el Manual Supervisorio de Operaciones (SOM). El

producto de LCN es enviado fuera de los límites de la unidad (OSBL).

B) Sistema CDHDS

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

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

saturación de olefinas.

C) Columna CDHDS

La columna CDHDS (DA-7201/DA-8201) contiene hasta ocho sistemas CDModules

con apoyo individual. Cada CDModule contiene catalizador de hidrodesulfuración

dentro del empaque estructurado de propiedad exclusiva de CDTECH. Los sistemas

CDModules están diseñados para proporcionar destilación e hidrodesulfuración

simultáneas, al mismo tiempo que se reduce al mínimo la saturación de olefinas. La

sección superior de la columna tiene una temperatura de reacción más baja que

promueve la retención de olefinas. Sobre el CDModule superior, se proporciona una

sección de empaque estructurado de alto rendimiento a la transferencia de calor con

el fin de elevar la temperatura de líquido de reflujo, relativamente frío, a la

temperatura de reacción.

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

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

un distribuidor de líquido de alta eficiencia para recolectar y redistribuir el líquido del

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

chimenea debajo del CDModule inferior para guiar el flujo de líquido a la fosa de la

columna CDHDS.



Página 101

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

columna CDHDS (FD-7102/S/FD-8102) antes de combinarlos con hidrógeno nuevo

y/o de reciclo. La corriente combinada se precalienta en los intercambiadores de

alimentación de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-7201 A/B/C /EA-7201

A/B/C) antes de ser alimentada a la columna CDHDS (DA-7201/ DA-8201).

Columna de CDHDS DA-7201/ DA-8201

La alimentación parcialmente evaporada entra principalmente a la columna CDHDS

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

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

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

alimentación primaria para transferencia de calor a fin de evaporar los hidrocarburos

livianos de la alimentación.



Página 102

El horno rehervidor de CDHDS (BA-7201/ BA-8201) proporciona el calor requerido

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

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

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

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

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

columna controla la entrada de calor a la columna reposicionando el flujo de gas

combustible al horno.

D) Circuito del rehervidor de CDHDS

La bomba de circulación del rehervidor de CDHDS (GA-7202/S / GA-8202/S)

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

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

fondo de CDHydro (EA-7103/ EA-8103), al rehervidor del agotador de H2S (EA-7205 /

EA-8205), al rehervidor del estabilizador de nafta (EA-7304 / EA-8304) y al

calentador de la alimentación del reactor depurador (EA-7302 / EA-8302). Se utiliza

una corriente de desvío para ayudar a equilibrar los circuitos de integración térmica y

permitir fluctuaciones de proceso. Las corrientes que regresen desde los

rehervidores y el calentador de alimentación se combinan con la corriente de desvío

antes de ser distribuidas de manera uniforme a través de los controladores de flujo

entre los pasos de tubos individuales del horno rehervidor (BA-7201 / BA-8201).

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

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

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

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

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

de ensuciamiento.



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

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

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


agotador de H2S (DA-7203 / DA-8203).

E) Sistema superior de la columna CDHDS


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

parcialmente y enfriado mediante intercambio de calor de procesos, generación de

vapor y finalmente mediante enfriamiento con aire. Parte de este vapor de tope, en

control de flujo, se utiliza para calentar la corriente de alimentación de CDHDS en los

intercambiadores de alimentación de CDHDS/producto de tope de CDHDS (EA-7201

A/B/C / EA-8201 A/B/C). Otra parte del valor de tope, también en control de flujo,

proporciona calor para la columna CDHDS en el rehervidor lateral de CDHydro (EA-

7104 / EA-8104). La parte restante del vapor de tope, mediante un controlador de

presión diferencial, proporciona calor para generar vapor de media presión en el

generador de vapor de media presión (EA-7202 / EA-8202). El vapor generado es

sobrecalentado a través de la sección de convección del horno (BA-7201 / BA-8201)

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

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

condensación adicional en el enfriador de producto superior de CDHDS (EC-7203 /

EC-7203). Luego, el vapor de tope parcialmente condensado es enviado al tanque de

reflujo de CDHDS (FA-7201 / FA-8201).




Página 104

La bomba de reflujo de CDHDS (GA-7201/S / GA-8201/S ) bombea el reflujo a la

columna CDHDS a través del filtro de reflujo de CDHDS (FD-7201/S / FD-8201/S).

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

de nivel (FA-7201 / FA-8201, desde la línea de succión de la bomba de reflujo y

alimentada al agotador de H2S (DA-7203 /DA-8203) como alimentación “caliente” en

el plato 12. El agua sulfurosa de (FA-7201 / FA-8201)se recolecta y enfría en el

condensador del agotador de H2S (EC-7202 / EC-8202) antes de enviarse al

acumulador de agua sulfurosa (FA-7305 / FA-8305).

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

CDHDS (EC-7201 / EC-8201) y es enviado al tanque frío de CDHDS (FA-7202 / FA-

8202). En los enfriadores existe un mecanismo para inyectar agua en las distintas

secciones/compartimientos de (EC-7201 / EC-8201) según sea necesario para evitar

la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada en (FA-7202 /FA-

8202) y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El efluente líquido de (FA-7202

/FA8202) es enviado al agotador de H2S (DA-7203 /DA-8203)) como alimentación fría

en el plato 1. El vapor del tanque frío de CDHDS se somete a enfriamiento adicional

en el enfriador adicional en el venteo del separador frío de CDHDS (EA-7203 / EA-

8203). El efluente de (EA-7203 / EA-8203) se mezcla con el hidrógeno de reciclo

desde la sección del reactor depurador y se envía al tanque separador frío de

CDHDS (FA-7203 / FA-8203). El líquido separador de (FA-7203 / FA-8203)se

combina con el líquido del tanque de reflujo de CDHDS antes de servir de

alimentación para el agotador de H2S. El vapor del tanque separador es enviado al

absorbedor de aminas de gas de reciclo de CDHDS (DA-7202 / DA-8202).



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



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

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

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

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

amina rica del fondo del absorbedor es enviada fuera de los límites de batería de la

unidad para regeneración.


absorbedor de mina del gas de reciclo de CDHDS (FA-7204 / FA-8204). Cualquier

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

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

de amina. La parte del gas lavado de (FA-7204 / FA-8204) se purga fuera de los

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

7303 / 8303). El resto es enviado al tanque separador del compresor de gas de

reciclo de CDHDS (FA-7206 / FA-8206). Al flujo de gas de purga lo fija un controlador

de presión aguas debajo de (FA-7204 / FA-8204). Un controlador de presión en el

tanque frío de CDHDS (FA-7202 / FA-8202) regula la presión del sistema de la

columna CDHDS.

Una pequeña corriente de vapor del tanque separador frío de CDHDS (FA-7203 / FA-

8203)) pasa por alto al absorbedor de amina para mezclarse con el gas de reciclo en

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

desvío se proporciona para mantener aproximadamente 300 ppm por volumen de

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

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

del catalizador de CDHDS. Se proporciona un analizador en línea en el flujo

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

F) Hidrógeno de reposición y de reciclo



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

pasa a través del tanque separador del compresor elevador de presión de hidrógeno

nuevo (FA-7105 / FA-8105) y es comprimido en los compresores de elevación de

presión de hidrógeno nuevo (GA-7102/S / GA-8102/S) para satisfacer los

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

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

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

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

reposición sin comprimir de (FA-7105 / FA-8105) también es enviado a la columna

CDHydro.

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

7206 / FA-8206) se recicla de vuelta a la columna CDHDS mediante el compresor de

gas de reciclo de CDHDS (GB-7201 / GB- 8201). El flujo de gas de reciclo se

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

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

repentinas para mantener el funcionamiento correcto.

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

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

la columna CDHDS para distribuir el hidrógeno entre las secciones superior e inferior

de la columna.

G) Agotador de H2S

La función del agotador de H2S (DA-7203) es extraer el hidrógeno disuelto,

hidrocarburos livianos y sulfuro de hidrógeno del producto superior de la columna

CDHDS desulfurada. El agotador contiene 34 platos de válvulas. Los líquidos del

tanque de reflujo de CDHDS y del tanque frío CDHDS son alimentados al agotador

de H2S en los platos Nº 12 y Nº 1, respectivamente. El producto neto de fondo de

CDHDS es alimentado a la fosa del agotador de H2S para la recuperación de calor.



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

de fondo de CDHDS a través del rehervidor del agotador de H2S (EA-7205 / EA-

8205). El vapor del agotador de H2S se condensa parcialmente y se enfría en el

condensador del agotador de H2S (EC-7202 / EC-8202) y se envía al tanque de

reflujo del agotador de H2S (GA-7203/S / GA-8203/S) retorna líquido desde el tanque

de reflujo al agotador de H2S como reflujo. El reflujo está en control de flujo, que se

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

cascada el controlador de flujo que regula la tasa de circulación de productos de

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

El gas de venteo sulfuro del tranque de reflujo del agotador de H2S se combina con el

gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo del estabilizados de nafta. La corriente

combinada de gas se enfría a través del condensador de ajuste de gas sulfuro (EA-

7204 / EA- 8204). El líquido condensado regresa al tanque de reflujo, por gravedad, y

el vapor restante se envía al absorbedor de amina de gas de venteo (DA-7302 / DA-

8302). El sulfuro de hidrógeno en el vapor se reduce a 20ppm por volumen o menos,

lavando el gas contra la corriente con una solución de mina pobre. El absorbedor

tiene dos lechos de empaque al azar para promover el contacto gas-líquido y un

distribuidor de líquido en el tope de cada lecho para distribuir de manera uniforme la

solución de amina pobre sobre el empaque. La amina rica del fondo del absorbedor

es enviada fuera de los límites de batería de la unidad para su regeneración. El gas

lavado del absorbedor de amina del gas de venteo (FA-7304 / FA-8304). Desde el

tanque separador, el gas lavado se mezcla con el gas purgado de (FA-7204 / FA-

8204). La corriente de purga combinada se enfría en el enfriador de gas de purga

(EA-7303 / EA-8304) antes de ser enviada al sistema de gas combustible fuera de

los límites de batería de la unidad (OSBL).

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

sulfuroso desde el absorbedor de amina del gas de venteo (DA-7302 / 8302). El



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

la bomba de alimentación del reactor depurador (GA-7204/S / GA-8204/S).

H) Sección del reactor depurador

La función del reactor depurador (DC-7301 / DC-8301) es reducir el azufre en la

gasolina hasta el nivel exigido para el producto.

I) Reactor depurador

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

hidrógeno nuevo comprimido y se calienta en los intercambiadores de alimentación

/efluente del reactor depurador (EA-7301 A/B, / EA-8301 A/B) y en el calentador de

alimentación del reactor depurador (EA-7302 / EA-8302). Se proporciona reciclo de

los productos de fondo del estabilizador para diluir la alimentación del reactor

depurador cuando la concentración de azufre en los producto de fondo del agotador

de H2S sea alta. El controlador de temperatura de alimentación del reactor depurador

reposiciona el flujo de circulación de los productos de fondo de CDHDS a (EA-7302 /

EA-8302).

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


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

(FA-7301 / FA-8301). El líquido del tanque se alimenta a la columna estabilizadora de

nafta (DA-7301 / DA-8301) en el plato 12. El vapor del tanque caliente se condensa

parcialmente en el condensador de vapor caliente del reactor depurador (EC-7301 /

EC-8301) y se envía al tanque frío de efluente del reactor depurador (FA-7302 / FA-

8302). Se proporciona un mecanismo para inyectar agua en las distintas

secciones/compartimientos de (EC-7301 / EC-8301) según sea necesario para evitar

la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada en (FA-7302 /

FA-8302) y enviada al acumulador de agua sulfurosa. El efluente líquido de (FA-7302



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/ FA-8302) se envía como alimentación al plato superior de la columna estabilizadora

de nafta y el efluente de vapor de (FA-7302 / FA-8302), se enfría adicionalmente en

el enfriador de ajuste de vapor del reactor depurador (EA-7306 / EA-8306). El líquido

condensado de (EA-7306 / EA-8306) regresa al tanque frío, por gravedad, y el vapor

restante que contiene mayormente hidrógeno es enviado al tanque separador frío de

CDHDS en control de presión.

J) Estabilizador de nafta

La columna estabilizadora de nafta (DA-7301 / DA-8301) consiste en 34 platos de

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

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

hidrocarburos livianos, hidrógeno y sulfuro de hidrógeno extraídos en el estabilizador.

El gas de venteo de este se envía al compreso de gas de reciclo de CDHydro el cual

lo envía como alimentación al plato Nº 30 a fin de recuperar el hidrocarburo antes de

ser purgado junto con el gas sulfuroso desde la parte superior del estabilizador. Los

productos de fondo de CDHDS proporcionan calor al circular en el rehervidor del

estabilizador de nafta (EA-7304 / EA-8304). El vapor de tope del estabilizador de

nafta se condensa parcialmente en el condensador de estabilizador de nafta (EC-

7302 / EC-8302) y se envía al tanque de reflujo del estabilizador de nafta (FA-7303 /

8303). El gas de venteo sulfuroso del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al

condensador de ajuste de gas sulfuroso (EA-7204 / EA-8204). El líquido del tanque

de reflujo del estabilizador es enviado al condensador de ajuste de gas sulfuroso

(EA-7204 / EA-8204). El líquido del tanque de reflujo se envía de regreso al

estabilizador como reflujo mediante la bomba de reflujo del estabilizador (GA-7301/S

/ GA-8301/S). El reflujo está en control de flujo y se reposiciona mediante el nivel en

el tanque de reflujo y la señal se transmite en cascada al controlador de flujo que

regula la tasa de circulación de productos de fondo de CDHDS a través del

rehervidos del estabilizador de nafta.



Página 110

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

fondo del estabilizador (GA-7302/S / GA-8302/S) y enfriado mediante los

precalentadores de alimentación de CDHydro (EA-7101 A/B/C, / EA-8101 A/B/C ) el

enfriador de producto estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) (EC-7303 /EC-

8303) y el enfriador de ajuste de productos estabilizado de nafta catalítica pesada

(EA-7305 / EA-8305). El producto estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) se

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

productos de fondo del estabilizador (GA-7303/S / GA-8303) bombea los productos

de fondo del estabilizador reciclados a la alimentación del reactor depurador. La

columna des estabilizador de nafta comparte el mismo control de presión con la

columna del agotador de H2S.

K) Acumulador de agua sulfurosa

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

(FA-7201 / FA-8201), se recolecta en el acumulador de agua sulfurosa (FA-7305 /

FA-8305). El acumulador se vacía en forma intermitente fuera de los límites de

batería de la unidad (OSBL) mediante la bomba de agua sulfurosa (GA-7304/S / GA-

8304/S).

V.2.1 Descripción de flujo de proceso de Tula 1

La nafta de alimentación se recibe de la planta catalítica FCC-1, por tubería de 8” de

diámetro P-77001 de acero al carbón, a esta tubería se une la tubería P-71009 de

acero al carbón relevado de esfuerzo, del mismo diámetro y especificación, que

proviene de tanques de almacenamiento de naftas, el flujo de esta alimentación

cuenta con una válvula de corte rápido de flujo, para posteriormente llegar a los filtros

de naftas FD-7103/S con una presión de 3.0 Kg/cm2 man., y 32ºC de temperatura. Características del fluido de entrada a los filtros

Flujo másico kg/hr. 157,457



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Peso Molecular 106.54 Temperatura °C 32 Presión Kg/cm2 man. 3.0 Densidad Kg/m3 779 Viscosidad cp 0.45 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.49 Azufre ppm (peso) 2.649

Corriente 1100 fase----liquido

Los filtros son recipientes que tienen una capacidad volumétrica de 202 metros

cúbicos por hora, están diseñados 6.0 Kg/cm2 man.de presión, y temperatura de

210 ºC y el material es de acero al carbón.

De estos filtros la nafta se envía por tubería de 8” de diámetro P-71065 de acero al

carbón relevado de esfuerzo, al tanque acumulador de carga FA-7101 (recipiente de

acero al carbón, diseñado a las mismas condiciones de presión y temperatura de los

filtros) donde también se puede recibir la corriente del fondo del tanque acumulador

de gas de recirculación FA-7104 por tubería de 2” diámetro P-71055 y por tubería de

2” de diámetro P-71066 de acero al carbón, del tambor de alimentación al compresor

de hidrogeno FA-7105.

El tanque FA-7101 opera a 2.0 Kg/cm2 man de presión. y 32 ºC de temperatura, este

tanque tiene instalada la PSV-71133 de 3” calibrada a 6.0 Kg/cm2 man. de presión,

que descarga al quemador. En el tanque se separan los gases que se envían a

quemador de campo a través de tubería de 3” de diámetro P-71031, controlándose el

flujo con la válvula de 2” de diámetro PV-71001A , el agua se descarga por la parte

más baja del recipiente y se envía al acumulador de agua amarga FA-7305, esta

descarga se hace a través de la válvula controladora de nivel de 11/2” de diámetro

LV-71002, adicionalmente el tanque cuenta con instrumentos de control como, el

nivel óptico LG- 71102. La nafta se envía por tubería de 10” de diámetro P-71003 de

acero al carbón relevado de esfuerzo, donde está instalada una válvula de corte que



Página 112

puede ser operada desde el cuarto de control de bombas, para posteriormente

enviarse a la succión de la bombas GA-7101/S, que descargan a que por tubería de

acero al carbón, 8”de diámetro P-71005. Estas bombas tienen una capacidad de 202

m3/hr, diferencial de 129 m. y potencia al freno de 102 kw y están construidas de

acero. Las bombas están provistas de alarmas por bajo flujo.

En la descarga de estas bombas se tiene instalado un reflujo por tubería de 4” de

diámetro al tanque FA- 7101, que es controlado por la válvula de flujo FV-71001.

La descarga tiene instalado un control indicador de flujo FIC-71002, cuya operación

esta en función del nivel del tanque.

La nafta entra a los precalentadores de carga EA- 7101 A/B/C, para intercambiar

calor con la corriente de fondos de la torre estabilizadora DA-7301, el cuerpo de los

precalentadores es de acero al carbón y están diseñados a 25.4 Kg/cm2 man. de

presión, y temperatura de 210ºC,. Los tubos son de acero al carbón, diseñados a

33Kg/cm2 de presión y temperatura de 330ºC., donde la carga incrementa la

temperatura de 32° a 162 ºC,. en la salida del lado tubos se encuentra instalada la

válvula de seguridad PSV-71176, calibrada a 33.0 Kg/cm2 man de presión.

Este banco de precalentadores se puede by-pasear en caso necesario.

Características del fluido de entrada a los filtros

Flujo másico kg/hr. 157,457 Peso Molecular 106.54 Temperatura °C 162 Presión Kg/cm2 man. 5.7 Densidad Kg/m3 652 Viscosidad cp 0.17 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.60 Azufre ppm (peso) 2.649

Corriente 1121 fase---liquido



Página 113

De los precalentadores la carga se envía a la columna hidrodesulfuradora DA-7101,

que es un recipiente que tiene 41,610 m.de altura y un diámetro de 4.1m., el material

del cuerpo es de acero al carbón y los internos de acero inoxidable, esta recubierta

con aislamiento, cuenta con 37 platos y 10 boquillas de 24” de diámetro para entrada

hombre, cuenta con indicadores transmisores de temperatura y presión, así

indicadores de presión diferencial, cuyas tomas están localizados directamente en el

domo, cuerpo y fondo de la DA-7101.

El domo de la torre opera a 83ºC y 5.6 de temperatura y Kg/cm2 man de presión, el

fondo a 210ºC y 5.8 de temperatura y Kg/cm2 man de presión. La cubeta de salida

de nafta se encuentra en el plato 6.

V.2.1.1 REFLUJO DEL DOMO

Por el domo de la torre salen los vapores por tubería de 20” de diámetro P-71020,

donde tiene instalada la válvula de seguridad de 8” PSV-71134, calibrada a 10.5

Kg/cm2 man de presión, que descarga al quemador, adicionalmente estos gases

pueden enviarse al quemador a través de una tubería de 6” de diámetro P-71030,

controlándose esta corriente con la válvula automática HIC-71001.

Características de la corriente

Flujo másico kg/hr. 119,256 Peso Molecular 56.56 Temperatura °C 83 Presión Kg/cm2 man. 5.6 Densidad Kg/m3 13.44 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.42 Azufre ppm (peso) ------

Corriente 1125 fase-----vapor

El flujo normal de vapores son enviados al condensador EC-7101 que tiene una

capacidad calorífica de 9.74 x 106) Kcal/hr, los tubos esta diseñados a 10.5 Kg/cm2



Página 114

man de presión y temperatura de 245ºC , están construidos de acero carbón. El by-

pass de este condensador se efectúa a través de la válvula controladora HV-71002.

Del condensador ser envía el fluido por tubería de 14” de diámetro P-71043, hacia el

tanque acumulador de reflujo FA-7102, que es un recipiente horizontal de acero al

carbón, que opera a 5.2 Kg/cm2 de presión y temperatura de 66ºC, con diámetro

interno de 2.2 m. y 7.0 m. de longitud., tiene un bote de extracción en el fondo de 0.6

m. de diámetro interno y altura de 0.9 m., esta diseñado a 10.5 Kg/cm2 man de

presión y temperatura de 210ºC, . el tanque tiene instalada la PSV-71113 que

descarga al sistema de desfogues a quemador.

El fluido entra por la parte superior del recipiente, donde se localiza también la salida

de gases que no fueron condensados que se envían por tubería de 8” de diámetro P-

71040 hacia el enfriador de gases EA-7102. Características del fluido de entrada al enfriador EA-7102


Corriente 1116 fase--------vapor

En el condensador parte de los vapores se condensan retornando al tanque

condensados por tubería de de 3” de diámetro P-77101. Características del fluido condensado al FA-7102

Flujo másico kg/hr. 10,506 Peso Molecular 55.03 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.2 Densidad Kg/m3 668 Viscosidad cp 0.16 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ------



Página 115

Corriente 1117 fase--------liquido

La corriente de gases no condensados se envían por tubería de 6” de diámetro P-

71051 al tanque acumulador de gas de recirculación FA-7104. El tanque opera a 4.7

Kg/cm2 man de presión y temperatura de 38 ºC , es un recipiente cilíndrico vertical

de 0.6 m. de diámetro interno y altura de 2.75m. esta diseñado a presión man. de

10.5 Kg/cm2 y 210 ºC de temperatura, esta construido de acero al carbón.

Del fondo del tanque acumulador FA-7104., se envían los líquidos por tubería de 2”

de diámetro P71055, hacia el tanque acumulador de carga FA-7101.

Por el domo de este tanque los gases se envían por tubería de 6” de diámetro P-

71053 al compresor GB- 7101, que tiene instalados en la llegada sensores de flujo y

la válvula de retención check SP-7101. Características del fluido al GB-7101



El compresor esta diseñado para operar con un gasto volumétrico de 371 m3/hr y

una diferencial de presión de 3.7. , la descarga del compresor se retorna como

vapores a la torre DA-7101 a través de una válvula de control de flujo FV-71017 por

tubería de 4” de diámetro P-71054. Características del fluido a la torre DA-7101

Flujo másico kg/hr. 10,506 Peso Molecular 55.03 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.2 Densidad Kg/m3 668 Viscosidad cp 0.16



Página 116

Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ------


Previo a la entrada a la torre, la tubería se une a una línea de 3” diámetro P-71001,

para suministro de hidrogeno fresco. La mezcla de gases se alimenta en el plato 21.

Características del hidrogeno a la DA-7101

Flujo másico kg/hr. 52 Peso Molecular 7.14 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 8.0 Densidad Kg/m3 2.37 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.15 Azufre ppm (peso) ------


En la descarga el compresor tiene instalada la PSV-71136, que descarga al sistema

de gases al quemador.

Opcionalmente el flujo de descarga del compresor se puede enviar al quemador la

corriente de vapores por medio de la tubería de 8” de diámetro P-77121 controlando

salida la válvula de presión PV-71025 A.

El envió al sistema de venteo es por la tubería de 11/2” de diámetro P-71056 con la

válvula de control de presión PV-71025B. Características del venteo de gases a DA-7301

Flujo másico kg/hr. 240 Peso Molecular 29.28 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.0 Densidad Kg/m3 8.68 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51



Página 117

Azufre ppm (peso) ------


Los líquidos del compresor se envían al drenaje o al quemador por tubería de 1” de

diámetro P-77130.

Los fondos del FA-7102, se envían por tubería de 10” de diámetro P-71044 a la

succión de las bombas GA-7102/S, que tienen una capacidad volumétrica de 182

m3/hr, de donde el fluido es bombeado hacia los filtros FD-7101/S.

Características del fluido a las bombas GA-7102

Flujo másico kg/hr. 116.860 Peso Molecular 57.02 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 5.6 Densidad Kg/m3 641 Viscosidad cp 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.55 Azufre ppm (peso) ------


Los filtros tienen una capacidad igual a la de las bombas; están diseñados a una

presión de 19 Kg/cm2 man. y temperatura de 210 ºC,. el flujo hacia los filtros es

controlado por la válvula FV-71004, misma que puede enviar la corriente como

retorno al tanque acumulador de reflujo FA-7102.

De los filtros por tubería de 8” de diámetro P-71050, el fluido se retorna al domo de la

torre hidrodesulfuradora DA-7101.

V.2.1.2 PRODUCTO LCN

Este fluido sale de la torre a la altura del plato 6 por tubería de 10” de diámetro P-

71022, que reduce el diámetro a 4” antes de la entrada al enfriador de aire EC-7102.



Página 118

Que esta diseñado para una capacidad de enfriamiento de 0.53 millones de

Kcal/hr.,con una presión de 12.5 Kg/cm2 man.,y 150 °C de temperatura

Características del fluido al EC-7102


Corriente 1127 fase------ liquido

Posteriormente el fluido entra al enfriador EA-7105. El cuerpo de este enfriador está

construido de acero al carbón y diseñado a una presión de 12.5 Kg/cm2 man., y 150

ºC de temperatura. Los tubos, son de acero a carbón diseñados a 10 Kg/cm2 man de

presión y 55 ºC de temperatura. La corriente de salida se envía por tubería de 4” de

diámetro P-71059, al límite de batería.

También existe la opción de enviar el producto al límite de batería cuando esta fuera

de especificación.

V.2.1.3 REBOILERS DEL FONDO DE LA DA-7101.

Esta corriente sale de la torre por tubería de 20” de diámetro P-71025, con una

temperatura de 197 ºC, entrando al EA-7103, por lado del cuerpo para incrementar

su calor, regresando a la torre a una temperatura de 210 ºC. el reboiler es un

recipiente cilíndrico horizontal diseñado el lado cuerpo a una presión de 28.5 Kg/cm

man de presión., y temperatura de 245ºC., y material de acero al carbón. Los tubos

son de acero al carbón , con presión de diseño de 37 Kg/cm2 man. de presión , y

temperatura de 400 ºC, tiene una capacidad de intercambio de calor de 7.57 millones

de Kcal/hr.



Página 119

Existe otra corriente de fondos que también incrementa la temperatura a 182 ºC, al

pasar por el lado del cuerpo del reboiler EA-7104, esta corriente sale en plato 29, y

regresa al plato 30. El reboiler es un recipiente cilíndrico horizontal diseñado el lado

cuerpo a una presión de 19.0 Kg/cm man. de presión y temperatura de 245ºC., y

material de acero al carbón. Los tubos son de acero inoxidable tipo 304L con presión

de diseño de 24.6 Kg/cm2 man. de presión , y temperatura de 343 ºC, tiene una

capacidad de intercambio de calor de 6.20 millones de Kcal/hr.

V.2.1.4 FONDO DE LA DA-7101.

Del fondo de la torre el producto pesados sale por tubería de 10” de diámetro P-

71023, hacia las bombas GA-7103/S, que tienen una capacidad volumétrica de 210

m3/hr.

Características del fluido de salida de fondos de la DA-7101



De las GA-7103/S el fluido es bombeado por tubería de 6” de diámetro P-71034 a

los filtros FD-7102/S, estos filtros tienen una capacidad volumétrica de 210 m3/hr.,

diseñados con una presión 39 Kg/cm2 man. y temperatura de 245ºC, el material de

construcción es de acero al carbón.



Página 120

Antes de entrar a los filtros el producto existe la posibilidad de retornar a la torre por

una tubería de 4” de diámetro P-71012, controlándose el flujo de esta corriente a

través de la válvula de control FV-71003.

Posteriormente para evitar posibles inversión de flujo se encuentra instalada una

válvula de retención check y la válvula de control automático de flujo FV-71013.

Antes de la entrada a los filtros también se encuentran colocadas las válvulas de

seguridad, PSV-71116 y PSV-71117, calibradas a 39 Kg/cm2 man de presión. cuya

descarga es enviada al quemador.

La salida de los filtros cuenta con varias opciones de descarga, que normalmente

están fuera de operación, una de ellas puede enviarse a la torre como reflujo del

domo por tubería de 6” de diámetro P-71061, o bien enviar a la entrada del reboiler

EA-7103, y de este regresar a la torre DA-7101.

Existe la opción de enviar esta corriente a la entrada al condensador EC-7101, como

carga al FA-7102.

El flujo normal de fondos después de los filtros se envía por tubería de 6” de diámetro

P-71038, a los cambiadores de calor EA-7201 A/B/C, que son recipientes cilíndricos

horizontales, el cuerpo es de acero al carbón con cubierta interna de acero inoxidable

tipo 304L, para una presión de diseño de 39 Kg/cm2 y temperatura de 280 ºC, los

tubos son de acero inoxidable tipo 304L diseñados a una presión de 30 Kg/cm2 man.

y temperatura de 343 ºC. Características del fluido de salida de los cambiadores EA-7201 A/B/C

Flujo másico kg/hr. 130,882 Peso Molecular 120.75 Temperatura °C 211 Presión Kg/cm2 man. 14.7 Densidad Kg/m3 629 Viscosidad cp 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.65 Azufre ppm (peso) 3,166




Página 121

De estos cambiadores el fluido se envía a la columna DA-7201.

V.2.1.5 COLUMNA DA-7201.

Las corrientes de hidrogeno que se unen antes de los cambiadores EA-7201 A/B/C,

se recibe de las reformadoras y de tanques de almacenamiento de hidrogeno fresco,

entrando al límite de batería por la tubería de 8” de diámetro P-77001 y 4” de

diámetro P-77002, también se recibe el hidrogeno proveniente del enfriador EA-7108,

para entrar por una sola línea en el tanque acumulador de hidrogeno para

compresión FA-7105.

Este es un recipiente cilíndrico vertical construido de acero al carbón, tiene una altura

entre tangentes de 2.8 m. y diámetro interno de 0.8 m., esta diseñado a 10.0 Kg/cm2

man de presión y de temperatura 150 ºC., cuenta con nivel óptico e indicador

transmisor de nivel a tablero, alarmas de alto y bajo nivel, así como la válvula de

seguridad PSV-71138 calibrada a 10.0 Kg/cm2 man de presión que descarga al

quemador.

Este recipiente en caso de problemas puede descargar al quemador a través de la

válvula controladora de presión PV-71002 y tubería de 4” P-77136.

Del fondo de este tanque se pueden enviar los líquidos por tubería, controlándose el

flujo a través de la válvula de nivel del tanque LV-71015, al tanque acumulador de

carga FA-7101 de la torre hidrodesulfuradora.

Por el domo del acumulador FA-7105, la corriente de hidrogeno sale por tubería de

8” de diámetro P-71004, de donde se puede enviar hacia la torre DA-7101 por

tubería de 3” de diámetro P-71001, y por tubería de 2” de diámetro P-71002 al

acumulador de carga FA-7101, también opcionalmente se puede enviar a la DA-7301

por tubería de 11/2” de diametro.



Página 122

La corriente de hidrogeno transportada por la tubería de 8” de diámetro, se envía a

la succión de los compresores GB-7102/S (compresores de hidrogeno), que tienen

una capacidad volumétrica de 769 m3/hr con una diferencial de presión de 20.2

Kg/cm2 y potencia al freno de 556 KW, los compresores cuentan con las válvulas de

seguridad PSV- 71137 y 71140. Características del fluido de entrada a los GB-7102/S


Corriente 1110 fase------ vapor

La descarga de estos compresores se hace a través de una tubería de 4” de

diámetro P-71006, aumentando el diámetro a 6” de diametro para unirse a la

descarga del compresor GB-7201, para finalmente por tubería de 8” de diámetro P-

72046 se envían al calentador a fuego directo BA-7201. Características de la corriente de hidrogeno al BA-7201



La corriente de hidrogeno se mezcla con la corriente de nafta proveniente de las

bombas GA-7202/S, EA-7103, EA-7304, EA-7302, y EA-7205 la mezcla se hace por

medio de tuberías de 4” de diámetro P-72068-72071, en tuberías de 8” de diámetro



Página 123

P-72018, 72072-72074, controlando el flujo de cada entrada por medio de las

válvulas controladoras FV-72001 A/B/C/D, para entrar por tubería de 8” de diámetro

a cada serpentín del calentador.

Existe otra salida del hidrogeno de descarga de los compresores GB-7102/S es hacia

el cambiador EA-7301 A. esta corriente se hace a través de una tubería de 4” de

diámetro P-71011.

Los compresores pueden by-pasear por medio de tuberías de 6” de diámetro P-

71013.

Existe otra salida para la descarga de los compresores que es por una línea de 3” de

diámetro que se envía a los enfriadores EA-7108, que son recipientes cilíndricos

verticales, de ellos la corriente de hidrogeno es enviado a la tubería de entrada del

acumulador FA-7105. el flujo hacia el enfriador es controlado por la válvula

controladora PV-71014.

La corriente de hidrogeno que sale de los compresores que se une al circuito de

carga a la columna DA-7201, se inyecta antes de los cambiadores EA-7201 A/B/C, a

través de una tubería de 3” de diámetro P-72107. Características del fluido de entrada a los GB-7102/S

Flujo másico kg/hr. 131,324 (liq. 127,534 vap. 3,948) Peso Molecular Mezcla 114.61 (vapor 47.10) Temperatura °C Mezcla 207 Presión Kg/cm2 man. Mezcla 14.7 Densidad Kg/m3 Vapor 18.75 liquido 628 Viscosidad cp Vapor 0.02 liquido. 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.64 Azufre ppm (peso) ------

Corriente 1142 fase------ mezcla

La carga entra a la columna en la parte intermedia a la altura del plato 4.

V.2.1.6 COLUMNA DA-7201



Página 124

La columna es un recipiente cilíndrico vertical de 4.3 m., de diámetro interno y 70,9

m., esta construida de acero al carbón con recubrimiento interno de acero inoxidable

que opera en el domo a 12 Kg/cm2 man de presión y 258 ºC de temperatura, el

fondo del recipiente opera a 12.3 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 331 ºC,

V.2.1.7 REFLUJO DEL DOMO DE LA DA-7201

Por el domo de la columna DA-7201, los vapores salen por tubería de 18” de

diámetro P-72001, donde se encuentran instaladas las válvulas de seguridad PSV-

72107 A/B, calibradas a una presión de 24.6 y 25.8 Kg/cm2 man respectivamente,

mismas que desfogan al quemador. Características de los vapores de salida de la DA-7201

Flujo másico kg/hr. 199,997 Peso Molecular 92.15 Temperatura °C 258 Presión Kg/cm2 man. 12.0 Densidad Kg/m3 30.51 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.60


De esta tubería de 18” de diámetro, se envía una corriente al cambiador de calor EA-

7104, a través de la tubería de 12” de diámetro P-72003, este flujo es controlado por

la válvula de flujo FV-72026, en el cambiador la corriente de vapores cede calor a la

corriente del reboiler de fondos de la torre DA-7101, disminuyendo su calor de 257 ºC

a 182ºC , de donde se envía al enfriador de aire EC-7203 Que tiene una capacidad

de transferencia de calor de 185 x 10(6) Kcal/hr, los tubos de este enfriador son de

acero al carbón, diseñados a 24.6 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 343ºC.

la temperatura de salida de los gases es controlada a través de indicador controlador

de temperatura TIC-72045, mismo que controla la operación de los ventiladores del

enfriador.



Página 125

Previo a la entrada del enfriador la corriente recibe la aportación del fluido

proveniente de EA-7202, generador de vapor al BA-7102 y de los EA-7201

cambiadores de calor de la entrada de carga a la columna DA-7201. Características del fluido de entrada al EC-7203

Flujo másico kg/hr. 199,997 (VAP. 66,262 y LIQ 50,079 Peso Molecular Mezcla 92.15 vap. 63.30 Temperatura °C 213 Presión Kg/cm2 man. 10.6 Densidad Kg/m3 Vap. 18.93 liq. 620 Viscosidad cp Vap. 0.01 liq. 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vap. 0.58 liq. 0.66 Azufre ppm (peso) ------


Los gases enfriados se envían al tanque acumulador de reflujo FA-7201, que es un

recipiente cilíndrico horizontal de 3.0 m. de diámetro interno y 10.0 m. de longitud,

tiene instalada un válvula de seguridad la PSV-72111 calibrada a una presión de

24.6 Kg/cm2 man., la presión de diseño de este recipiente es de 24.6 Kg/cm2 man y

temperatura de 235ºC, el material de construcción es acero al carbón, el tanque

opera a una presión de 10.3 Kg/cm2 man y temperatura de 204ºC.

De este recipiente la corriente de líquidos se envían por tubería de 10” de diámetro

P-72027, a la tubería de succión de las bombas GA-7201/S, de esta tubería parte

del flujo se envía a la torre DA-7203 por tubería de 6” de diámetro P-72026.

Características del fluido a la DA-7203

Flujo másico kg/hr. 26,176 (VAP 3,94827 LIQ 54,356) Peso Molecular 118.16 (vapor 74.90 liquido ---) Temperatura °C 203 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 16.06 liquido 631



Página 126

Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.65 Azufre ppm (peso) ------


Las bombas tienen una capacidad volumétrica de 143 m3/hr., potencia al freno de

63.5 kw , la tubería de descarga es de 6” de diametro, de donde se puede retornar al

tanque a través de la tubería de 6” de diámetro P-72029 de y de la válvula FV-72034.

En la línea de 6”de diámetro, está instalada una válvula de control de flujo FV-72034,

cuya operación está en función del nivel del tanque acumulador FA-7201., posterior a

esta válvula, se encuentran los filtros FD-7201/S, diseñados para un flujo volumétrico

de 143 m3/hr, a una presión de 37.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 343ºC, el

material de construcción de estos filtros es de acero al carbón, de donde los gases

se envían como reflujo a la columna DA-7201

Características del fluido de reflujo al domo de la DA-7201



Del domo de la columna los vapores que salen por la tubería de 18” de diámetro, se

pueden enviar al quemador a través de la válvula HIC-72002, que está instalada en

tubería de 6” de diámetro.

Estos vapores cuentan también con la salida por tubería de 14” de diámetro P-72002,

a través de la válvula de control de presión diferencial PDV-72015, a la caldereta EA-



Página 127

7202, que esta diseñado por lado tubos para una presión de 24.6 Kg/cm2 man., y

temperatura de 343ºC el material es acero inoxidable aleación tipo 304L, por el lado

cuerpo está diseñado a una presión de 2 KG/cm2 man., temperatura de 375ºC y

material de acero al carbón recubierto con inoxidable 304. La temperatura de

operación es de 227ºC.

Del EA-7202 los gases son enviados por tubería de 14” de diametro, al enfriador de

aire EC- 7203 junto con la corriente de los EA-7104.

Existe otra salida de gases del domo de la columna que se hace por tubería de 12”

de diámetro P-72032, que ceden calor en los cambiadores EA-7201 A/B/C, a la

corriente de carga de la columna disminuyendo su temperatura de 258 a 213ºC.,

para integrarse a la corriente de entrada del EC-7203.

V.2.1.8 CIRCUITO DEL FONDO DE LA DA-7201.

Del fondo de la columna DA-7201, la corriente sale a una temperatura de 331 ºC. y

12.3 Kg/cm2. Man de presión, por tubería de 20” de diámetro P-72006, en la que

existe una salida por tubería de 6” de diámetro P-72007, cuyo flujo se controla a

través de la válvula controladora de flujo FV-72029, de esta válvula la corriente entra

al fondo de la torre DA-7203 (torre separadora de sulfhídrico).

Características del fluido al fondo de la DA-7203

Flujo másico kg/hr. 26,126 (vapor 3,948 liquido 22,230) Peso Molecular 162.21 (vapor 152.70 liquido ---) Temperatura °C 321 Presión Kg/cm2 man. 7.3 Densidad Kg/m3 ----- Viscosidad cp ----- Capacidad calorífica Kcal/kg °C ----- Azufre ppm (peso) -----




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Por la tubería de 20” de diámetro llega a la succión de las bombas GA-7202/S, que

están diseñadas con una capacidad volumétrica de 887 m3/hr, con una diferencial de

descarga de 169 m. y potencia al freno de 374 kw.

Características del fluido a la succión de las bombas GA-7202

Flujo másico kg/hr. 502,074 Peso Molecular 162.21 Temperatura °C 331 Presión Kg/cm2 man. 12.3 Densidad Kg/m3 573 Viscosidad cp 0.10 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.75 Azufre ppm (peso) -----


La descarga de estas bombas se hace a través de una tubería 12” de diámetro P-

72013, esta descarga tiene varias opciones la primera es que puede ser enviada a la

columna DA-7201 por tubería de 8” de diámetro P-72085, a controlándose este flujo

por medio de la válvula de control de flujo FV-72002.

La segunda opción es enviar el flujo por la tubería de 8” de diámetro P-72017 a ceder

calor al flujo de alimentación de carga de la torre DA-7101 en el reboiler EA-7103,

para regresar esta corriente a la descarga de las bombas GA-7202/S, por la tubería

de 8” de diámetro P-71028, que incrementa el diámetro a 10”, para recibir los flujos

de los cambiadores EA 7302, EA7304 y EA7305. El flujo de estos recipientes se

controla por medio de la válvula TV-72044, de donde finalmente se integran a la

tubería de descarga de de las bombas.

Estas tres corrientes salen de la tubería de descarga de las bombas por tubería de 6”

de diámetro P-72014 al cambiador EA-7302, tubería de 8” de diámetro P-72016 al

cambiador EA-7204 y tubería de 6” de diámetro P- al cambiador EA-7305.



Página 129

Adicionalmente en esta tubería se inyecta la corriente de nitrógeno proveniente del

equipo PA-7202 por una línea de 1” de diámetro 72104.

Finalmente el fluido se envía al calentador de fuego directo BA-7201.




La carga al calentador BA-7201 se ingresa en 4 serpentines cada una por tubería

independiente de 8” de diámetro, controlándose este flujo por medio de las válvulas

FV-72011 A/B/C/D, posteriormente a estas válvulas las líneas de cada serpentín

reciben la corriente de los compresores de hidrogeno GB-7102/S Y GB-7201.

V.2.1.9 Calentador BA-7201.

Este calentador es del tipo a fuego directo, tiene una capacidad generación de calor

de 34.94 millones de Kcal /hr. El material interno es de aleación 5 Cr. ½ Mo. El

combustible que se utiliza es gas que se recibe por línea de 6” de diámetro P-77001

en el límite de batería de la planta, y la entrada a los quemadores del calentador

disminuye el diámetro a 4” de diámetro P-77002 el nitrógeno de inyección al gas

combustible se recibe en limite de batería por línea de 2” de diámetro P-77015.

La tubería de gas a pilotos se efectúa por la línea de 2” de diámetro P-77012 el flujo

es controlado por medio de válvulas automática PCV-72103 cuya operación está en

función de la presión de entrada al calentador.



Página 130

Tanto al gas que entra a los quemadores como al de pilotos se les inyecta gas

nitrógeno.

El calentador cuenta como una medida de proyección con líneas de vapor de 2” de

diámetro (de 11/4 Cr 1/2Mo ) que se utiliza como vapor de apagado y las descargas

esta localizadas en los cabezales de los serpentines.

La los gases calientes que se salen por la chimenea del calentador se utilizan para

sobrecalentar vapor que entra por tubería de 6” de diámetro, de 11/2Cr 1/ 2 Mo. El

flujo de este vapor está controlado por la válvula de salida PV-72035, la tubería

cuenta con una válvulas de seguridad, la PSV-72118 calibrada a una presión de

22.5 Kg/cm2 man.

La carga de nafta entra al calentador en la zona de convección y sale por la parte

baja del calentador (zona de radiación) por las tuberías de 14” de diámetro P-77019-

22 de aleación 5Cr. 11/2 Mo, una para cada serpentín, uniéndose en un cabezal de

30” de diámetro del mismo material que las de los serpentines. Por esta tubería la

nafta se envía a la Columna CDHDS, Características del fluido del calentador al fondo de la DA-7201

Flujo másico kg/hr. 507,273 (vapor 253,613 liquido 253,660) Peso Molecular 138.42 (vapor 120.40 liquido ---) Temperatura °C 334 Presión Kg/cm2 man. 12.6 Densidad Kg/m3 Vapor 37.11 liquido 571 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.10 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.64 liquido 0.76 Azufre ppm (peso) -----


V.2.1.10 SEPARADOR DE GASES ACIDOS DA-7203



Página 131

La corriente del fondo de la DA-7201, que se envía por tubería de 6” de diámetro P-

72007, a la torre separadora de sulfhídrico DA-7203, donde se recibe con una

temperatura de 37 ºC.

Esta torre está construida de acero al carbón con internos de acero inoxidable tipo

410, tiene una altura de 19.7 m., diámetro interno de 0.6 m., diseñada a9.0 Kg/cm2

man de presión y temperatura de 330 ºC.. En la salida del domo se encuentra

instalada la PSV-73138 calibrada a una presión de 9.0 Kg/cm2 man.

La torre tiene instalados indicadores transmisores de temperatura y presión.

En esta torre se recibe la corriente del tanque acumulador de reflujo FA-7201 al

domo de la Columna DA-7201. Características del fluido del FA-7201 al separador DA-7203

Flujo másico kg/hr. 54,983 (vapor 627 liquido 54.356) Peso Molecular 118.16 (vapor 74.90 liquido ---) Temperatura °C 203 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 16.06 liquido 631 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.31 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.68 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) -----


Antes de entrar al separador esta corriente recibe la aportación del fluido proveniente

del tanque separador de CDHDS frio FA-7203 por tubería de 2” de diámetro P-

72040.

En el separador se recibe también la corriente del tanque acumulador FA-7202 por

tubería de 6” de diámetro P-72034

Características del fluido de FA-7202 al separador DA-7203

Flujo másico kg/hr. 50,079 (vapor 19 liquido 50,060) Peso Molecular 100.85 (vapor 14.60 liquido ---) Temperatura °C 66



Página 132

Presión Kg/cm2 man. 7.1 Densidad Kg/m3 Vapor 4.03 liquido 736 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.31 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.68 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) -----


V.2.1.11 REFLUJO AL DOMO DE LA TORRE DA-7203

El domo de la DA-7203 opera a 157 ºC de temperatura y 7.0 Kg/cm2, man de

presión, y el fondo a 7.2 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 221 °C. El

cuerpo es de acero al carbón, los internos son de acero inoxidable 410, está

diseñada 9.0 Kg/cm2,man de presión y temperatura de 330 ºC, Tiene una altura de

27.7 m., y 2.5 m. de diámetro interno. La torre en el domo tiene instalada la válvula

PSV-72138 de 62 calibrada a una presión de 9.0 Kg/cm2. man.,

Del domo de la DA-7203 el flujo se envía por tubería de 10” de diámetro P-72051,

los gases ácidos que salen de la torre entran al condensador de aire EC-7202, el

cual tiene una capacidad de enfriamiento de 1.58 millones Kcal/hr, la presión de

diseño es de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 330 ºC el material es de acero al

carbón. Este condensador cuenta con un by-pass que se opera a través del

controlador HIC y la válvula HV-72004. La tubería del by-pass es de 6” de diámetro

P-72100. Características del fluido de entrada al enfriador EC-7202.

Flujo másico kg/hr. 13,621 Peso Molecular 71.33 Temperatura °C 157 Presión Kg/cm2 man. 7.0 Densidad Kg/m3 17.22 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) -----




Página 133

La tubería de salida de gases de la torre recibe previo a la entrada al condensador la

aportación de la corriente de purga de agua amarga del FA-7201 que es transportada

por la tubería de 2” de diámetro P-72001,

El fluido de salida del condensador se envía por tubería de 8” de diámetro P-72053,

al tanque acumulador de reflujo de acido FA-7205 que opera a 6.7 Kg/cm2, man de

presión y temperatura de 66 ºC, este acumulador es un recipiente cilíndrico horizontal

tiene 1.5 m. de diámetro interno y longitud de 3.8 m., está diseñado a 9.0 Kg/cm2

man. de presión, y temperatura de 200 ºC, el material de construcción es acero al

carbón.

Los gases en acumulador de reflujo FA-7205 se envían por tubería se 4” de

diámetro P-72065 , junto con la corriente de vapores del acumulador FA-7303, al

condensador EA-7204, que es un recipiente cilíndrico horizontal diseñado para

intercambiar 0.59 millones de Kcal/hr, el cuerpo es de acero al carbón, con una

presión de diseño de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 200 ºC. el lado tubos

también es de acero al carbón diseñado a una presión de 9.0 Kg/cm2 man., y 55 ºC

de temperatura, Características del fluido de entrada al cambiador EA-7204.



El producto condensado regresa al acumulador y los vapores incondensables se

envían al absorbedor de amina DA-7302. Características del fluido condensado de retorno del EC-7204.



Página 134

Flujo másico kg/hr. 390 Peso Molecular 69.62 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 662 Viscosidad cp 0.22 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.53 Azufre ppm (peso) -----


De este acumulador FA-7205 el liquido se envía por tubería de 4” de diámetro P-

72060, a la succión de bambas GA-7203/S. estas bombas tienen una capacidad

volumétrica de 19.1 m3/hr, con una diferencial de altura de 70m., y potencia al freno

de 9.5 kw. Características del fluido de salida del acumulador a bombas GA-7203/S.



La descarga de estas bombas es por la tubería de 3” de diámetro P-72062, por

donde se transporta el fluido como reflujo a la torre DA-7203. El flujo de está tubería

se controla por la válvula FV-72049, previo a esta válvula se encuentra el reflujo al

tanque acumulador FA-7205, está corriente fluye por la tubería de 2” de diámetro P-

72064, el flujo se controla con la válvula FV-72048.

La purga del acumulador FA-7205 se manda por tubería de 2” de diámetro P-72003

al acumulador de agua amarga FA-7305.

V.2.1.12 FONDO DE LA TORRE DA-7203



Página 135

El fondo de la torre opera a 211 ºC de temperatura y 7.2 Kg/cm2 man., de presión.

Del fondo de esta torre el fluido se transporta por dos tuberías, una de 18” de

diámetro P-72049, al reboiler EA-7205 que es un recipiente cilíndrico horizontal

absorbe calor de la corriente de descarga de las bombas GA-7204/S, incrementando

la temperatura de 197 ºC a 210 ºC, para ser reintegrado a la torre DA-7203.

La otra salida, que es por la tubería de 10” de diámetro P-72050, la corriente se va a

la succión de las bombas GA-7204/S, que tienen una capacidad volumétrica de 215

m3/hr., una diferencial de altura de 299 m. y potencia al freno de 166.2 kw. Características del fluido a la succión de las bombas GA-7204/S.



De estas bombas el fluido se transporta por la tubería de 6” de diámetro P-72058 y

es controlado por la válvula FV-72046 hasta los cambiadores de calor EA-7301 A/B

donde intercambia calor con los efluentes del reactor de pulido DC-7301.

Incrementando la temperatura de 221 a 244 °C,. de la descarga de las bombas existe

la opción de reintegrar el fluido a la torre DA-7203, por la tubería de 4” de diámetro P-

72084, controlándose el flujo por medio de la válvula FV-72054, esta línea

normalmente se encuentra fuera de operación.

Después de la válvula de control FV-72046, la corriente se puede enviar al EA-7101C

por la tubería de 6” de diámetro P-72059, sin embargo normalmente se encuentra

fuera de operación.



Página 136

Como ya se menciono el flujo en operación normal se envía a los cambiadores EA-

7301 A/B por la tubería de 6” de diámetro P-72058, esta tubería antes de los

cambiadores incrementa el diámetro a 16” para recibir la aportación de hidrogeno

proveniente de los compresores GB-7102/S y la de nafta estabilizada de la bomba

GA-7303/S, estos cambiadores son recipientes cilíndricos horizontales que tienen

una capacidad de intercambio de calor de 4.57 millones de Kcal/hr. Están

construidos cuerpo-tubos de acero al carbón, diseñado a 33 Kg/cm2 man., de

presión y 343 ºC de temperatura, de donde la corriente se envía al cambiador de

carga del reactor de pulido EA-7302, que es un recipiente cilíndrico vertical con una

capacidad de intercambio de calor de 3.08 millones de Kcal/hr., el cuerpo es de

acero al carbón, está diseñado a una presión de 33 Kg/cm2 man., y temperatura de

343 °C, los tubos son de acero al carbón, diseñados a 37 Kg/cm2 man. de presión y

temperatura de 400 °C, de estos cambiadores se envía el fluido por tubería de 18” de

diámetro P-73002, para llegar al reactor de pulido DC-7301, antes de entrar al

reactor se puede inyectar la descarga de la línea de sulfhídrico proveniente de la

bomba GA-7202/S, que normalmente está fuera de operación.

Características del fluido de entrada al rector DC-7301

Flujo másico kg/hr. 132,179 (vapor 76,621 liquido 55,558) Peso Molecular 104.38 (vapor 91.30 liquido ---) Temperatura °C ---- Presión Kg/cm2 man. ---- Densidad Kg/m3 Vapor 30.41 liquido 588 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.12 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.71 Azufre ppm (peso) -----


V.2.1.13 REACTOR DC-7301



Página 137

Es un recipiente cilíndrico vertical de 3.1 m., de diámetro interior y altura de 8.15 m.,

está construido de acero al carbón, diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión, y 343

°C de temperatura, la presión de operación en el domo es de 11.2 Kg/cm2 man y

temperatura de 260 °C, está empacado de catalizador para la reacción de separación

del azufre de la nafta, este catalizador es patente de CATALYTIC DISTILLATION

TECH NOLOGIES, el fondo del reactor opera a una temperatura de 261 °C y presión

de 10.5 Kg7cm2 man.

El reactor cuenta con indicadores transmisores de temperatura 3 en la parte superior,

3 en la parte medio y 3 en la parte inferior. También cuenta con un sistema de

medición de la caída de presión del recipiente.

En la tubería de carga al reactor se localizan 2 válvulas de seguridad la PSV-73160

de 11/2” de diámetro calibrada a una presión de 33.0 Kg/cm2, man. y la PSV- 73104

de 8” calibrada a 24.6 Kg/cm2 man. de presión.

El reactor recibe el flujo de carga por el domo y por el fondo la corriente se envía por

la tubería de 18” de diámetro P-73003 de, al cambiador de efluentes del reactor EA-

7301. Características del fluido de salida del rector DC-7301

Flujo másico kg/hr. 132,179 (vapor 93,517 liquido 38,662) Peso Molecular 105.89 (vapor 97.70 liquido ---) Temperatura °C 261 Presión Kg/cm2 man. 10.5 Densidad Kg/m3 Vapor 30.41 liquido 588 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.12 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.71 Azufre ppm (peso) 67


Del cambiador la corriente se envía por la tubería de 18” de diámetro P-73005, al

cambiador de efluente EA-7301/S, de donde se envía al acumulador de efluente



Página 138

calientes del reactor FA-7301, que es un recipiente cilíndrico horizontal de 3.3 m., de

diámetro interno y 8.3 de longitud, tiene instalada la válvula de seguridad PSV-73123

de 6” de diámetro, calibrada a una presión de 22.0 Kg/cm2 man. el recipiente está

diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión y temperatura de 343 °C, está construido

de acero al carbón relevado de esfuerzo. Este recipiente opera 235 °C de

temperatura y presión de 9.6 Kg/cm2 man. los vapores de este recipiente salen por

tubería de 14” de diámetro P-73007. Características de los gases de salida del acumulador FA-7301.



Está corriente se envía al condensador de aire EC-7301, que tiene una capacidad de

enfriamiento de 7.93 millones de Kcal/hr. Esta diseñado a 24.6 Kg/cm2 man de

presión, y temperatura de 343 °C, el material de construcción es de acero al carbón

con relevado de esfuerzo. Este condensador se puede by-passear a través de la

línea de 8” de diámetro P-73045 controlándose el flujo con la válvula HV-73002.

La corriente se envía por tubería de 10” de diámetro P-73008, hacia el acumulador

de los efluentes fríos del reactor de pulido FA-7302, que es un recipiente cilíndrico

horizontal de 1.8 m de diámetro interno y longitud 5.3 m, está diseñado a 24.6 Kg/cm

man de presión y 270°C de temperatura el cuerpo del recipiente es de acero al

carbón relevado de esfuerzo.



Página 139

Este recipiente cuenta con la válvula de seguridad PSV-73126 de 2” de diámetro

calibrada a una presión de 24.6 Kg/m2 man, que descarga al quemador. Además

cuenta con controles automáticos de nivel e indicadores transmisores de presión.

Los gases que no fueron condensados, salen del recipiente por tubería de 6” de

diámetro P-73010, hacia el enfriador EA-7306. Características del fluido de salida de gases del acumulador FA-7302



El enfriador de vapores del reactor EA-7306, es un recipiente horizontal con una

capacidad de intercambio de calor de 0.047 millones de Kcal/hr. .el lado cuerpo está

diseñado a 24.6Kg/cm2 man de presión, y 270 °C de temperatura.

Está construido de acero al carbón relevado de esfuerzo, los tubos son de acero al

carbón diseñados a 19.0Kg/cm2 man de presión y 55 °C de temperatura. De este

enfriador los condensados se regresan al acumulador.

Características de la corriente de condensados del EA-7306 al FA-7302.





Página 140

La corriente de vapores se envía por tubería de 6” de diámetro P-73057, para unirse

al fluido proveniente del enfriador de carga al acumulador FA-7203, Características de la corriente de vapores de salida del FA-7302

Flujo másico kg/hr. 844 Peso Molecular 6.38 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 8.4 Densidad Kg/m3 2.21 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.25 Azufre ppm (peso) -----


Los fondos de los tanques acumuladores FA-7301 y FA-7302 se envían por tubería

de 8” de diámetro P-73006 y de 10” de diámetro P-73009, los flujos de estas

corrientes se controlan por medio de las válvulas automáticas controladoras de los

niveles de los tanques acumuladores FV-73004 y FV-73005, para finalmente la

corriente descargue a la torre estabilizadora de naftas DA-7301.

Los drenes de los dos acumuladores se envían por tubería de 2” de diámetro al

acumulador de aguas FA-7305.

V.2.1.14 TORRE ESTABILIZADORA DA-7301

La torre estabilizadora de naftas DA-7301, es un recipiente cilíndrico vertical de 3.2

m., de diámetro interno y 28.2 m., de altura, está diseñado a 9.0 Kg/cm2 man de

presión y temperatura de 330 °C, el cuerpo de la torre es de acero al carbón relevado

de esfuerzo, el domo de esta torre opera a 7.0 Kg/cm2 man. de presión y

temperatura 156 °C. y el fondo a 7.2 Kg/cm2 man. de presión y 221 °C, de

temperatura , cuenta con 34 platos, en ella se reciben las siguientes corrientes :

Corriente proveniente del acumulador del reactor de pulido FA-7302

Corriente del acumulador de efluentes calientes del reactor FA-7301.

Corriente de gases del compresor GB-7101



Página 141

Características del fluido del acumulador FA-7302 a DA-7301

Flujo másico kg/hr. 48,406 (vapor 6 liquido 48,401) Peso Molecular 105.04 (vapor 9 liquido ---) Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 7.1 Densidad Kg/m3 Vapor 2.46 liquido 745 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.33 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 1.0 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) ----




Página 142


Flujo másico kg/hr. 82.928 (vapor 2.383 liquido 80.545) Peso Molecular 126.61 (vapor 97.80 liquido ---) Temperatura °C 232 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 20.83 liquido 618 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.57 liquido 0.67 Azufre ppm (peso) ----

Corriente 1182 fase -----mezcla Características del fluido del compresor GB-7101 a la DA-7301 Flujo másico kg/hr. 240 Peso Molecular 29.80 Temperatura °C 84 Presión Kg/cm2 man. 7.7 Densidad Kg/m3 8.68 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ----


La torre cuenta con dos válvulas de seguridad, la PSV-73128 A de 6” de diámetro

calibrada a 9.0 Kg/cm2 man. de presión, y la PSV-73128B de 6” de diametro

calibrada a 9.45 Kg/cm2 man de presión, que se encuentran localizadas en la tubería

de salida del domo, esta torre tiene instalados en el cuerpo indicadores transmisores

de presión y temperatura.


Del domo de la torre sale la mezcla de gases por tubería 10” de diámetro P-73019,

para entrar al condensador de nafta estabilizada EC-7302, con las siguientes

características



Página 143

Características del fluido de salida a EC-7302

Flujo másico kg/hr. 13,399 Peso Molecular 71.11 Temperatura °C 156 Presión Kg/cm2 man. 7.0 Densidad Kg/m3 17.24 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.51 Azufre ppm (peso) ----


El condensador tiene una capacidad de enfriamiento de 1.6 millones de Kcal/hr, esta

diseñado a 9.0 Kg/ cm2 man de presión y 330 °C de temperatura, es de acero al

carbón relvado de esfuerzo, el condensador se puede by-passear a través de la

tubería de 6” de diámetro P-73056, y la válvula controladora HV-73003. El

condensador controla la velocidad de los ventiladores por medio del TIC-73022.

La salida de este condensador se descarga por tubería de 8” de diámetro P-73021, al

acumulador de reflujo de nafta estabilizada FA-7303. El acumulador es un recipiente

cilíndrico horizontal de 1.5 m. de diámetro interno y longitud de 3.1 m., esta diseñado

a 9.0 Kg/cm2 de presión y 200 °C de temperatura, es de acero al carbón relevado de

esfuerzo. En operación normal trabaja a 6.7 Kg/cm2 man. de presión y temperatura

de 66 °C, por el domo salen los vapores ácidos por tubería de 4” de diámetro P-

73027, para unirse a la corriente del fluido de vapores del acumulador FA-7205. Características de la corriente de vapores del FA-7303.

Flujo másico kg/hr. 775 Peso Molecular 32.11 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 8.69 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.50 Azufre ppm (peso) ----




Página 144

Por el fondo los líquidos se envían por tubería de 4” de diámetro P-73022 a la

succión de las bombas GA-7301/S Características de la corriente de fondos del FA-7303 a las bombas GA-7301/S.

Flujo másico kg/hr. 12,630 Peso Molecular 76.57 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 665 Viscosidad cp 0.21 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.5105 Azufre ppm (peso) ----

Corriente 1186 fase--------líquido

De estas bombas el liquido se envía por tubería de 3” de diámetro P-73024, como

reflujo al domo de la torre DA-7301, de esta corriente una parte del flujo se envía

como reflujo al acumulador a través de la tubería de 11/2” de diámetro P-73026,

controlándose el flujo por la válvula controladora de nivel FV-73011,

De la cubeta de fondos se envía el agua amarga por tubería de 2” de diámetro P-

73005, al acumulador de aguas amargas FA-7305.

V.2.1.16 FONDOS DE LA TORRE DA-7301

Del fondo de la torre DA-7301 se envía la corriente al reboiler EA-7304, donde

incrementa la temperatura de 221 a 235°C.

La corriente de nafta estabilizada se descarga de la torre por tubería de 10” de

diámetro P-73013 a la succión de las bombas GA-7302/S, que tienen una capacidad

volumétrica de 214.9 m3/hr., están diseñadas para una diferencial de altura de 95 m.,

y potencia al freno de 51kw.



Página 145

Características de la corriente de fondos de la DA-7301 a las bombas GA-7302/S.

Flujo másico kg/hr. 130.799 Peso Molecular 118.94 Temperatura °C 221 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 611 Viscosidad cp 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.68 Azufre ppm (peso) ----


De estas bombas el producto se envía por tubería de 6” de diámetro P-73034, a los

EA-7101 A/B/C precalentadores de carga a la torre hidrodesulfuradora DA-7101, y

de estos cambiadores el fluido se envíe al enfriador de aire EC-7303, que está

diseñado con una capacidad de intercambio de calor de 0.95 millones de Kcal/hr.,

presión de 33Kg/cm2 man. y 250 °C de temperatura. El material de construcción de

este condensador es acero al carbón.

La nafta sale de este condensador por tubería de 6” de diámetro 71031y entra al

enfriador de producto estabilizado EA-7305 que está construido el lado cuerpo de

acero al carbón, tiene una capacidad de intercambio de 1.85 Kcal/hr., a una presión

de 33 Kg/cm2 man y temperatura de 220° C, el lado de tubos esta diseñado a 24.4

Kg/cm2 de presión y temperatura de 55°C, de donde se envía por tubería de 6” de

diámetro como producto HCN, al límite de batería. Características de la corriente de nafta estabilizada de DA-7301 al límite de batería.

Flujo másico kg/hr. 130,799 Peso Molecular 118.94 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.0 Densidad Kg/m3 791 Viscosidad cp 0.54 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.50 Azufre ppm (peso) 10



Página 146


A la salida de este cambiador la tubería tiene instalada una válvula controladora de

flujo (FV-7305).

Cuando por problemas operacionales el producto no cumple con las características,

se enviará a almacenamiento por tubería de 6” de diámetro P-73037 .

V.2.1.17 CIRCUITO DE AGUA MARGA.

El tanque acumulador de aguas amargas FA-7305, recibe las corrientes de los

tanques FA- 7101, 7102,7302,7203,7301,7302 y 7203, y opera a una temperatura

100°C y 1.0 Kg/ cm2 man de presión. Este tanque está construido acero al carbón, a

una presión de diseño de 6.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 150 °C. Las

dimensiones del tanque son 1.5 de diámetro interno y 3.8 m., de longitud.

De esta tanque los vapores se envían al quemador por la tubería de 2” de diámetro

P-77311, y la corriente liquida entra a la succión de las bombas GA-7304/S para ser

bombeada por la tubería de 6” de diámetro P-77001 (tubería de salida al límite de

batería a tratamiento).

V.2.1.18 CIRCUITO DE AMINA DA-7302

Los vapores del EA-7204 se reciben por tubería de 4” de diámetro P-72067 en la

torre absorbedora de amina DA- 7302, la torre está construida de acero al carbón

relevado de esfuerzo, diseñada a una presión de 9.0 Kg/cm2 man. y temperatura de

150°C, este recipiente tiene 0.6 m., de diámetro interno y altura |9.7 m., está

diseñado 9.0 Kg/cn2 man. de presión y 150 °C de temperatura.

Características del fluido de salida del EA-7204 a la DA-7302.



Página 147



Está torre recibe la corriente de amina del limite de batería por tubería de 3” de

diámetro P-77004, controlando el flujo por medio de la válvula FV-73013, en

operación normal se reciben 3,299 Kg/hr., a 16 Kg/cm2 man. de presión y 46 °C de

temperatura.

Los gases salen de la torre DA-7302 por la parte superior del recipiente por la línea

de 4” de diámetro P-73030, y el flujo es controlado por la válvula PV-73012. Estos

gases se envían al tanque acumulador absorbedor de amina FA-7304 Características de los gases de salida de la DA-7302. al FA-7304



El tanque acumulador absorbedor de amina es un recipiente cilíndrico vertical 0.6 m.,

de diámetro interno y 2.7 m., de altura, cuenta con una válvula de seguridad de 2” de

diámetro, calibrada a una presión 9.0 Kg/cm2 man. cuya descarga es al quemador.



Página 148

El material de construcción del tanque es acero al carbón relevado de esfuerzo esta

diseñado a 9.0 Kg/cm2 man de presión, y 150 °C de temperatura, las condiciones de

operación son 6.1 Kg/cm2 man de presión y 46°C. de temperatura.

La salida de los gases del FA-7304 se envían por tubería de 6” de diámetro P-73050,

al enfriador EA-7303, que tiene una capacidad de enfriamiento de 70 mil Kcal/hr, el

cuerpo del enfriador es de acero al carbón relevado de esfuerzo diseñado a 9.0

Kg/cm2 man de presión, y 150 °C de temperatura, los tubos son de acero al carbón

diseñados a 9.0 Kg/cm2 man de presión y 55°C. de temperatura, en la salida de los

tubos está instalada la válvula de seguridad PSV-73117 calibrada a 9.0 Kg/cm2 man.

de presión.

Los gases de salida del enfriador se envían al límite de batería por la tubería de 6” de

diámetro P-73052 a 38°C. de temperatura y 6.0 Kg/cm2 man. de presión, con flujo

másico de diseño de 1,676 Kg/hr.

Del fondo del acumulador de gases del absorbedor FA-7304, la corriente de amina

rica sale por la tubería de 2” de diámetro P-77303 para unirse a la tubería de 3” de

diámetro P-77301 que transporta la corriente de amina rica que sale por el fondo del

absorvedor DA-7302. El flujo másico de las dos descargas es de 3,410 Kg/hr., con

una temperatura de 46 °C y 5.0 Kg/cm2 man., de presión. Esta corriente se envía al

límite de batería.

V.2.2 Descripción del flujo de la planta Desulfuradora 2

La nafta de alimentación se recibe de la planta catalítica FCC-2, por tubería de 8” de

diámetro P-87001 de acero al carbón, a esta tubería se une la tubería P-81009 de



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acero al carbón relevado de esfuerzo, del mismo diámetro y especificación, que

proviene de tanques de almacenamiento de naftas, el flujo de esta alimentación

cuenta con una válvula de corte rápido de flujo, para posteriormente llegar a los filtros

de naftas FD-8103/S con una presión de 3.0 Kg/cm2 man., y 32ºC de temperatura.


Flujo másico kg/hr. 157,457 Peso Molecular 106.54 Temperatura °C 32 Presión Kg/cm2 man. 3.0 Densidad Kg/m3 779 Viscosidad cp 0.45 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.49 Azufre ppm (peso) 2.649

Corriente 1100 fase----liquido

Los filtros son recipientes que tienen una capacidad volumétrica de 202 metros

cúbicos por hora, están diseñados 6.0 Kg/cm2 man.de presión, y temperatura de

210 ºC y el material es de acero al carbón.

De estos filtros la nafta se envía por tubería de 8” de diámetro P-81065 de acero al

carbón relevado de esfuerzo, al tanque acumulador de carga FA-8101 (recipiente de

acero al carbón, diseñado a las mismas condiciones de presión y temperatura de los

filtros) donde también se puede recibir la corriente del fondo del tanque acumulador

de gas de recirculación FA-8104 por tubería de 2” diámetro P-81055 y por tubería de

2” de diámetro P-81066 de acero al carbón, del tambor de alimentación al compresor

de hidrogeno FA-8105.

El tanque FA-8101 opera a 2.0 Kg/cm2 man de presión. y 32 ºC de temperatura, este

tanque tiene instalada la PSV-81133 de 3” calibrada a 6.0 Kg/cm2 man. de presión,

que descarga al quemador. En el tanque se separan los gases que se envían a

quemador de campo a través de tubería de 3” de diámetro P-81031, controlándose el



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flujo con la válvula de 2” de diámetro PV-81001A , el agua se descarga por la parte

más baja del recipiente y se envía al acumulador de agua amarga FA-8305, esta

descarga se hace a través de la válvula controladora de nivel de 11/2” de diámetro

LV-81002, adicionalmente el tanque cuenta con instrumentos de control como, el

nivel óptico LG- 81102. La nafta se envía por tubería de 10” de diámetro P-81003 de

acero al carbón relevado de esfuerzo, donde está instalada una válvula de corte que

puede ser operada desde el cuarto de control de bombas, para posteriormente

enviarse a la succión de la bombas GA-8101/S, que descargan a que por tubería de

acero al carbón, 8”de diámetro P-81005. Estas bombas tienen una capacidad de 202

m3/hr, diferencial de 129 m. y potencia al freno de 102 kw y están construidas de

acero. Las bombas están provistas de alarmas por bajo flujo.

En la descarga de estas bombas se tiene instalado un reflujo por tubería de 4” de

diámetro al tanque FA- 8101, que es controlado por la válvula de flujo FV-81001.

La descarga tiene instalado un control indicador de flujo FIC-81002, cuya operación

esta en función del nivel del tanque.

La nafta entra a los precalentadores de carga EA- 8101 A/B/C, para intercambiar

calor con la corriente de fondos de la torre estabilizadora DA-8301, el cuerpo de los

precalentadores es de acero al carbón y están diseñados a 25.4 Kg/cm2 man. de

presión, y temperatura de 210ºC,. Los tubos son de acero al carbón, diseñados a

33Kg/cm2 de presión y temperatura de 330ºC., donde la carga incrementa la

temperatura de 32° a 162 ºC,. en la salida del lado tubos se encuentra instalada la

válvula de seguridad PSV-81176, calibrada a 33.0 Kg/cm2 man de presión.

Este banco de precalentadores se puede by-pasear en caso necesario.


Flujo másico kg/hr. 157,457 Peso Molecular 106.54 Temperatura °C 162 Presión Kg/cm2 man. 5.7



Página 151

Densidad Kg/m3 652 Viscosidad cp 0.17 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.60 Azufre ppm (peso) 2.649

Corriente 1121 fase---liquido

De los precalentadores la carga se envía a la columna hidrodesulfuradora DA-8101,

que es un recipiente que tiene 41,610 m.de altura y un diámetro de 4.1m., el material

del cuerpo es de acero al carbón y los internos de acero inoxidable, esta recubierta

con aislamiento, cuenta con 37 platos y 10 boquillas de 24” de diámetro para entrada

hombre, cuenta con indicadores transmisores de temperatura y presión, así

indicadores de presión diferencial, cuyas tomas están localizados directamente en el

domo, cuerpo y fondo de la DA-8101.

El domo de la torre opera a 83ºC y 5.6 de temperatura y Kg/cm2 man de presión, el

fondo a 210ºC y 5.8 de temperatura y Kg/cm2 man de presión. La cubeta de salida

de nafta se encuentra en el plato 6.


Por el domo de la torre salen los vapores por tubería de 20” de diámetro P-81020,

donde tiene instalada la válvula de seguridad de 8” PSV-81134, calibrada a 10.5

Kg/cm2 man de presión, que descarga al quemador, adicionalmente estos gases

pueden enviarse al quemador a través de una tubería de 6” de diámetro P-81030,

controlándose esta corriente con la válvula automática HIC-81001. Características del fluido de salida del domo de la DA-8101




Página 152

Corriente 1125 fase-----vapor

El flujo normal de vapores son enviados al condensador EC-8101 que tiene una

capacidad calorífica de 9.74 x 106) Kcal/hr, los tubos esta diseñados a 10.5 Kg/cm2

man de presión y temperatura de 245ºC , están construidos de acero carbón. El by-

pass de este condensador se efectúa a través de la válvula controladora HV-81002.

Del condensador ser envía el fluido por tubería de 14” de diámetro P-81043, hacia el

tanque acumulador de reflujo FA-8102, que es un recipiente horizontal de acero al

carbón, que opera a 5.2 Kg/cm2 de presión y temperatura de 66ºC, con diámetro

interno de 2.2 m. y 7.0 m. de longitud., tiene un bote de extracción en el fondo de 0.6

m. de diámetro interno y altura de 0.9 m., esta diseñado a 10.5 Kg/cm2 man de

presión y temperatura de 210ºC, .el tanque tiene instalada la PSV-81113 que

descarga al sistema de desfogues a quemador.

El fluido entra por la parte superior del recipiente, donde se localiza también la salida

de gases que no fueron condensados que se envían por tubería de 8” de diámetro P-

81040 hacia el enfriador de gases EA-8102.



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Características del fluido de entrada al enfriador EA-8102



En el condensador parte de los vapores se condensan retornando al tanque

condensados por tubería de de 3” de diámetro P-87101.

Características del fluido condensado al FA-8102



La corriente de gases no condensados se envían por tubería de 6” de diámetro P-

81051 al tanque acumulador de gas de recirculación FA-8104. El tanque opera a 4.7

Kg/cm2 man de presión y temperatura de 38 ºC , es un recipiente cilíndrico vertical

de 0.6 m. de diámetro interno y altura de 2.75m. esta diseñado a presión man. de

10.5 Kg/cm2 y 210 ºC de temperatura, esta construido de acero al carbón.

Del fondo del tanque acumulador FA-8104., se envían los líquidos por tubería de 2”

de diámetro P-81055, hacia el tanque acumulador de carga FA-8101.



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Por el domo de este tanque los gases se envían por tubería de 6” de diámetro P-

81053 al compresor GB- 8101, que tiene en instalados en la llegada sensores de

flujo y la válvula de retención check SP-8101.

Características del fluido al GB-8101



El compresor esta diseñado para operar con un gasto volumétrico de 371 m3/hr y

una diferencial de presión de 3.7. la descarga del compresor se retorna como

vapores a la torre DA-8101 a través de una válvula de control de flujo FV-81017 por

tubería de 4” de diámetro P-81054.

Características del fluido a la torre DA-8101



Previo a la entrada a la torre, la tubería se une a una línea de 3” diámetro P-81001,

para suministro de hidrogeno fresco. La mezcla de gases se alimenta en el plato 21.



Página 155

Características del hidrogeno a la DA-8101



En la descarga el compresor tiene instalada la PSV-81136, que descarga al sistema

de gases al quemador.

Opcionalmente el flujo de descarga del compresor se puede enviar al quemador la

corriente de vapores por medio de la tubería de 8” de diámetro P-87121 controlando

salida la válvula de presión PV-81025 A.

El envió al sistema de venteo es por la tubería de 11/2” de diámetro P-81056 con la

válvula de control de presión PV-81025B.

Características del venteo de gases a DA-8301



Los líquidos del compresor se envían al drenaje o al quemador por tubería de 1” de

diámetro P-87130.



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Los fondos del FA-8102, se envían por tubería de 10” de diámetro P-81044 a la

succión de las bombas GA-8102/S, que tienen una capacidad volumétrica de 182

m3/hr, de donde el fluido es bombeado hacia los filtros FD-8101/S.

Características del fluido a las bombas GA-8102



Los filtros tienen una capacidad igual a la de las bombas; están diseñados a una

presión de 19 Kg/cm2 man. y temperatura de 210 ºC,. el flujo hacia los filtros es

controlado por la válvula FV-81004, misma que puede enviar la corriente como

retorno al tanque acumulador de reflujo FA-8102.

De los filtros por tubería de 8” de diámetro P-81050, el fluido se retorna al domo de la

torre hidrodesulfuradora DA-8101.

V.2.2.2 PRODUCTO LCN

Este fluido sale de la torre a la altura del plato 6 por tubería de 10” de diámetro P-

81022, que reduce el diámetro a 4” antes de la entrada al enfriador de aire EC-8102.

Que esta diseñado para una capacidad de enfriamiento de 0.53 millones de

Kcal/hr.,con una presión de 12.5 Kg/cm2 man.,y 150 °C de temperatura Características del fluido al EC-8102

Flujo másico kg/hr. 26.387 Peso Molecular 67.54 Temperatura °C 102 Presión Kg/cm2 man. 5.6



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Densidad Kg/m3 621 Viscosidad cp 0.13 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.59 Azufre ppm (peso) ------


Posteriormente el fluido entra al enfriador EA-8105. El cuerpo de este enfriador está

construido de acero al carbón y diseñado a una presión de 12.5 Kg/cm2 man., y 150

ºC de temperatura. Los tubos, son de acero a carbón diseñados a 10 Kg/cm2 man de

presión y 55 ºC de temperatura. La corriente de salida se envía por tubería de 4” de

diámetro P-81059, al límite de batería.

También existe la opción de enviar el producto al límite de batería cuando esta fuera

de especificación.

V.2.2.3 REBOILERS DEL FONDO DE LA DA-8101.

Esta corriente sale de la torre por tubería de 20” de diámetro P-81025, con una

temperatura de 197 ºC, entrando al EA-8103, por lado del cuerpo para incrementar

su calor, regresando a la torre a una temperatura de 210 ºC. el reboiler es un

recipiente cilíndrico horizontal diseñado el lado cuerpo a una presión de 28.5 Kg/cm

man de presión., y temperatura de 245ºC., y material de acero al carbón. Los tubos

son de acero al carbón , con presión de diseño de 37 Kg/cm2 man. de presión , y

temperatura de 400 ºC, tiene una capacidad de intercambio de calor de 7.57 millones

de Kcal/hr.

Existe otra corriente de fondos que también incrementa la temperatura a 182 ºC, al

pasar por el lado del cuerpo del reboiler EA-8104, esta corriente sale en plato 29, y

regresa al plato 30. El reboiler es un recipiente cilíndrico horizontal diseñado el lado

cuerpo a una presión de 19.0 Kg/cm man. de presión y temperatura de 245ºC., y



Página 158

material de acero al carbón. Los tubos son de acero inoxidable tipo 304L con presión

de diseño de 24.6 Kg/cm2 man. de presión , y temperatura de 343 ºC, tiene una

capacidad de intercambio de calor de 6.20 millones de Kcal/hr.

V.2.2.4 FONDO DE LA DA-8101.

Del fondo de la torre el producto pesados sale por tubería de 10” de diámetro P-

81023, hacia las bombas GA-8103/S, que tienen una capacidad volumétrica de 210

m3/hr. Características del fluido de salida de fondos de la DA-8101



De las GA-8103/S el fluido es bombeado por tubería de 6” de diámetro P-81034 a

los filtros FD-8102/S, estos filtros tienen una capacidad volumétrica de 210 m3/hr.,

diseñados con una presión 39 Kg/cm2 man. y temperatura de 245ºC, el material de

construcción es de acero al carbón.

Antes de entrar a los filtros el producto existe la posibilidad de retornar a la torre por

una tubería de 4” de diámetro P-81012, controlándose el flujo de esta corriente a

través de la válvula de control FV-81003.

Posteriormente para evitar posibles inversión de flujo se encuentra instalada una

válvula de retención check y la válvula de control automático de flujo FV-81013.



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Antes de la entrada a los filtros también se encuentran colocadas las válvulas de

seguridad, PSV-81116 y PSV-81117, calibradas a 39 Kg/cm2 man de presión. cuya

descarga es enviada al quemador.

La salida de los filtros cuenta con varias opciones de descarga, que normalmente

están fuera de operación, una de ellas puede enviarse a la torre como reflujo del

domo por tubería de 6” de diámetro P-81061, o bien enviar a la entrada del reboiler

EA-8103, y de este regresar a la torre DA-8101.

Existe la opción de enviar esta corriente a la entrada al condensador EC-8101, como

carga al FA-8102.

El flujo normal de fondos después de los filtros se envía por tubería de 6” de diámetro

P-81038, a los cambiadores de calor EA-8201 A/B/C, que son recipientes cilíndricos

horizontales, el cuerpo es de acero al carbón con cubierta interna de acero inoxidable

tipo 304L, para una presión de diseño de 39 Kg/cm2 y temperatura de 280 ºC, los

tubos son de acero inoxidable tipo 304L diseñados a una presión de 30 Kg/cm2 man.

y temperatura de 343 ºC. Características del fluido de salida de los cambiadores EA-8201 A/B/C

Flujo másico kg/hr. 130,882 Peso Molecular 120.75 Temperatura °C 211 Presión Kg/cm2 man. 14.7 Densidad Kg/m3 629 Viscosidad cp 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.65 Azufre ppm (peso) 3,166


De estos cambiadores el fluido se envía a la columna DA-8201.

V.2.2.5 COLUMNA DA-8201.



Página 160

Las corrientes de hidrogeno que se unen antes de los cambiadores EA-8201 A/B/C,

se recibe de las reformadoras y de tanques de almacenamiento de hidrogeno fresco,

entrando al límite de batería por la tubería de 8” de diámetro P-87001 y 4” de

diámetro P-87002, también se recibe el hidrogeno proveniente del enfriador EA-8108,

para entrar por una sola línea en el tanque acumulador de hidrogeno para

compresión FA-8105.

Este es un recipiente cilíndrico vertical construido de acero al carbón, tiene una altura

entre tangentes de 2.8 m. y diámetro interno de 0.8 m., esta diseñado a 10.0 Kg/cm2

man de presión y de temperatura 150 ºC., cuenta con nivel óptico e indicador

transmisor de nivel a tablero, alarmas de alto y bajo nivel, así como la válvula de

seguridad PSV-81138 calibrada a 10.0 Kg/cm2 man de presión que descarga al

quemador.

Este recipiente en caso de problemas puede descargar al quemador a través de la

válvula controladora de presión PV-81002 y tubería de 4” P-87136.

Del fondo de este tanque se pueden enviar los líquidos por tubería, controlándose el

flujo a través de la válvula de nivel del tanque LV-81015, al tanque acumulador de

carga FA-8101 de la torre hidrodesulfuradora.

Por el domo del acumulador FA-8105, la corriente de hidrogeno sale por tubería de

8” de diámetro P-81004, de donde se puede enviar hacia la torre DA-8101 por

tubería de 3” de diámetro P-81001, y por tubería de 2” de diámetro P-81002 al

acumulador de carga FA-8101, también opcionalmente se puede enviar a la DA-8301

por tubería de 11/2” de diametro.

La corriente de hidrogeno transportada por la tubería de 8” de diámetro, se envía a

la succión de los compresores GB-8102/S (compresores de hidrogeno), que tienen

una capacidad volumétrica de 769 m3/hr con una diferencial de presión de 20.2

Kg/cm2 y potencia al freno de 556 KW, los compresores cuentan con las válvulas de

seguridad PSV- 81137 y 81140.



Página 161

Características del fluido de entrada a los GB-8102/S



La descarga de estos compresores se hace a través de una tubería de 4” de

diámetro P-81006, aumentando el diámetro a 6” de diametro para unirse a la

descarga del compresor GB-8201, para finalmente por tubería de 8” de diámetro P-

82046 se envían al calentador a fuego directo BA-8201. Características de la corriente de hidrogeno al BA-8201



La corriente de hidrogeno se mezcla con la corriente de nafta proveniente de las

bombas GA-8202/S, EA-8103, EA-8304, EA-8302, y EA-8205 la mezcla se hace por

medio de tuberías de 4” de diámetro P-82068-82071, en tuberías de 8” de diámetro

82018, 82072-82074, controlando el flujo de cada entrada por medio de las válvulas

controladoras FV-82001 A/B/C/D, para entrar por tubería de 8” de diámetro a cada

serpentín del calentador.

Existe otra salida del hidrogeno de descarga de los compresores GB-8102/S es hacia

el cambiador EA-8301 A. esta corriente se hace a través de una tubería de 4” de



Página 162

diámetro P-81011. Los compresores pueden by-pasear por medio de tuberías de 6”

de diámetro P-81013.

Existe otra salida para la descarga de los compresores que es por una línea de 3” de

diámetro que se envía a los enfriadores EA-8108, que son recipientes cilíndricos

verticales, de ellos la corriente de hidrogeno es enviado a la tubería de entrada del

acumulador FA-8105. el flujo hacia el enfriador es controlado por la válvula

controladora PV-81014.

La corriente de hidrogeno que sale de los compresores que se une al circuito de

carga a la columna DA-8201, se inyecta antes de los cambiadores EA-8201 A/B/C, a

través de una tubería de 3” de diámetro P-82107. Características del fluido de entrada a los GB-8102/S

Flujo másico kg/hr. 131,324 (liq. 127,534 vap. 3,948) Peso Molecular Mezcla 114.61 (vapor 47.10) Temperatura °C Mezcla 207 Presión Kg/cm2 man. Mezcla 14.7 Densidad Kg/m3 Vapor 18.75 liquido 628 Viscosidad cp Vapor 0.02 liquido. 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.64 Azufre ppm (peso) ------


La carga entra a la columna en la parte intermedia a la altura del plato 4.

V.2.2.6 COLUMNA DA-8201

La columna es un recipiente cilíndrico vertical de 4.3 m., de diámetro interno y 70,9

m., esta construida de acero al carbón con recubrimiento interno de acero inoxidable

que opera en el domo a 12 Kg/cm2 man de presión y 258 ºC de temperatura, el

fondo del recipiente opera a 12.3 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 331 ºC,

V.2.2.7 REFLUJO DEL DOMO DE LA DA-8201



Página 163

Por el domo de la columna DA-8201, los vapores salen por tubería de 18” de

diámetro P-82001, donde se encuentran instaladas las válvulas de seguridad PSV-

82107 A/B, calibradas a una presión de 24.6 y 25.8 Kg/cm2 man respectivamente,

mismas que desfogan al quemador.

Características de los vapores de salida de la DA-8201

Flujo másico kg/hr. 199,997 Peso Molecular 92.15 Temperatura °C 258 Presión Kg/cm2 man. 12.0 Densidad Kg/m3 30.51 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.60


De esta tubería de 18” de diametro, se envía una corriente al cambiador de calor EA-

8104, a través de la tubería de 12” de diámetro P-82003, este flujo es controlado por

la válvula de flujo FV-82026, en el cambiador la corriente de vapores cede calor a la

corriente del reboiler de fondos de la torre DA-8101, disminuyendo su calor de 257 ºC

a 182ºC , de donde se envía al enfriador de aire EC-8203 Que tiene una capacidad

de transferencia de calor de 185 x 10(6) Kcal/hr, los tubos de este enfriador son de

acero al carbón, diseñados a 24.6 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 343ºC.

la temperatura de salida de los gases es contralada a través de indicador controlador

de temperatura TIC-82045, mismo que controla la operación de los ventiladores del

enfriador.

Previo a la entrada del enfriador la corriente recibe la aportación del fluido

proveniente de EA-8202, generador de vapor al BA-8102 y de los EA-8201

cambiadores de calor de la entrada de carga a la columna DA-8201. Características del fluido de entrada al EC-8203



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Flujo másico kg/hr. 199,997 (VAP. 66,262 y LIQ 50,079 Peso Molecular Mezcla 92.15 vap. 63.30 Temperatura °C 213 Presión Kg/cm2 man. 10.6 Densidad Kg/m3 Vap. 18.93 liq. 620 Viscosidad cp Vap. 0.01 liq. 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vap. 0.58 liq. 0.66 Azufre ppm (peso) ------


Los gases enfriados se envían al tanque acumulador de reflujo FA-8201, que es un

recipiente cilíndrico horizontal de 3.0 m. de diámetro interno y 10.0 m. de longitud,

tiene instalada un válvula de seguridad la PSV-82111 calibrada a una presión de

24.6 Kg/cm2 man., la presión de diseño de este recipiente es de 24.6 Kg/cm2 man y

temperatura de 235ºC, el material de construcción es acero al carbón, el tanque

opera a una presión de 10.3 Kg/cm2 man y temperatura de 204ºC.

De este recipiente la corriente de líquidos se envían por tubería de 10” de diámetro

P-82027, a la tubería de succión de las bombas GA-8201/S, de esta tubería parte

del flujo se envía a la torre DA-8203 por tubería de 6” de diámetro P-82026.

Características del fluido a la DA-8203

Flujo másico kg/hr. 26,176 (VAP 3,94827 LIQ 54,356) Peso Molecular 118.16 (vapor 74.90 liquido ---) Temperatura °C 203 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 16.06 liquido 631 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.15 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.65 Azufre ppm (peso) ------


Las bombas tienen una capacidad volumétrica de 143 m3/hr., potencia al freno de

63.5 kw , la tubería de descarga es de 6” de diámetro, de donde se puede retornar al



Página 165

tanque a través de la tubería de 6” de diámetro P-82029 de y de la válvula FV-82034.

En la línea de 6”de diámetro, está instalada una válvula de control de flujo FV-82034,

cuya operación está en función del nivel del tanque acumulador FA-8201., posterior a

esta válvula, se encuentran los filtros FD-8201/S, diseñados para un flujo volumétrico

de 143 m3/hr, a una presión de 37.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 343ºC, el

material de construcción de estos filtros es de acero al carbón, de donde los gases

se envían como reflujo a la columna DA-8201.

Características del fluido de reflujo al domo de la DA-8201



Del domo de la columna los vapores que salen por la tubería de 18” de diámetro, se

pueden enviar al quemador a través de la válvula HIC-82002, que está instalada en

tubería de 6” de diámetro.

Estos vapores cuentan también con la salida por tubería de 14” de diámetro P-82002,

a través de la válvula de control de presión diferencial PDV-82015, a la caldereta EA-

8202, que esta diseñado por lado tubos para una presión de 24.6 Kg/cm2 man., y

temperatura de 343ºC el material es acero inoxidable aleación tipo 304L, por el lado

cuerpo está diseñado a una presión de 2 KG/cm2 man., temperatura de 375ºC y

material de acero al carbón recubierto con inoxidable 304. La temperatura de

operación es de 227 ºC.



Página 166

Del EA-8202 los gases son enviados por tubería de 14” de diámetro, al enfriador de

aire EC- 8203 junto con la corriente de los EA-8104.

Existe otra salida de gases del domo de la columna que se hace por tubería de 12”

de diámetro P-82032, que ceden calor en los cambiadores EA-8201 A/B/C, a la

corriente de carga de la columna disminuyendo su temperatura de 258 a 213ºC.,

para integrarse a la corriente de entrada del EC-8203.

V.2.2.8 CIRCUITO DEL FONDO DE LA DA-8201.

Del fondo de la columna DA-8201, la corriente sale a una temperatura de 331 ºC. y

12.3 Kg/cm2. Man de presión, por tubería de 20” de diámetro P-82006, en la que

existe una salida por tubería de 6” de diámetro P-82007, cuyo flujo se controla a

través de la válvula controladora de flujo FV-82029, de esta válvula la corriente entra

al fondo de la torre DA-8203 (torre separadora de sulfhídrico).



Página 167

Características del fluido al fondo de la DA-8203

Flujo másico kg/hr. 26,126 (vapor 3,948 liquido 22,230) Peso Molecular 162.21 (vapor 152.70 liquido ---) Temperatura °C 321 Presión Kg/cm2 man. 7.3 Densidad Kg/m3 ----- Viscosidad cp ----- Capacidad calorífica Kcal/kg °C ----- Azufre ppm (peso) -----


Por la tubería de 20” de diámetro llega a la succión de las bombas GA-8202/S, que

están diseñadas con una capacidad volumétrica de 887 m3/hr, con una diferencial de

descarga de 169 m. y potencia al freno de 374 kw.




La descarga de estas bombas se hace a través de una tubería 12” de diámetro P-

82013, esta descarga tiene varias opciones la primera es que puede ser enviada a la

columna DA-8201 por tubería de 8” de diámetro P-82085, a controlándose este flujo

por medio de la válvula de control de flujo FV-82002.



Página 168

La segunda opción es enviar el flujo por la tubería de 8” de diámetro P-82017 a ceder

calor al flujo de alimentación de carga de la torre DA-8101 en el reboiler EA-8103,

para regresar esta corriente a la descarga de las bombas GA-8202/S, por la tubería

de 8” de diámetro P-81028, que incrementa el diámetro a 10”, para recibir los flujos

de los cambiadores EA 8302, EA-8304 y EA-8305. El flujo de estos recipientes se

controla por medio de la válvula TV-82044, de donde finalmente se integran a la

tubería de descarga de de las bombas.

Estas tres corrientes salen de la tubería de descarga de las bombas por tubería de 6”

de diámetro P-82014 al cambiador EA-8302, tubería de 8” de diámetro P-82016 al

cambiador EA-8204 y tubería de 6” de diámetro P- al cambiador EA-8305.

Adicionalmente en esta tubería se inyecta la corriente de nitrógeno proveniente del

equipo PA-8202 por una línea de 1” de diámetro 82104.

Finalmente el fluido se envía al calentador de fuego directo BA-8201.




La carga al calentador BA-8201 se ingresa en 4 serpentines cada una por tubería

independiente de 8” de diámetro, controlándose este flujo por medio de las válvulas



Página 169

FV-82011 A/B/C/D, posteriormente a estas válvulas las líneas de cada serpentín

reciben la corriente de los compresores de hidrogeno GB-8102/S Y GB-8201.

V.2.2.9 Calentador BA-8201

Este calentador es del tipo a fuego directo, tiene una capacidad generación de calor

de 34.94 millones de Kcal /hr. El material interno es de aleación 5 Cr. ½ Mo. El

combustible que se utiliza es gas que se recibe por línea de 6” de diámetro P-87001

en el límite de batería de la planta, y la entrada a los quemadores del calentador

disminuye el diámetro a 4” de diámetro P-87002 el nitrógeno de inyección al gas

combustible se recibe en limite de batería por línea de 2” de diámetro P-87015.

La tubería de gas a pilotos se efectúa por la línea de 2” de diámetro P-87012 el flujo

es controlado por medio de válvulas automática PCV-82103 cuya operación está en

función de la presión de entrada al calentador.

Tanto al gas que entra a los quemadores como al de pilotos se les inyecta gas

nitrógeno.

El calentador cuenta como una medida de proyección con líneas de vapor de 2” de

diámetro (de 11/4 Cr 1/2Mo ) que se utiliza como vapor de apagado y las descargas

esta localizadas en los cabezales de los serpentines.

La los gases calientes que se salen por la chimenea del calentador se utilizan para

sobrecalentar vapor que entra por tubería de 6” de diámetro, de 11/2Cr 1/ 2 Mo. El

flujo de este vapor está controlado por la válvula de salida PV-82035, la tubería

cuenta con una válvulas de seguridad, la PSV-82118 calibrada a una presión de

22.5 Kg/cm2 man.



Página 170

La carga de nafta entra al calentador en la zona de convección y sale por la parte

baja del calentador (zona de radiación) por las tuberías de 14” de diámetro P-87019-

22 de aleación 5Cr. 11/2 Mo, una para cada serpentín, uniéndose en un cabezal de

30” de diámetro del mismo material que las de los serpentines. Por esta tubería la

nafta se envía a la Columna CDHDS,

Características del fluido del calentador al fondo de la DA-8201

Flujo másico kg/hr. 507,273 (vapor 253,613 liquido 253,660) Peso Molecular 138.42 (vapor 120.40 liquido ---) Temperatura °C 334 Presión Kg/cm2 man. 12.6 Densidad Kg/m3 Vapor 37.11 liquido 571 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.10 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.64 liquido 0.76 Azufre ppm (peso) -----


V.2.2.10 SEPARADOR DE GASES ACIDOS DA-8203

La corriente del fondo de la DA-8201, que se envía por tubería de 6” de diámetro P-

82007, a la torre separadora de sulfhídrico DA-8203, donde se recibe con una

temperatura de 37 ºC.

Esta torre está construida de acero al carbón con internos de acero inoxidable tipo

410, tiene una altura de 19.7 m., diámetro interno de 0.6 m., diseñada a 9.0 Kg/cm2

man de presión y temperatura de 330 ºC.. En la salida del domo se encuentra

instalada la PSV-73138 calibrada a una presión de 9.0 Kg/cm2 man,

La torre tiene instalados indicadores transmisores de temperatura y presión.

En esta torre se recibe la corriente del tanque acumulador de reflujo FA-8201 al

domo de la Columna DA-8201.



Página 171

Características del fluido del FA-7201 al separador DA-8203

Flujo másico kg/hr. 54,983 (vapor 627 liquido 54.356) Peso Molecular 118.16 (vapor 74.90 liquido ---) Temperatura °C 203 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 16.06 liquido 631 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.31 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.68 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) -----


Antes de entrar al separador esta corriente recibe la aportación del fluido proveniente

del tanque separador de CDHDS frio FA-8203 por tubería de 2” de diámetro P-

82040.

En el separador se recibe también la corriente del tanque acumulador FA-8202 por

tubería de 6” de diámetro P-82034

Características del fluido de FA-7202 al separador DA-8203

Flujo másico kg/hr. 50,079 (vapor 19 liquido 50,060) Peso Molecular 100.85 (vapor 14.60 liquido ---) Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 7.1 Densidad Kg/m3 Vapor 4.03 liquido 736 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.31 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.68 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) -----


V.2.2.11 REFLUJO AL DOMO DE LA TORRE DA-8203

El domo de la DA-8203 opera a 157 ºC de temperatura y 7.0 Kg/cm2, man de

presión, y el fondo a 7.2 Kg/cm2 man de presión y temperatura de 221 °C. El



Página 172

cuerpo es de acero al carbón, los internos son de acero inoxidable 410, está

diseñada 9.0 Kg/cm2,man de presión y temperatura de 330 ºC, Tiene una altura de

27.7 m., y 2.5 m. de diámetro interno. La torre en el domo tiene instalada la válvula

PSV-82138 de 62 calibrada a una presión de 9.0 Kg/cm2. man.

Del domo de la DA-8203 el flujo se envía por tubería de 10” de diámetro P-82051,

los gases ácidos que salen de la torre entran al condensador de aire EC-8202, el

cual tiene una capacidad de enfriamiento de 1.58 millones Kcal/hr, la presión de

diseño es de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 330 ºC el material es de acero al

carbón. Este condensador cuenta con un by-pass que se opera a través del

controlador HIC y la válvula HV-82004. La tubería del by-pass es de 6” de diámetro

P-82100. Características del fluido de entrada al enfriador EC-8202.



La tubería de salida de gases de la torre recibe previo a la entrada al condensador la

aportación de la corriente de purga de agua amarga del FA-8201 que es transportada

por la tubería de 2” de diámetro P-82001,

El fluido de salida del condensador se envía por tubería de 8” de diámetro P-82053,

al tanque acumulador de reflujo de acido FA-8205 que opera a 6.7 Kg/cm2, man de

presión y temperatura de 66 ºC, este acumulador es un recipiente cilíndrico horizontal



Página 173

tiene 1.5 m. de diámetro interno y longitud de 3.8 m., está diseñado a 9.0 Kg/cm2

man. de presión, y temperatura de 200 ºC, el material de construcción es acero al

carbón.

Los gases en acumulador de reflujo FA-8205 se envían por tubería se 4” de

diámetro P-82065 , junto con la corriente de vapores del acumulador FA-8303, al

condensador EA-8204, que es un recipiente cilíndrico horizontal diseñado para

intercambiar 0.59 millones de Kcal/hr, el cuerpo es de acero al carbón, con una

presión de diseño de 9.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 200 ºC. el lado tubos

también es de acero al carbón diseñado a una presión de 9.0 Kg/cm2 man., y 55 ºC

de temperatura.

Características del fluido de entrada al cambiador EA-8204.



El producto condensado regresa al acumulador y los vapores incondensables se

envían al absorbedor de amina DA-8302.

Características del fluido condensado de retorno del EC-8204.

Flujo másico kg/hr. 390 Peso Molecular 69.62 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 662



Página 174

Viscosidad cp 0.22 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.53 Azufre ppm (peso) -----


De este acumulador FA-8205 el liquido se envía por tubería de 4” de diámetro P-

82060, a la succión de bambas GA-8203/S. estas bombas tienen una capacidad

volumétrica de 19.1 m3/hr, con una diferencial de altura de 70m., y potencia al freno

de 9.5 kw.

Características del fluido de salida del acumulador a bombas GA-8203/S.



La descarga de estas bombas es por la tubería de 3” de diámetro P-82062, por

donde se transporta el fluido como reflujo a la torre DA-8203. El flujo de está tubería

se controla por la válvula FV-82049, previo a esta válvula se encuentra el reflujo al

tanque acumulador FA-8205, está corriente fluye por la tubería de 2” de diámetro P-

82064, el flujo se controla con la válvula FV-82048.

La purga del acumulador FA-8205 se manda por tubería de 2” de diámetro P-82003

al acumulador de agua amarga FA-8305.

V.2.2.12 FONDO DE LA TORRE DA-8203



Página 175

El fondo de la torre opera a 211 ºC de temperatura y 7.2 Kg/cm2 man., de presión.

Del fondo de esta torre el fluido se transporta por dos tuberías, una de 18” de

diámetro P-82049, al reboiler EA-8205 que es un recipiente cilíndrico horizontal

absorbe calor de la corriente de descarga de las bombas GA-8204/S, incrementando

la temperatura de 197 ºC a 210 ºC, para ser reintegrado a la torre DA-8203.

La otra salida, que es por la tubería de 10” de diámetro P-82050, la corriente se va a

la succión de las bombas GA-8204/S, que tienen una capacidad volumétrica de 215

m3/hr., una diferencial de altura de 299 m. y potencia al freno de 166.2 kw.

Características del fluido a la succión de las bombas GA-8204/S.



De estas bombas el fluido se transporta por la tubería de 6” de diámetro P-82058 y

es controlado por la válvula FV-82046 hasta los cambiadores de calor EA-8301 A/B

donde intercambia calor con los efluentes del reactor de pulido DC-8301.

Incrementando la temperatura de 221 a 244 °C,. de la descarga de las bombas existe

la opción de reintegrar el fluido a la torre DA-8203, por la tubería de 4” de diámetro P-

82084, controlándose el flujo por medio de la válvula FV-82054, esta línea

normalmente se encuentra fuera de operación.



Página 176

Después de la válvula de control FV-82046, la corriente se puede enviar al EA-8101C

por la tubería de 6” de diámetro P-82059, sin embargo normalmente se encuentra

fuera de operación.

Como ya se menciono el flujo en operación normal se envía a los cambiadores EA-

8301 A/B por la tubería de 6” de diámetro P-82058, esta tubería antes de los

cambiadores incrementa el diámetro a 16” para recibir la aportación de hidrogeno

proveniente de los compresores GB-8102/S y la de nafta estabilizada de la bomba

GA-8303/S, estos cambiadores son recipientes cilíndricos horizontales que tienen

una capacidad de intercambio de calor de 4.57 millones de Kcal/hr. Están

construidos cuerpo-tubos de acero al carbón, diseñado a 33 Kg/cm2 man., de

presión y 343 ºC de temperatura, de donde la corriente se envía al cambiador de

carga del reactor de pulido EA-8302, que es un recipiente cilíndrico vertical con una

capacidad de intercambio de calor de 3.08 millones de Kcal/hr., el cuerpo es de

acero al carbón, está diseñado a una presión de 33 Kg/cm2 man., y temperatura de

343 °C, los tubos son de acero al carbón, diseñados a 37 Kg/cm2 man. de presión y

temperatura de 400 °C, de estos cambiadores se envía el fluido por tubería de 18” de

diámetro P-83002, para llegar al reactor de pulido DC-8301, antes de entrar al

reactor se puede inyectar la descarga de la línea de sulfhídrico proveniente de la

bomba GA-8202/S, que normalmente está fuera de operación.

Características del fluido de entrada al rector DC-8301

Flujo másico kg/hr. 132,179 (vapor 76,621 liquido 55,558) Peso Molecular 104.38 (vapor 91.30 liquido ---) Temperatura °C ---- Presión Kg/cm2 man. ---- Densidad Kg/m3 Vapor 30.41 liquido 588 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.12 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.71



Página 177

Azufre ppm (peso) -----


V.2.2.13 REACTOR DC-8301

Es un recipiente cilíndrico vertical de 3.1 m., de diámetro interior y altura de 8.15 m.,

está construido de acero al carbón, diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión, y 343

°C de temperatura, la presión de operación en el domo es de 11.2 Kg/cm2 man y

temperatura de 260 °C, está empacado de catalizador para la reacción de separación

del azufre de la nafta, este catalizador es patente de CATALYTIC DISTILLATION

TECH NOLOGIES, el fondo del reactor opera a una temperatura de 261 °C y presión

de 10.5 Kg7cm2 man.

El reactor cuenta con indicadores transmisores de temperatura 3 en la parte superior,

3 en la parte medio y 3 en la parte inferior. También cuenta con un sistema de

medición de la caída de presión del recipiente.

En la tubería de carga al reactor se localizan 2 válvulas de seguridad la PSV-83160

de 11/2” de diámetro calibrada a una presión de 33.0 Kg/cm2, man. y la PSV- 83104

de 8” calibrada a 24.6 Kg/cm2 man. de presión.

El reactor recibe el flujo de carga por el domo y por el fondo la corriente se envía por

la tubería de 18” de diámetro P-83003 de, al cambiador de efluentes del reactor EA-

8301.

Características del fluido de salida del rector DC-8301

Flujo másico kg/hr. 132,179 (vapor 93,517 liquido 38,662) Peso Molecular 105.89 (vapor 97.70 liquido ---) Temperatura °C 261 Presión Kg/cm2 man. 10.5 Densidad Kg/m3 Vapor 30.41 liquido 588 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.12 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.60 liquido 0.71



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Azufre ppm (peso) 67


Del cambiador la corriente se envía por la tubería de 18” de diámetro P-83005, al

cambiador de efluente EA-8301/S, de donde se envía al acumulador de efluente

calientes del reactor FA-8301, que es un recipiente cilíndrico horizontal de 3.3 m., de

diámetro interno y 8.3 de longitud, tiene instalada la válvula de seguridad PSV-83123

de 6” de diámetro, calibrada a una presión de 22.0 Kg/cm2 man. el recipiente está

diseñado a 24.6 Kg/cm2 man. de presión y temperatura de 343 °C, está construido

de acero al carbón relevado de esfuerzo. Este recipiente opera 235 °C de

temperatura y presión de 9.6 Kg/cm2 man. los vapores de este recipiente salen por

tubería de 14” de diámetro P-83007.´

Características de los gases de salida del acumulador FA-8301.



Está corriente se envía al condensador de aire EC-8301, que tiene una capacidad de

enfriamiento de 7.93 millones de Kcal/hr. Esta diseñado a 24.6 Kg/cm2 man de

presión, y temperatura de 343 °C, el material de construcción es de acero al carbón

con relevado de esfuerzo. Este condensador se puede by-passear a través de la

línea de 8” de diámetro P-83045 controlándose el flujo con la válvula HV-83002.



Página 179

La corriente se envía por tubería de 10” de diámetro P-83008, hacia el acumulador

de los efluentes fríos del reactor de pulido FA-8302, que es un recipiente cilíndrico

horizontal de 1.8 m de diámetro interno y longitud 5.3 m, está diseñado a 24.6 Kg/cm

man de presión y 270°C de temperatura el cuerpo del recipiente es de acero al

carbón relevado de esfuerzo.

Este recipiente cuenta con la válvula de seguridad PSV-83126 de 2” de diámetro

calibrada a una presión de 24.6 Kg/m2 man, que descarga al quemador. Además

cuenta con controles automáticos de nivel e indicadores transmisores de presión.

Los gases que no fueron condensados, salen del recipiente por tubería de 6” de

diámetro P-83010, hacia el enfriador EA-8306.

Características del fluido de salida de gases del acumulador FA-8302



El enfriador de vapores del reactor EA-8306, es un recipiente horizontal con una

capacidad de intercambio de calor de 0.047 millones de Kcal/hr. .el lado cuerpo está

diseñado a 24.6Kg/cm2 man de presión, y 270 °C de temperatura.

Está construido de acero al carbón relevado de esfuerzo, los tubos son de acero al

carbón diseñados a 19.0Kg/cm2 man de presión y 55 °C de temperatura.

De este enfriador los condensados se regresan al acumulador.



Página 180

Características de la corriente de condensados del EA-8306 al FA-8302.



La corriente de vapores se envía por tubería de 6” de diámetro P-83057, para unirse

al fluido proveniente del enfriador de carga al acumulador FA-8203,

Características de la corriente de vapores de salida del FA-8302

Flujo másico kg/hr. 844 Peso Molecular 6.38 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 8.4 Densidad Kg/m3 2.21 Viscosidad cp 0.01 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 1.25 Azufre ppm (peso) -----


Los fondos de los tanques acumuladores FA-8301 y FA-8302 se envían por tubería

de 8” de diámetro P-83006 y de 10” de diámetro P-83009, los flujos de estas

corrientes se controlan por medio de las válvulas automáticas controladoras de los

niveles de los tanques acumuladores FV-83004 y FV-83005, para finalmente la

corriente descargue a la torre estabilizadora de naftas DA-8301.

Los drenes de los dos acumuladores se envían por tubería de 2” de diámetro al

acumulador de aguas FA-8305.



Página 181

V.2.2.14 TORRE ESTABILIZADORA DA-8301

La torre estabilizadora de naftas DA-8301, es un recipiente cilíndrico vertical de 3.2

m., de diámetro interno y 28.2 m., de altura, está diseñado a 9.0 Kg/cm2 man de

presión y temperatura de 330 °C, el cuerpo de la torre es de acero al carbón relevado

de esfuerzo, el domo de esta torre opera a 7.0 Kg/cm2 man. de presión y

temperatura 156 °C. y el fondo a 7.2 Kg/cm2 man. de presión y 221 °C, de

temperatura , cuenta con 34 platos, en ella se reciben las siguientes corrientes :

Corriente proveniente del acumulador del reactor de pulido FA-8302

Corriente del acumulador de efluentes calientes del reactor FA-8301.

Corriente de gases del compresor GB-8101 Características del fluido del acumulador FA-8302 a DA-8301

Flujo másico kg/hr. 48,406 (vapor 6 liquido 48,401) Peso Molecular 105.04 (vapor 9 liquido ---) Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 7.1 Densidad Kg/m3 Vapor 2.46 liquido 745 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.33 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 1.0 liquido 0.53 Azufre ppm (peso) ----



Flujo másico kg/hr. 82.928 (vapor 2.383 liquido 80.545) Peso Molecular 126.61 (vapor 97.80 liquido ---) Temperatura °C 232 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 Vapor 20.83 liquido 618 Viscosidad cp Vapor 0.01 liquido 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C Vapor 0.57 liquido 0.67 Azufre ppm (peso) ----

Corriente 1182 fase -----mezcla



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Características del fluido del compresor GB-8101 a la DA-8301



La torre cuenta con dos válvulas de seguridad, la PSV-83128 A de 6” de diámetro

calibrada a 9.0 Kg/cm2 man. de presión, y la PSV-83128B de 6” de diametro

calibrada a 9.45 Kg/cm2 man de presión, que se encuentran localizadas en la tubería

de salida del domo, esta torre tiene instalados en el cuerpo indicadores transmisores

de presión y temperatura.


Del domo de la torre sale la mezcla de gases por tubería 10” de diámetro P-83019,

para entrar al condensador de nafta estabilizada EC-8302, con las siguientes

características Características del fluido de salida a EC-8302





Página 183

El condensador tiene una capacidad de enfriamiento de 1.6 millones de Kcal/hr, esta

diseñado a 9.0 Kg/ cm2 man de presión y 330 °C de temperatura, es de acero al

carbón relvado de esfuerzo, el condensador se puede by-passear a través de la

tubería de 6” de diámetro P-83056, y la válvula controladora HV-83003. El

condensador controla la velocidad de los ventiladores por medio del TIC-83022.

La salida de este condensador se descarga por tubería de 8” de diámetro P-83021, al

acumulador de reflujo de nafta estabilizada FA-8303. El acumulador es un recipiente

cilíndrico horizontal de 1.5 m. de diámetro interno y longitud de 3.1 m., esta diseñado

a 9.0 Kg/cm2 de presión y 200 °C de temperatura, es de acero al carbón relevado de

esfuerzo. En operación normal trabaja a 6.7 Kg/cm2 man. de presión y temperatura

de 66 °C, por el domo salen los vapores ácidos por tubería de 4” de diámetro P-

83027, para unirse a la corriente del fluido de vapores del acumulador FA-8205.

Características de la corriente de vapores del FA-8303.



Por el fondo los líquidos se envían por tubería de 4” de diámetro P-83022 a la

succión de las bombas GA-8301/S

Características de la corriente de fondos del FA-8303 a las bombas GA-8301/S.



Página 184

Flujo másico kg/hr. 12,630 Peso Molecular 76.57 Temperatura °C 66 Presión Kg/cm2 man. 6.7 Densidad Kg/m3 665 Viscosidad cp 0.21 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.5105 Azufre ppm (peso) ----


De estas bombas el liquido se envía por tubería de 3” de diámetro P-83024, como

reflujo al domo de la torre DA-8301, de esta corriente una parte del flujo se envía

como reflujo al acumulador a través de la tubería de 11/2” de diámetro P-83026,

controlándose el flujo por la válvula controladora de nivel FV-83011,

De la cubeta de fondos se envía el agua amarga por tubería de 2” de diámetro P-

83005, al acumulador de aguas amargas FA-8305

V.2.2.16 FONDOS DE LA TORRE DA-8301

del fondo de la torre DA-8301 se envía la corriente al reboiler EA-8304, donde

incrementa la temperatura de 221 a 235°C.

La corriente de nafta estabilizada se descarga de la torre por tubería de 10” de

diámetro P-83013 a la succión de las bombas GA-8302/S, que tienen una capacidad

volumétrica de 214.9 m3/hr., están diseñadas para una diferencial de altura de 95 m.,

y potencia al freno de 51kw. Características de la corriente de fondos de la DA-8301 a las bombas GA-8302/S.

Flujo másico kg/hr. 130.799 Peso Molecular 118.94 Temperatura °C 221 Presión Kg/cm2 man. 7.2 Densidad Kg/m3 611



Página 185

Viscosidad cp 0.14 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.68 Azufre ppm (peso) ----


De estas bombas el producto se envía por tubería de 6” de diámetro P-83034, a los

EA-8101 A/B/C precalentadores de carga a la torre hidrodesulfuradora DA-8101, y

de estos cambiadores el fluido se envíe al enfriador de aire EC-8303, que está

diseñado con una capacidad de intercambio de calor de 0.95 millones de Kcal/hr.,

presión de 33Kg/cm2 man. y 250 °C de temperatura. El material de construcción de

este condensador es acero al carbón.

La nafta sale de este condensador por tubería de 6” de diámetro 81031y entra al

enfriador de producto estabilizado EA-8305 que está construido el lado cuerpo de

acero al carbón, tiene una capacidad de intercambio de 1.85 Kcal/hr., a una presión

de 33 Kg/cm2 man y temperatura de 220° C, el lado de tubos esta diseñado a 24.4

Kg/cm2 de presión y temperatura de 55°C, de donde se envía por tubería de 6” de

diámetro como producto HCN, al límite de batería. Características de la corriente de nafta estabilizada de DA-8301 al limite de batería.

Flujo másico kg/hr. 130,799 Peso Molecular 118.94 Temperatura °C 38 Presión Kg/cm2 man. 5.0 Densidad Kg/m3 791 Viscosidad cp 0.54 Capacidad calorífica Kcal/kg °C 0.50 Azufre ppm (peso) 10


A la salida de este cambiador la tubería tiene instalada una válvula controladora de

flujo FV-83015.

Cuando por problemas operacionales el producto no cumple con las características,

se enviará a almacenamiento por tubería de 6” de diámetro P-83037.



Página 186

V.2.2.17 CIRCUITO DE AGUA MARGA.

El tanque acumulador de aguas amargas FA-8305, recibe las corrientes de los

tanques FA- 8101, 8102, 8302, 8203, 8301, 8302 y 8203, y opera a una temperatura

100°C y 1.0 Kg/ cm2 man de presión. Este tanque está construido acero al carbón, a

una presión de diseño de 6.0 Kg/cm2 man., y temperatura de 150 °C. Las

dimensiones del tanque son 1.5 de diámetro interno y 3.8 m., de longitud.

De esta tanque los vapores se envían al quemador por la tubería de 2” de diámetro

P-87311, y la corriente liquida entra a la succión de las bombas GA-8304/S para ser

bombeada por la tubería de 6” de diámetro P-87001 (tubería de salida al límite de

batería a tratamiento).

V.2.2.18 CIRCUITO DE AMINA DA-8302

Los vapores del EA-8204 se reciben por tubería de 4” de diámetro P-82067 en la

torre absorbedora de amina DA- 8302, la torre está construida de acero al carbón

relevado de esfuerzo, diseñada a una presión de 9.0 Kg/cm2 man. y temperatura de

150°C, este recipiente tiene 0.6 m., de diámetro interno y altura |9.7 m.,, está

diseñado 9.0 Kg/cn2 man. de presión y 150 °C de temperatura.

Características del fluido de salida del EA-8204 a la DA-8302.





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Está torre recibe la corriente de amina del limite de batería por tubería de 3” de

diámetro P-87004, controlando el flujo por medio de la válvula FV-83013, en

operación normal se reciben 3,299 Kg/hr., a 16 Kg/cm2 man. de presión y 46 °C de

temperatura.

Los gases salen de la torre DA-8302 por la parte superior del recipiente por la línea

de 4” de diámetro P-83030, y el flujo es controlado por la válvula PV-83012. Estos

gases se envían al tanque acumulador absorbedor de amina FA-8304 Características de los gases de salida de la DA-8302. al FA-8304



El tanque acumulador absorbedor de amina es un recipiente cilíndrico vertical 0.6 m.,

de diámetro interno y 2.7 m., de altura, cuenta con una válvula de seguridad de 2” de

diámetro, calibrada a una presión 9.0 Kg/cm2 man. cuya descarga es al quemador.

El material de construcción del tanque es acero al carbón relevado de esfuerzo esta

diseñado a 9.0 Kg/cm2 man de presión, y 150 °C de temperatura, las condiciones de

operación son 6.1 Kg/cm2 man de presión y 46°C. de temperatura.

La salida de los gases del FA-8304 se envían por tubería de 6” de diámetro P-83050,

al enfriador EA-8303, que tiene una capacidad de enfriamiento de 70 mil Kcal/hr, el

cuerpo del enfriador es de acero al carbón relevado de esfuerzo diseñado a 9.0



Página 188

Kg/cm2 man de presión, y 150 °C de temperatura, los tubos son de acero al carbón

diseñados a 9.0 Kg/cm2 man de presión y 55°C. de temperatura, en la salida de los

tubos está instalada la válvula de seguridad PSV-83117 calibrada a 9.0 Kg/cm2 man.

de presión.

Los gases de salida del enfriador se envían al límite de batería por la tubería de 6” de

diámetro P-83052 a 38°C. de temperatura y 6.0 Kg/cm2 man. de presión, con flujo

másico de diseño de 1,676 Kg/hr.

Del fondo del acumulador de gases del absorbedor FA-8304, la corriente de amina

rica sale por la tubería de 2” de diámetro P-87303 para unirse a la tubería de 3” de

diámetro P-87301 que transporta la corriente de amina rica que sale por el fondo del

absorvedor DA-8302. El flujo másico de las dos descargas es de 3,410 Kg/hr., con

una temperatura de 46 °C y 5.0 Kg/cm2 man., de presión. Esta corriente se envía al

límite de batería.

V.2.2.19 REACCIONES DE LA COLUMNA CDHYDRO

Las reacciones en la unidad de la columna CDHydro pueden dividirse en tres tipos:

hidrogenación selectiva, hidroisomerización y tioeterificación.

A) Hidrogenación selectiva.

Las diolefiinas como 1,3-pentadieno e isopreno se hidrogenan a 1-penteno y 3-metil-

1-buteno respectivamente.



Página 189

B) Hidroisomerización

Las reacciones de hidroisomerización son reacciones de equilibrio entre isómeros

olefínicos C5 normales e isómeros olefínicos iso-C5



Página 190

C) Tioeterificación

Los mercaptanos reaccionan con material olefínicos para formar sulfuros olefínicos

pesados térmicamente estables.

Los sulfuros olefínicos pesados se destilan en el fondo

V.2.3 Servicios Auxiliares de las plantas desulfuradotas

Para el optimo funcionamiento de las plantas Desulfuradoras de Gasolinas, se

requiere contar con una serie de servicios adicionales, denominados “Servicios

Auxiliares”, cuyo operación y aspectos de integración se describen a continuación,

señalando para tal fin los aspectos más importantes de cada uno de los servicios y

los requerimientos que deben cumplir para garantizar la operabilidad eficiente de las

plantas, entre los que destacan los siguientes:

V.2.3.1 UNIDADES REGENERADORAS DE AMINA

Como parte de los servicios auxiliares se debe Desarrollar la Ingeniería Básica,

Ingeniería de Detalle, Procura de Equipo y Materiales, Construcción, Pruebas,

Capacitación, Preparativos de Arranque, Arranque y Pruebas de comportamiento,

para dos Unidades de Regeneración de Amina para las Plantas Desulfuradoras de

Gasolina Catalítica 1 y 2 (ULSG-1 y 2) en la Refinería "Miguel Hidalgo” de Tula de

Allende, Hgo.



Página 191

Dentro de la plantas ULSG-1 y 2 se contará con los equipos de absorción de amina

de alta y baja presión y el sistema de regeneración de amina se localizará en el área

de las plantas como parte complementaria de la Sección de Endulzamiento donde el

Gas de Recirculación y el Gas Combustible serán endulzados para cumplir con

especificaciones en el contenido de ácido sulfhídrico (H2S). El Sistema de

Regeneración de Amina para la planta ULSG-1, debe estar fundamentada en el uso

de tecnologías plenamente establecidas y probadas a nivel comercial.

A) Capacidad de la Unidad

Las Unidades Regeneradoras de Amina 1 y 2 (URA-1 y URA-2), se deben diseñar

para suministrar 32 m3/hr (140.9 GPM) c/u de solución al 40% en peso de

metildietanolamina (MDEA) pobre, para regenerar amina rica proveniente de las

Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica 1 y 2 (ULSG-1 y ULSG-2). Los

equipos se deben diseñar con márgenes hidráulicos para operar con variaciones de

concentración entre 35% y 45% en peso de MDEA. El Contratista debe otorgar las

Garantías del proceso de estas unidades así como la Licencia de Uso de Tecnología.

La siguiente tabla muestra los requerimientos de Amina Pobre que deben manejar

las Unidades Regeneradoras de Amina:



Página 192

ULSG-1 ULSG-2 Absorbedor de

Amina del Gas de Recirculación de la Columna CDHDS

(DA-7202)

Absorbedor de Amina del Gas de Venteo (DA-7302)

Absorbedor de Amina del Gas de

Recirculación de la Columna CDHDS

(DA-8202)

Absorbedor de Amina del Gas de Venteo (DA-8302)

Concentración de Diseño

40 % en Peso de MDEA




Flujo Normal , m3/Hr 20.0 4.0 20.0 4.0 Flujo Nominal m3/Hr (Durante el proceso de Sulfhidrado del catalizador)

24.0

8.0

24.0

8.0

Capacidad Total de Diseño de la Unidad de Regeneración de Amina m3/Hr

32.0

32.0

La Unidad Regeneradora de Amina debe diseñarse para producir una solución de

Amina Pobre conteniendo como máximo 0.002 mol H2S / mol MDEA.

La siguiente tabla muestra la composición de Amina Rica a tratar en la Unidad

Regeneradora de Amina:

Composición de amina rica a tratar en la unidd regeneradora de amina.

Composición Mol % MDEA 8.96 H2S 2.65 Agua 88.38 Metano, ppm mol 17 Etano, ppm mol 27 Propano, ppm mol 23 Hidrógeno, ppm mol 23 CO2, ppm mol 1 Total, % mol 100 Densidad, Kg/m3 1071



Página 193

El rango de carga y circulación de amina rica a tratar en las Unidades de

Regeneración de Amina se determina en base a los requerimientos del proceso de

las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica:

La carga de Amina Rica es 0.2 moles H2S / mol MDEA para el Absorbedor de Amina

del Gas de Recirculación de la Columna CDHDS y 0.3 moles H2S / mol MDEA para

el Absorbedor de Amina del Gas de Venteo

Como parte de las condiciones de operación de las Unidades de Regeneración de

Aminas se debe observar los siguientes aspectos:

B) Factor de servicio

La planta debe operar 36 meses (mínimo) en forma continua. Asegurando el máximo

rendimiento.

C) Flexibilidad

La sección se diseñará para procesar la amina rica proveniente de las plantas

ULSG’s con la carga necesaria para mantener la operación de esta a su máxima

capacidad de operación.

La sección tendrá un 10% de sobrediseño.

La sección no deberá seguir operando bajo las siguientes condiciones:



• A falla de aire de instrumentos.

• A falla de agua de enfriamiento

• A falla de carga y




Página 194

La sección debe diseñarse para que automáticamente, en caso de cualquier falla,

tenga facilidad de efectuar un paro seguro y ordenado.

Todas estas condiciones deben ser confirmadas mediante el sistema de protección

que permita llevar la planta a una condición segura. El sistema de protecciones de

las Regeneradoras de Amina debe estar integrado en el sistema de protección de las

plantas ULSG’s.

Condiciones requeridas por las plantas ULSG’s

Condiciones de Operación (normal / máxima)

Condiciones de Diseño Mecánico

Descripción Presión Kg / cm2 man.

Temperatura ºC

Presión Kg / cm2 man.

Temperatura ºC

Amina Pobre @ CDHydro / CDHDS L.B.

16.0 / 20.0 46 / - Nota (1)

24.6 150

Amina Rica @ CDHydro / CDHDS L.B.

5.0 / - 46 / 52 24.6 150

Purga de Agua Amarga de la Unidad Regeneradora de Amina

Por Contratista

Gas de Salida de la Unidad Regeneradora de Amina a la Planta de Azufre

El gas ácido producido deberá garantizar una pureza mínima de H2S del 97 % mol, con un contenido máximo de 0.3 % mol de Hidrocarburos

Nota (1). En el retorno de la amina pobre a las plantas U-7000 y U-8000 se debe instalar un Controlador de Temperatura, para que la amina se entregue a una temperatura mínima de 46 °C.

V.2.3.2 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

En virtud del alto contenido de ácido sulfhídrico (H2S) en las corrientes del gas de

recirculación en el absorbedor de gas de la Columna CDHDS (DA-202) y del gas de

venteo del Absorbedor de Amina (DA-302), se utilizará el proceso de MDEA que se

aplica comúnmente para el endulzamiento o eliminación del H2S mediante el lavado

a contracorriente con una solución de MDEA pobre (MDEA regenerada). La



Página 195

efectividad de cualquier amina para absorber gases ácidos se debe a la alcalinidad

de la solución, por lo que posteriormente la solución de MDEA con H2S (MDEA rica)

desorberá el ácido sulfhídrico mediante un proceso de regeneración de amina.

V.2.3.3 Regeneración de MDEA

La solución de MDEA rica obtenida por el lavado de los gases de recirculación y de

venteo, se envía a regenerar con la finalidad de obtener una corriente de MDEA

pobre, la cual se recircula en circuito cerrado para reiniciar el lavado; como

subproducto de esta etapa se obtiene una corriente de gas ácido, la cual se debe

enviar como carga a la Planta de Azufre No. 5 existente. Para que el gas ácido

pueda ser enviado a la planta de azufre, éste debe tener una pureza mínima de H2S

del 97 % mol, con un contenido máximo de 0.3 % mol de Hidrocarburos; por lo que el

Contratista en su diseño debe garantizar que el gas ácido producto cumpla con estas

concentraciones.

La solución de MDEA rica procedente de la Sección Absorbedora de Amina del Gas

de Recirculación de la Columna CDHDS (DA-202), y del Absorbedor de Amina del

Gas de Venteo (DA-302) de las plantas ULSG’s, se recibe en la Unidad

Regeneradora de Amina a 5.0 kg/cm² man y 46 / 52 °C (normal / máxima), esta

corriente se debe enviar a un tanque separador de DEA rica, donde se tiene una

mezcla en dos fases (vapor y líquido); la fase vapor, constituida por hidrocarburos

ligeros y H2S, se debe enviar a desfogue mediante un control de presión en rango

dividido con la corriente de presurización con nitrógeno. Por su parte, la fase líquida

constituida por dos líquidos inmiscibles (hidrocarburos pesados y solución de MDEA

rica) se debe separar en el tanque, de forma que los hidrocarburos arrastrados sean

separados.



Página 196

La solución de amina rica e hidrocarburo empieza a llenar el primer compartimiento

del tanque separador y a través de la línea que actúa como vaso comunicante se

envía MDEA rica al tercer compartimiento; el tubo a través del cual ingresa la MDEA

rica al tercer compartimiento tiene su salida hacia este compartimiento a una altura

tal que permite la separación de hidrocarburo y solución de MDEA rica; el

hidrocarburo separado ascenderá por encima de la solución de MDEA rica que se

aloja en el primer compartimiento y empezará a derramarse en el compartimiento

intermedio cuando su nivel rebase la altura de la mampara; así mismo, la solución de

MDEA rica empezará a derramarse en el tercer compartimiento cuando su nivel en el

primer compartimiento rebase la altura del tubo a través del cual la MDEA rica entra

al tercer compartimiento.

Los hidrocarburos líquidos separados deben enviarse a “slop” mediante dos bombas

(una en operación y otra de relevo), que deben operar en forma automática a control

de nivel.

La fase líquida de MDEA rica es extraída del recipiente a control de nivel del

separador, mediante dos bombas (operación y relevo) para elevar la presión; de esta

forma la solución de MDEA rica se debe enviar a un intercambiador de MDEA Rica /

MDEA Pobre (lado tubos, para minimizar problemas de corrosión) con el producto de

fondos de la regeneradora de MDEA (lado coraza); es necesario que la MDEA rica

llegue precalentada a la regeneradora y gracias al calentamiento proporcionado por

el intercambiador se eleva su temperatura y a la vez se tenga recuperación de calor.

Una vez precalentada la MDEA rica se debe alimentar a la torre regeneradora. La

finalidad de la regeneradora es separar por el domo la corriente de gas ácido (H2S)

mediante calor que se debe suministrar en el rehervidor de la regeneradora, al subir



Página 197

la temperatura de la amina, y por los fondos se obtendrá una solución de MDEA

pobre. En la parte superior de esta torre se debe lavar el gas ácido que debe

enviarse a la planta de azufre, al mismo tiempo que se evitan pérdidas de MDEA. En

el diseño se debe tener especial cuidado en la temperatura del fondo de la torre para

evitar la degradación de la amina y tener problemas de corrosión.

La corriente de salida del domo de la torre se debe enfriar en dos etapas; en la

primera etapa se debe utilizar el Primer Condensador tipo aeroenfriador, y para la

segunda etapa se debe utilizar agua de enfriamiento en un Segundo Condensador

donde desciende la temperatura a las condiciones requeridas por el proceso y para

el envío del gas ácido a la planta de azufre, verificando la presión de entrada

requerida en dicha planta.

La temperatura de condensación se debe regular mediante un control de temperatura

que reciba señal de la línea de proceso efluente del aeroenfriador, la cual debe

actuar modificando el ángulo de ataque de las aspas del ventilador, modificando así

el paso del aire a través del haz de tubos. Para proteger a los equipos periféricos del

regenerador se debe contar con un sistema de inyección de inhibidor de corrosión en

la línea de vapores del domo de la torre regeneradora.

La mezcla que sale del condensador (lado coraza) se debe enviar a un tanque

acumulador de la regeneradora, donde se deben separar las fases líquido y vapor,

además de que este tanque se debe diseñar de forma que se tenga separación de

líquido–vapor y líquido-hidrocarburos. La fase vapor, constituida por el gas ácido, se

debe enviar a control de presión como carga a la planta de azufre, como protección

por sobre presión, este tanque debe contar con un control de presión en rango

dividido para el desvío de la corriente de gas ácido al desfogue de la planta. Por su

parte, la fase líquida pesada constituida principalmente de agua amarga, se debe



Página 198

manejar mediante dos bombas de agua amarga (operación y relevo) para su envío,

previo control de flujo en cascada con el nivel del acumulador, como reflujo de la

torre regeneradora.

Los hidrocarburos recuperados en el acumulador de la regeneradora se deben

desalojar a control de nivel mediante una bomba de hidrocarburo recuperado, esta

corriente se debe integrar a la línea de hidrocarburo recuperado del separador de

hidrocarburos de MDEA rica, para su envío como hidrocarburos recuperados a

“slop”.

El total de líquido efluente de la torre regeneradora se debe recolectar en una charola

de sello, de donde se debe enviar como carga al Rehervidor de la Regeneradora, de

tipo “Kettle”, éste rehervidor debe proporcionar los requerimientos térmicos para la

separación de los gases ácidos. Tanto el líquido como el vapor que salen del

rehervidor se deben retornar a la torre regeneradora de amina; en el caso de la

corriente de líquido, debe contar con una línea de suministro de agua

desmineralizada o condensado, ambos deben provenir del sistema de recuperación

de condensados, como agua de reposición para mantener la concentración de amina

para compensar las pérdidas por arrastre en las diferentes fases del tratamiento,

antes de regresar a la torre regeneradora de amina.

El medio de calentamiento del rehervidor debe ser vapor saturado de baja presión

de 3.5 kg/cm2 man y 150 °C que debe alimentarse a control de flujo en cascada con

control de flujo de la corriente de carga a la regeneradora de MDEA. Para la

recuperación de los condensados generados, se debe contar con un sistema de

recuperación de condensado aceitoso.



Página 199

El producto de fondos de la regeneradora de MDEA, constituido por la solución de

MDEA pobre, debe precalentar la corriente de MDEA rica mediante intercambiadores

de calor de MDEA Rica / MDEA pobre. A esta corriente fría de amina pobre se le

debe inyectar la solución de MDEA para mantener la composición y/o concentración

de la solución de MDEA pobre.

La MDEA pobre se debe manejar mediante bombas de recirculación de MDEA

pobre (una en operación y una de relevo), la cual debe proporcionar la presión

suficiente para ser enviada al aeroenfriador de MDEA pobre, al sistema de filtrado y a

la planta ULSG correspondiente a las condiciones requeridas.

Con el propósito de eliminar las impurezas, partículas sólidas producto de la

degradación de la amina, etc., las Unidades Regeneradoras de Amina deben contar

con su sección de filtrado, la cual debe estar constituida de las siguientes etapas y

equipos: La corriente fría se debe dividir de tal manera que un porcentaje de la

solución de MDEA pobre pase a través de un primer filtro de MDEA pobre, con la

finalidad de eliminar partículas sólidas; debe continuar en el segundo filtro de MDEA

pobre, de carbón activado, donde se eliminen impurezas coloridas y productos de la

degradación de la MDEA, finalmente, debe pasar al tercer filtro de MDEA pobre,

donde se eliminen partículas arrastradas del filtro de carbón activado y en general,

partículas mayores a 5 micrones. Esta corriente filtrada se debe volver a unir con el

resto de la corriente de MDEA que no pasó por el proceso de filtrado, mediante un

control de flujo que regule esta corriente.

Para reposición de la solución de MDEA pobre se debe contar con un tanque

acumulador de almacenamiento de MDEA pobre para las dos plantas URA-1 y URA-

2, el cual debe recibir la MDEA regenerada, y un tanque acumulador de solución de

MDEA de reposición para cada unidad, el cual debe recibir, además de las corrientes



Página 200

recuperadas de MDEA del sistema de recolección del drenaje, la solución de MDEA

fresca contenida en el tanque de almacenamiento de MDEA pobre, MDEA de

tambores y agua desmineralizada, para la preparación de la solución de MDEA. Los

tanques de almacenamiento y de reposición deben contar con suministro de

nitrógeno de sello, para evitar la oxidación de la solución de MDEA, con su control

automático de presión; se debe evitar el flujo inverso en todas las líneas que

alimentan a estos tanques mediante la instalación de válvulas de retención (check);

deben contar con filtros de carbón activado o similar en sus sistemas de relevo de

presión - vacío a la atmósfera.

El envío de la MDEA de reposición se debe realizar mediante bomba, la amina de

reposición de la descarga de esta bomba debe ser filtrada mediante un filtro tipo

cartucho de algodón o polipropileno, con capacidad de filtrado de partículas mayores

de 5 micrones.

El tanque de almacenamiento de MDEA se utiliza también para preparar la solución

de MDEA Pobre, empleando MDEA de alta concentración, cuya temperatura de

solidificación es de 28 °C, por lo que previamente se debe acondicionar para

disminuir la viscosidad y facilitar su manejo al voltear el tambor hacia el registro con

pescante (balancín o similar); finalmente se adiciona el agua desmineralizada o

condensado, ambos provenientes del sistema de recuperación de condensado

limpio, para la dilución requerida.

V.2.3.4 Sistema de desfogue ácido

El destino de las descargas de las válvulas de seguridad debe ser a un sistema

cerrado (Sistema de Desfogue Acido de cada Unidad).



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El Sistema de desfogue de cada Unidad; debe contar con su tanque separador de

desfogue correspondiente; los desfogues de cada unidad se deben integrar al

Quemador Elevado Ácido existente en la Refinería y de acuerdo con los lineamientos

de ingeniería y con las normas y especificaciones técnicas.

Cada uno de los tanques acumuladores separadores de líquidos de los sistemas de

desfogues deben contar con su equipo de bombeo (operación normal y de relevo)

con operación automática de arranque y paro de acuerdo al nivel en los tanques

separadores, para enviar los líquidos recuperados a reproceso o almacenamiento.

Debe tenerse indicador de nivel y de temperatura con señal al SCD de la Unidad

respectiva y alarma por alto nivel y arranque y paro automático de la bomba.

V.2.3.5 Integraciones

Como primer punto, se deben elaborar los balances de materia y de energía de todos

los servicios principales (auxiliares), de acuerdo a los requerimientos establecidos

por el Licenciador de las Unidades CDTECH.

Se debe desarrollar la Ingeniería Básica e Ingeniería de Detalle para las

Integraciones, correspondiente a las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica 1

y 2 (U-7000 y U-8000), sus Unidades Regeneradoras de Aminas (URA-1 y URA-2) y

sus instalaciones complementarias; determinar los diámetros para todas líneas y

cabezales de forma que se garantice la entrega de las corrientes a las condiciones

de operación requeridas en los puntos de integración y/o de destino final de entrega

de las cargas, productos, desfogues y servicios principales (auxiliares).

En caso de que las condiciones de los servicios y/o proceso disponibles en la

refinería sean diferentes a las establecidas y requeridas por el Licenciador; se



Página 202

adecuarán estos servicios a las condiciones requeridas, debiendo instalar todos los

equipos e instrumentación que se requieran para llevar a cabo la adecuación a las

condiciones indicadas por el Licenciador.

V.2.3.6 Líneas de Proceso.

A) Gasolina catalítica de FCC-1 vía planta TAME a planta U-7000.

La línea establecida de proyecto, tiene su origen en la línea de 8” Ø existente

localizada en la Planta TAME de donde se debe continuar el suministro de la

Gasolina Catalítica proveniente de la planta Catalítica No. 1 (FCC-1) hacia la Planta

Desulfuradora de Gasolina Catalítica No. 1 (ULSG-1) en donde se debe conectar en

el límite de batería con la línea 8”-P-77001-A1WR-H de CDTECH.

El Contratista debe tomar en cuenta en su diseño la trayectoria de la tubería

existente desde la FCC-1 hasta la planta TAME.



Planta FCC-1, la presión de salida es de 7.7 Kg/cm2 con una temperatura de 32° C.

En límite de batería de la Planta ULSG-1, la gasolina catalítica amarga debe llegar a

una presión mínima de 3.0 Kg/cm2, asimismo en esta línea se debe interconectar la

línea proveniente de la planta FCC-2. Para el manejo de gasolinas, el criterio de


B) Gasolina catalítica de FCC-2 a planta U-8000.

La línea de proyecto tiene su origen en la brida de 8” Ø existente localizada a la

salida de los cambiadores de calor 121-C1 y 121-C2 de la planta Catalítica No. 2

(FCC-2), donde se debe hacer la interconexión; a esta tubería se conectan también



Página 203

las líneas existentes 6”-P1207-1P1 que va a la válvula de control FV-253 y la tubería

de 4”-P-1209-1P1 que va a las bombas 125J/JA existentes; de aquí se suministra la

Gasolina Catalítica a la Planta ULSG-2, conectándose en el límite de batería con la

línea 8”-P-87001-A1WR-H de CDTECH.



Planta FCC-2. La presión a la salida de la Planta Catalítica es de 6.1 Kg/cm2 con una

temperatura de 32° C. En límite de batería de la Planta ULSG-2, se debe llegar a una

presión mínima de 3.0 Kg/cm2, asimismo en esta línea se debe interconectar la línea

proveniente de la planta FCC-1. Para el manejo de gasolinas, el criterio de velocidad

del fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.

C) Gasolina fuera de especificación ligera y pesada de ULSG-1

Las Gasolinas Fuera de Especificación Ligera (LCN) y Pesada (HCN) producidas en

la Planta ULSG-1, deben ser enviadas a los tanques TV-15 y TV-16. Estas líneas

tienen su origen en el Límite de Batería (LB) de la Planta ULSG-1 por medio de las

líneas 4”-P-71060-A1D-N de LCN y 6”-P-73037-B1D-N de HCN, y ambas líneas se

deben integrar en un solo cabezal, al cual se deben integrar las líneas siguientes:

gasolina fuera de especificación de ULSG-2, y las líneas de Rechazo de Carga de

las ULSG-1 y ULSG-2, para su envío a los tanques TV-15 y TV-16.


BPD, y la presión disponible en el LB de la Planta ULSG-1 es de 5.0 Kg/cm2 con una

temperatura de 38° C (de acuerdo a la Ingeniería Básica del Licenciador).

D) Gasolina fuera de especificación ligera y pesada de ULSG-2

Las Gasolinas Fuera de Especificación Ligera (LCN) y Pesada (HCN) producidas en

la Planta ULSG-2, deben ser enviadas a los tanques TV-15 y TV-16. Estas líneas



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tienen su origen en el Límite de Batería (LB) de la Planta ULSG-2 por medio de las

líneas 4”-P-81060-A1D-N de LCN y 6”-P-83037-B1D-N de HCN, y ambas líneas se

deben integrar en un solo cabezal, al cual se deben integrar las líneas siguientes:

gasolina fuera de especificación de ULSG-1, y las líneas de Rechazo de Carga de

las ULSG-1 y ULSG-2, para su envío a los tanques TV-15 y TV-16.


BPD, y la presión disponible en el LB de la Planta ULSG-2 es de 5.0 Kg/cm2 con una

temperatura de 38° C.

E) Gasolina catalítica desulfurada ligera y pesada de ULSG-1 a planta TAME.

La línea de proyecto tiene su origen después del LB de la Planta ULSG-1, a partir de

las líneas 4”-P-71059-A1D-N de Gasolina Ligera (LCN) y 6”-P-73032-B1D-N de


integrar en un solo cabezal para su envío a la planta TAME, interconectándose en la

línea existente de 8” Ø que alimenta al Tanque de Carga de la Torre

Depentanizadora 01-F-208.


en LB, a esta línea se debe interconectar la línea de producto de la planta ULSG-2.

La presión disponible en el límite de batería de la planta para las dos líneas es de 5.0

Kg/cm2 a una temperatura de 38°C. La presión mínima a la que se debe entregar en

el punto de interconexión en la Planta TAME es de 3.0 Kg/cm2. La velocidad del

fluido en la tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.

F) Gasolina catalítica desulfurada ligera y pesada de ULSG-2 a Planta FCC-2.

La línea de proyecto tiene su origen después del LB de la Planta ULSG-2, a partir de

las líneas 4”-P-81059-A1D-N de Gasolina Ligera (LCN) y 6”-P-83032-B1D-N de


integrar en un solo cabezal para su envío a la planta FCC-2 al tanque de balance



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nuevo de proyecto FA-1, que forma parte de la Adecuación de carga a la planta

TAME en la Torre Depentanizadora 110 E.


en LB, a esta línea se debe interconectar la línea de producto de la planta ULSG-1.

La presión disponible en el límite de batería de la planta para las dos líneas es de 5.0

Kg/cm2 a una temperatura de 38° C (de acuerdo a la Ingeniería Básica del

Licenciador). La presión mínima a la que se debe entregar en el punto de

interconexión en la Planta FCC-2 es de 3.0 Kg/cm2. La velocidad del fluido en la

tubería no debe exceder de 7.0 pies/seg.

G) Gasolina catalítica desulfurada pesada de planta TAME al pool de gasolinas.

La gasolina pesada de los fondos de la columna Depentanizadora de la FCC-1,

localizada en la planta TAME se debe enviar a los tanques de almacenamiento del

pool de gasolinas efectuando las integraciones siguientes:

• Interconexión en la línea de 6” existente, que sale de la planta TAME, con

línea nueva de proyecto a los tanques existentes TV-60, TV-61, TV-106, TV-107, TV-

108, TV-109, TV-110, TV-111 y TV-112;

• Interconexión en la línea de 6” de diámetro existente, que sale de la planta

TAME, con línea nueva de proyecto a los tanques existentes TV-35, TV-36, TV-37,

TV-38 y TV-39

H) Gasolina catalítica desulfurada pesada de planta FCC-2 a pool de gasolinas.

La gasolina pesada de los fondos de la torre depentanizadora 110 E de la Planta

FCC-2, se debe enviar a los tanques de almacenamiento del pool de gasolinas (14

Tanques) a través de la línea existente 6”-P-1207-1P1, corriente arriba de la válvula

de control de flujo FV-253. Se deberán realizar todas las integraciones necesarias,

dentro de límite de batería de la FCC-2, así como también adecuar las corrientes a

las condiciones necesarias para el envío a almacenamiento de esta gasolina.



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I) Gasolina de rechazo de ULSG-1 a tanques TV-15 Y TV-16.





kg/cm2 a 32° C, vía la planta TAME, y de la ULSG-1 a los tanques TV-15 y TV-16

para llegar a las condiciones adecuadas de presión y flujo, a esta línea se deben

integrar las líneas siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-1 y ULSG-2,

y la línea de Rechazo de Carga de la ULSG-2.

J) Gasolina de rechazo de ULSG-2 a tanques TV-15 Y TV-16





kg/cm2 a 32° C, y de la ULSG-1 a los tanques TV-15 y TV-16 para llegar a las

condiciones adecuadas de presión y flujo, a esta línea se deben integrar las líneas

siguientes: gasolina fuera de especificación de ULSG-1 y ULSG-2, y la línea de

Rechazo de Carga de la ULSG-1.

K) Hidrógeno de baja presión a ULSG-1 y ULSG-2.

La línea de proyecto de suministro de Hidrógeno de Baja Presión (9 Kg/cm2) a las

Plantas ULSG-1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 14”-HDB-

511-1P5 que proviene de la red de Hidrógeno de la Planta Reformadora de Naftas

No. 1 (U-500-1), el “Tie in” se localiza en el LB de la Planta Endulzadora de

Hidrógeno en el Complejo HDR. Se debe integrar en el LB de las Plantas ULSG-1 y

ULSG-2 a las líneas 8”-HG-77001-A1E-N (U-7000) y 8”-HG-87001-A1E-N (U-8000).

La presión requerida del Hidrógeno de Baja Presión en LB es de 8.0 Kg/cm2 y la

presión disponible en el punto de interconexión es de 10.0 Kg/cm2 a 38° C de



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temperatura, el flujo de diseño es de 6,442.6 kg/hr. La velocidad máxima permisible

debe ser de 67 pies/seg.

L) Hidrógeno de alta presión a ULSG-1 y ULSG-2.

La línea de proyecto de Hidrógeno de Alta Presión (19 Kg/cm2) a las Plantas ULSG-1

y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 10”-GH-8906-B1E que

proviene de la planta de hidrógeno en el Complejo HDR, el “Tie in” se localiza en el

rack de tuberías, en la esquina noroeste de las calles 109 y 110. Se debe integrar en

el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a las líneas 4”-HG-77002-B1E-N (U-7000) y

4”-HG-87002-B1E-N (U-8000).

La presión disponible en el punto de integración es de 20.0 Kg/cm2 y la temperatura

de 38° C. La presión mínima requerida en LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 es de

19.0 Kg/cm2, el flujo de diseño es de 1,655 Kg/h, el peso molecular es de 2.15

g/gmol. La velocidad máxima permisible en la línea es de 67 pies/seg.

M) Gasolina catalítica amarga de TV-15 y TV-16 a casa de bombas No.2.

La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga de los tanques TV-15 y TV-16 a

la succión de las bombas nuevas BA-1128, BA-1129 y BA-1129 R, se debe integrar

en la línea de succión existente de 18” de diámetro prolongando el cabezal de

succión enfrente de las bombas para instalar su derivación a cada una de las

bombas, para enviarse como carga fría a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2. El flujo de

diseño es de 66,000 BPD (33,000 BPD por cada bomba para cada planta).

N) Gasolina catalítica amarga de casa de bombas No. 2 a ULSG-1 y ULSG-2.

La línea de proyecto de Gasolina Catalítica Amarga de las bombas nuevas BA-1128,

BA-1129 y BA-1129 R a las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 como carga fría, se debe

diseñar mediante un flujo de diseño de 66,000 BPD (33,000 BPD por cada bomba

para cada planta), integrándose en LB a las líneas 8”-P-77001-A1WR-H en ULSG-1 y

8”-P-87001-A1WR-H en ULSG-2.

O) Gasolina producto de tanques TV-60 y TV-61 a casa de bombas No.2.



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La línea de proyecto de Gasolina Producto de los tanques TV-60 y TV-61 a la

succión de las bombas existentes BA-1211A, BA-1211B y BA-1211C, es un cabezal

nuevo de proyecto, el cual se debe diseñar para un flujo de 2,400 GPM, para

enviarse a mezclado de gasolinas existente.

P) Gas combustible (Generación) de ULSG-1 y ULSG-2 a tanque TH-2000A.

La línea de proyecto de Gas Combustible Generado en las Plantas ULSG-1 y ULSG-

2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 6”-P-73058-A1WR-N (en ULSG-

1) y 6”-P-83058-A1WR-N (en ULSG-2), las cuales se deben integrar en un solo

cabezal para su envío al tanque separador TH-2000A, localizado en el área de la

Planta de Tratamiento de Aguas Amargas No. 5; se debe interconectar en la línea

existente de 16” Ø que alimenta el gas de plantas existentes de aguas amargas.

En LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, el flujo de gas combustible debe ser de

acuerdo con la Ingeniería Básica, y en el punto de interconexión se requiere que sea

integrado a una presión mínima de 4.5 Kg/cm2.

Q) Gas combustible (Consumo) a ULSG-1 y ULSG-2.

La línea de proyecto de Gas Combustible para consumo de las Plantas ULSG-1 y

ULSG-2, se debe integrar en la línea existente 10”-GC-12701A-A4A localizada en el

rack de tuberías del área de la Planta de Isomerización de Butanos “Tie-in” 14. Se

debe integrar en el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a las líneas 4”-FG-77001-

A1A-N (en ULSG-1) y 4”-FG-87001-A1A-N (en ULSG-2).

En LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, el requerimiento de Gas Combustible

Consumo debe ser de acuerdo con lo indicado en la Ingeniería Básica (presión de

4.4 Kg/cm2 y temperatura de 25° C), por lo que se deben determinar las condiciones

existentes en el punto de integración de este servicio, debiendo tomar en cuenta que

la línea existente de 10” Ø viene del cabezal de distribución de gas combustible que

sale del tanque TH-2000A, que alimenta actualmente a las Plantas de Isomerización

de Butanos e Hidrodesulfuradora de Gasóleos, y de proyecto, a las ULSG-1 y ULSG-

2 y al quemador elevado nuevo.



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R) Aceite recuperado de ULSG-1 y ULSG-2.

La línea de proyecto de aceite recuperado tiene su origen después del LB de las

Plantas ULSG-1 y ULSG-2, a la que se deben integrar entre otras, las líneas de los

siguientes servicios:

a) Recuperado del separador API.

b) Recuperado del tanque de desfogues.

c) Recuperado del sistema de purgas y vaciado de equipo.

Esta línea se debe integrar en la línea existente 6”-AREC-14301-A3A localizada en el

rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, que envía el

aceite slop generado en esta unidad a los Tanques de Slop (existentes) TV-64 y TV-

65 “Tie-in” 30. debiendose determinar el flujo producido y las condiciones de

operación para el envío y entrega del aceite recuperado a los Tanques TV-64 y TV-

65.

S) Gasolina hidrodesulfurada de casa de bombas No. 1 a ULSG-1 y ULSG-2.

La línea de proyecto debe integrase en la línea de descarga de cada una de las

bombas existentes BA-1216 A/B en la brida ciega de 2” Ø existente “Tie-in” 31 A/B,

localizadas en la casa de bombas No. 1, con un volumen requerido de 3,400 barriles

para el servicio de descerado de catalizador de la columna CDHydro en cada una de

las plantas ULSG-1 y ULSG-2; en LB se debe conectar con las líneas de cada una

de las plantas 6”-P-77004-A1C-N en ULSG-1 y 6”-P-87004-A1C-N en ULSG-2.

Las características de las bombas BA-1216 A/B son:

Flujo: 20.4 m3/h (90 GPM c/u.)

Presión de descarga: 17.6 kg/cm2 (250 psig)

Se deberán definir las condiciones de alimentación para cumplir con los

requerimientos del Licenciador, garantizando el adecuado envío de gasolina a las





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T) Diesel desulfurado de casa de bombas No. 1 a ULSG-1 y ULSG-2.

La línea de proyecto debe integrase en la esquina de las calles 110 y 109 en la

válvula de 2” Ø que sale de la línea de 12” Ø de descarga de las bombas existentes

BA-1208 D/E/F “Tie-in” 32, localizada en la casa de bombas No. 1, con un volumen

requerido de 4,100 barriles para el servicio de secado y procedimiento de sulfhidrado

de catalizador de la columna CDHDS y el reactor en cada una de las plantas ULSG-1

y ULSG-2; en LB se debe conectar con las líneas de cada una de las unidades 6”-P-

77003-B1H-H en ULSG-1 y 6”-P-87003-B1H-H en ULSG-2.

Las características de las bombas BA-1208 D/E/F son:

Flujo: 650 GPM

Presión de descarga: 272 Pies

Se deberá definir las condiciones de alimentación para cumplir con los

requerimientos del Licenciador, garantizando el adecuado envío de diesel a las



U) Gas ácido de las Unidades Regeneradoras de Amina 1 y 2 a la Planta de

Azufre No. 5.

La línea de proyecto se debe integrar en la línea existente 12”-GA-1301-A14AR-T64


Gasóleos “Tie-in” 15, que conduce el gas ácido a la planta de azufre No. 5 en el

complejo HDR.

Como parte de las actividades se debe definir el flujo, presión, temperatura y

composición del gas ácido que se produce en las Unidades Regeneradoras de

Amina No. 1 y 2 (URA-1 y URA-2), de acuerdo con la tecnología y el proceso para

las mismas, de manera que verifique el punto de interconexión definido y que llegue

con la presión requerida en la planta de azufre No. 5.

V) Agua amarga de ULSG-1 y ULSG-2 a TV-01.



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La línea de proyecto de agua amarga producida en las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y

URA-1 y URA-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 3”-AW-77001-

A1WR-P de ULSG-1 y 3”-AW-87001-A1WR-P de ULSG-2, las cuales se deben

integrar en un solo cabezal para su envío a la planta de tratamiento de aguas

amargas No. 5, y se debe interconectar en la línea existente 4”-AA-12601F-A14R


Gasóleos .

Las condiciones de operación de estas líneas se deben definir en base a lo

establecido en la Ingeniería Básica de las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y URA-1 y

URA-2, y las condiciones requeridas en el punto de integración y entrega en el

tanque TV-01 localizado en el área de la planta de aguas amargas No. 5; así mismo

se debe tomar en cuenta que la línea a la que se debe integrar maneja las aguas

amargas producidas en la planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, debiendose

realizar el diseño hidráulico de esta línea de forma que se garantice el adecuado flujo

de las corrientes que se integrarán a éste cabezal.

W) Vapor de Media Presión.

La línea de proyecto de producción y suministro de Vapor de Media Presión de y a

las plantas ULSG-1 y ULSG-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 8”-

MS-77001-B1A-H de ULSG-1 y 8”-MS-87001-B1A-H de ULSG-2, las cuales se

deben integrar en un solo cabezal para interconectarse en la línea existente de 20” Ø

localizada en el rack de tuberías del área del Complejo HDR al norte de la torre de

enfriamiento CT-503 “Tie-in” 44. De esta línea existente se debe suministrar,

mediante una línea nueva, el vapor de media presión requerido por el quemador

elevado nuevo, que dará servicio a las ULSG-1 y ULSG-2

Los consumos de vapor de media presión, se deben establecer de acuerdo a los

requerimientos indicados en la Ingeniería Básica del Licenciador, los requerimientos

y ajustes que él mismo determine durante el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, y



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verificar los diámetros de las líneas determinadas por CDTECH en su ingeniería.

Asimismo de los consumos del quemador elevado nuevo.

X) Vapor de Baja Presión.

La línea de proyecto de Vapor de Baja Presión a las plantas ULSG-1 y ULSG-2 y

URA-1 y URA-2, tiene su origen fuera del LB, a partir de las líneas 6”-LS-77001-A1A-

H de ULSG-1 y 6”-LS-87001-A1A-H de ULSG-2, las cuales se deben integrar en un

solo cabezal para integrarse en la línea existente de 30” Ø localizada en el rack de

tuberías, en la esquina noreste de las calles 110 y 119ª.

Se deberán definir los consumos y/o aportaciones de vapor de baja presión, de

acuerdo a los requerimientos establecidos en la Ingeniería Básica del Licenciador,

los requerimientos y ajustes que él mismo determine durante el desarrollo de la

Ingeniería de Detalle y los consumos que determine para las Unidades

Regeneradoras de Amina, y verificar los diámetros de las líneas determinadas por

CDTECH en su ingeniería.

Y) Agua de enfriamiento (Suministro y retorno).

Las líneas de proyecto de suministro y retorno de agua de enfriamiento se deben

integrar de la ampliación de la torre de enfriamiento CT-507 C (una celda y su

sistema de bombeo), a y de las plantas ULSG-1 y ULSG-2, URA-1 y URA-2 y sus

instalaciones complementarias; se deben interconectar a las plantas en las líneas

16”-CWS-77001-H1A-N y 16”-CWR-77001-H1A-N de CDTECH.

Como parte del desarrollo del proyecto, se deben determinar y definir las condiciones

de operación (flujo y presión), durante el desarrollo de la Ingeniería de Detalle, de

forma que se cumpla con los requerimientos establecidos por el Licenciador en la

Ingeniería Básica y los consumos que determine para las Unidades Regeneradoras

de Aminas y las instalaciones complementarias y edificaciones.

Para asegurar que el Agua de Enfriamiento se distribuya en forma adecuada y

suficiente hacia todos los equipos de proceso dentro de L.B. de las plantas; se

deben realizar los estudios hidráulicos necesarios. Asimismo se debe incluir el diseño



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e instalación (en caso de requerirse), de las bridas de orificio de flujo necesarias en

las tuberías para asegurar la correcta distribución de agua de enfriamiento (en flujo y

presión) hacia todos los equipos, de acuerdo a la localización y elevación de cada

uno de ellos.

Z) Agua de alimentación a calderetas.

La línea de proyecto del requerimiento de agua de alimentación a calderetas de las

Plantas ULSG-1 y ULSG-2, su origen se debe integrar en la línea existente 6”-AT-

12605-D3A-H-64 localizada en el rack de tuberías del área de la Planta

Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 50. Se debe integrar en el LB de las Plantas

a las líneas 4”-BW-77001-D1A-H de ULSG-1 y 4”-BW-87001-D1A-H de ULSG-2.

Se deben definir las condiciones de operación, para que el suministro del agua de

alimentación a calderetas cumpla con las condiciones establecidas por el Licenciador

en la Ingeniería Básica y los consumos que determine para las Unidades

Regeneradoras de Aminas.

AA) Agua de proceso (Desmineralizada).

La línea de proyecto del requerimiento de agua de proceso de las Plantas ULSG-1 y

ULSG-2 y URA-1 y URA-2, su origen se debe integrar en la línea existente 4”-APR-

13401-A2A localizada en el rack de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora

de Gasóleos “Tie-in” 46. Se debe integrar en el LB de las Plantas a las líneas 3”-DW-

77001-H1A-N de ULSG-1 y 3”-DW-87001-H1A-N de ULSG-2.

Se deben definir las condiciones de operación, para que el suministro del servicio

cumpla con las condiciones establecidas por el Licenciador en la Ingeniería Básica y

los consumos que determine para las Unidades Regeneradoras de Aminas.

BB) Agua de servicios para tanques de desfogues en área de quemadores.

La línea de proyecto se debe integrar en la línea existente 8”-AC-14003-A3A de agua

cruda proveniente de la Planta de Isomerización y que suministra agua cruda a la

torre de enfriamiento CT-507 A/B “Tie-in” 43, a la cual se debe integrar la línea de



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suministro de Agua de Servicio para los requerimientos del quemador, por lo que se

deben definir los consumos de agua cruda y las condiciones de operación de los

puntos de integración.

CC) Agua de servicios.

La línea de proyecto del requerimiento de agua de servicios de las Plantas ULSG-1 y

ULSG-2, URA-1 y URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones, su

origen se debe integrar en la línea existente 3”-AD-13401-A2A localizada en el rack

de tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 47. Se

debe integrar en el LB de las Plantas a las líneas 3”-UW-77001-H1A-N y 3”-DW-

77001-H1A-N de ULSG-1 y 3”-UW-87001-H1A-N y 3”-DW-87001-H1A-N de ULSG-2.

Para garantizar la operación eficiente del sistema, se deben definir los consumos y

requerimientos de agua de servicios de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, sus URA-1 y

URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones.

DD) Aire de Instrumentos (respaldo)

La línea de suministro de Aire de Instrumentos de Respaldo, debe integrarse en la

línea existente 6”-AI-13601-H2X localizada en el rack a la salida de la Planta

Isomerizadora y la cual tiene su origen en la red de la Refinería.

EE) Condensado limpio.

La línea de proyecto de condensado limpio de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, sus

URA-1 y URA-2, sus instalaciones complementarias y edificaciones, se debe integrar

a la línea existente 4”-CL-12601D-A2A localizada en el rack de tuberías del área de

la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 51. Se debe integrar en el LB de

las Plantas a las líneas 4”-LC-77002-A1A-P de la ULSG-1 y a la 4”-LC-87002-A1A-P

de la ULSG-2, a través del sistema de recuperación de condensado.

Como parte del proyecto, se deben definir los flujos y condiciones de operación de

esta línea, durante el desarrollo de la Ingeniería correspondiente.

FF) Condensado aceitoso.



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La línea de proyecto de condensado aceitoso de las Plantas URA-1 y URA-2, se

debe integrar a la línea existente 6”-CB-12601E-A2A localizada en el rack de

tuberías del área de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos “Tie-in” 49. Se debe

integrar en el LB de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2 a la línea que sale del sistema de

recuperación de condensado.

Se deben definir los flujos y condiciones de operación de esta línea, durante el


GG) Purgas continuas.

Las purgas continuas generadas en las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, se deben integrar

al drenaje pluvial; previo a su integración estas purgas deben ser acondicionadas de

forma que no se vaporicen en la red de drenajes, por lo que se debe diseñar el

sistema de flasheo para el acondicionamiento de estas purgas.

HH) Purgas intermitentes.

Las purgas intermitentes generadas en las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, se deben

integrar al drenaje pluvial; previo a su integración estas purgas deben ser

acondicionadas de forma que no se vaporicen en la red de drenajes, por lo que se

debe diseñar el sistema de flasheo para el acondicionamiento de estas purgas.

II) Desfogue.

La línea de proyecto de Desfogue de las Plantas ULSG-1 y ULSG-2, tiene su origen

fuera del LB poniente, a partir del tanque separador de desfogues (KO Drum) FA-

7701 al cual llegan las líneas 24”-NF-77001-A1K-N y 3”-NF-77002-A1K-N (en ULSG-

1), y del tanque separador de desfogues (KO Drum) FA-8701 al cual llegan las líneas

24”-NF-87001-A1K-N y 3”-NF-87002-A1K-N (en ULSG-2); las líneas de salida de los

tanques separadores de cada una de las plantas se deben integrar en un solo

cabezal para enviarse a otro tanque separador nuevo con sus bombas de

recuperado, ubicado en el área de quemadores, para que posteriormente se integre

a un quemador elevado nuevo.



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Se deberán definir los flujos y condiciones de operación de esta línea, durante el


JJ) Desfogue ácido.

La línea de proyecto de Desfogue ácido de las Plantas URA-1 y URA-2, tiene su

origen fuera del LB poniente, a partir de los tanques separadores nuevos (KO Drum),

uno para cada planta los cuales deben localizarse dentro del límite de batería general

de plantas (LBGP) poniente; estas líneas se deben integrar en un solo cabezal que

se debe enviar a un tanque de sellos nuevo con sus bombas de manejo de agua

amarga que son alcance de este proyecto y deben ser suministrados e instalados por

el Contratista, la línea de salida del tanque de sello se debe interconectar a la línea

existente 20”-DC-21001D-A14AR, a la salida del tanque FA-66 existente “Tie-in” 119,

y posteriormente al quemador elevado existente QE-4.

Se deberán definir los flujos y condiciones de operación de esta línea, durante el


V.2.3.7 SISTEMAS DE DESFOGUES Y QUEMADOR

De acuerdo a lo establecido en la Ingeniería Básica del Licenciador CDTECH, los

desfogues de las Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica U-7000 y U-8000,

se manejarán en un solo nivel de presión; en la ingeniería básica del Licenciador se

incluyen las hojas de datos de las válvulas de seguridad en las que se indica el tipo,

tamaño, causas de falla, flujo y condiciones de relevo, así como el documento

denominado “Resumen de Cargas a Desfogue”; información que el Contratista debe

utilizar para diseñar el sistema de desfogue de cada planta. El diseño del sistema de

desfogues de cada planta debe constar de un cabezal colector, el cual debe

descargar a un tanque separador de líquidos para cada planta, los cuales se deben

localizar en el área poniente de las plantas, las líneas de salida de estos dos tanques

separadores se deben integrar a un cabezal colector, el cual debe diseñarse para



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manejar los desfogues de ambas plantas, así como los relevos de hidrocarburos de

los equipos de las instalaciones complementarias, para su envío al quemador

elevado nuevo Clave QE-7.

Se deberá contar con un sistema de desfogue integral con un quemador elevado tipo

torre (derrick), tanque separador de desfogue y tanque de sello, ambos deben

ubicarse en el área de quemadores, así como dos tanques separadores de desfogue,

uno por cada planta U-7000 y U-8000, que se deben ubicar en el poniente dentro del

LB de cada planta. Para poder dar mantenimiento al quemador elevado nuevo, el

Contratista debe diseñar su interconexión al quemador existente MAA-3, de forma

que en el área de quemadores en la línea de salida del tanque separador de

hidrocarburos líquidos al tanque de sello, se debe instalar una válvula de bloqueo y

una línea de desvío de la corriente de desfogues con su válvula de bloqueo de forma

que cuando se le de mantenimiento al quemador QE-07 se desvíen los desfogues al

quemador MAA-3, la integración se debe realizar en la línea 48”-RE-954-T1B.

Por otro lado los desfogues ácidos producidos en las 2 Unidades Regeneradoras de

Amina, se deben manejar en un cabezal nuevo independiente a los desfogues de

hidrocarburos de las U-7000 y U-8000, que debe ser integrado en la línea 20”-DC-

21001D-A14AR existente, que descarga al quemador elevado de desfogues ácidos

Clave Q-4 existente.

De igual manera, se deberá contar con un sistema de desfogue ácido para las

unidades URA-1 y URA-2, por lo que durante el desarrollo de la ingeniería se

deberán determinar las masas a relevar por cada una de las unidades, debiendo

utilizar válvulas de seguridad balanceadas, así como de dos tanques separadores de

desfogue ácido (uno por cada Unidad Regeneradora), que se deben ubicar en el lado

poniente dentro del LB de estas plantas, y su envío al Quemador de Desfogues

Ácido tipo Torre Clave Q-4 existente, a través de una línea de salida de un tanque de



Página 218

sello nuevo y su integración en la línea de salida del tanque de sello FA-66 existente

de la Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos, ambos ubicados en el área de

quemadores. Ver planos de referencia A-205 de los Tanques de Desfogue Ácido y A-

204 A del Desfogue Ácido a Quemador Elevado (Existente).

Se deberá suministrar el sistema de desfogue totalmente terminado, montado,

probado e integrado con todas sus líneas, dispositivos, equipos y accesorios

(conexiones, válvulas, bridas, soportes, etc.) listos para operación, garantizando el

funcionamiento para las condiciones de diseño establecidas en los documentos

técnicos que forman parte de estas bases de licitación.

El Quemador Elevado debe ser suministrado completo con todas sus partes que lo

conforman (Estructura, Sección Ascendente, Boquilla con Pilotos, Sello Fluídico,

Sistema de Encendido y Control, Escaleras y Plataformas, etc.). Para protección del

sistema, debe suministrarse completo con su instrumentación y sistema de control de

alimentación de nivel de agua. Ver plano de referencia A-204 del Quemador Elevado.

Con respecto a los diámetros de los cabezales, se debe desarrollar la Ingeniería

Básica y de Detalle para estos sistemas de desfogues, definiendo los diámetros del

cabezal y los correspondientes de salida de las descargas de las válvulas de

seguridad requeridos, en función de las contrapresiones calculadas, así como

elaborar los cuadros de cargas correspondientes para cada falla considerada, con

datos de masas, condiciones de relevo, propiedades y contrapresiones desarrolladas

calculadas para cada válvula.

V.3 Hojas de Seguridad



Página 219

A continuación se presentan las tablas de materias primas, insumos de servicios

auxiliares, corrientes de retorno y productos que se utilizaran y/o generaran en las

plantas desulfuradoras de gasolina catalítica en la Refinería Miguel Hidalgo, en las

cuales se identifican aquellas que presentan características de peligrosidad.

V.3.1 Listado de Corrientes de Alimentación y Productos: Tula 1

A) Líneas de Proceso

Alimentación

Descripción

Fase Flujo

Másico,

kg/hr

Temp.

°C

Presión,

Kg/cm2 m.

Densidad,

kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífi

ca, kcal/kg

°C

Azufre, ppm

(peso)

C R E T I B

Nafta Líquido

157,457

32 3.0 779 0.45 0.49 2,649 X

°Productos

Descripción Fase Flujo Másico,

kg/hr

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica, kcal/kg °C

Azufre, ppm

(peso)

Azufre- Mercaptanos, ppm (peso)

LCN Líquido 26,387 38 5.0 701 0.24 0.50 10 <5

HCN Líquido 130,799 38 5.0 791 0.54 0.50 10

Gas de Purga Vapor 1,676 38 6.0 6.01 0.01 0.54

Características C.R.E.T.I.B de los productos, es inflamable.



Página 220

B) Servicios auxiliares

°Suministro


kg/hr

Temp. °C

Presión, Kg/cm2 m.

C R E T I B

Hidrógeno Fresco Líquido 1,876 38 8.0 X X X

Amina Pobre Líquido 24,930 46 16.0 X X

Agua de Alim. a Calderas

Líquido 8,803 110 40.0

Vapor de Media Presión

Vapor 8,495 270 17

Vapor de Baja Presión

Vapor ´(1) 140 3.5

Agua de Enfriamiento

Líquido 359 m3/hr 25 3.0

Agua de Servicios Líquido ´(1) AMB 3.0

Agua Potable Líquido ´(1) ´(2) ´(2)

Gas Combustible Gas 179,329 Ft3 std/hr

25 4.4 X

Nitrógeno Gas ´(1) 60 5.0 X

Aire de Planta Gas ´(1) 40 4.5

Aire de Instrumentos

Gas ´(2) AMB 4.5

Notas: (1) Normalmente sin Flujo o Líneas Intermitentes (2) Flujo pendiente por DEC

°Corrientes de Retorno


kg/hr

Temp. °C

Presión, Kg/cm2 m.

C R E T I B

Vapor Sobrecalentado

Vapor 8,547 290 20.6

Amina Rica Líquido 25,397 46 5.0 X

Condensado de Baja Presión

Vapor ´(1) 100 4.5



Página 221


Vapor ´(1) 140 3.5


Líquido ´(2) 35 2.0

Agua Amarga Líquido ´(1) 38 4.0 X


V.3.2 Listado de Corrientes de Alimentación y Productos : Tula 2

A) Líneas de Proceso

°Alimentación

Descripción

Fase Flujo Másico,

kg/hr

Temp°C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp


Azufre, ppm

(peso)

C R E T I B

Nafta Líquido 157,719 32 3.0 781 0.45 0.4930 2,789 X

°Productos

Descripción

Fase Flujo Másico,

kg/hr

T °C

Presión, Kg/cm2 m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífi

ca, kcal/kg

°C

Azufre, ppm (peso)

Azufre- Mercaptanos, ppm

(peso)

LCN Líquido

26,009 38 5.0 701 0.2350 0.5020 10 <5

HCN Líquido

131,438 38 5.0 792 0.5470 0.5030 10

Gas de Purga

Vapor 1,679 38 6.0 5.99 0.0112 0.5360

Característica C.R.E.T.I.B de los productos es, inflamable.

B) Servicios Auxiliares



Página 222

°Suministro


kg/hr

Temp. °C

Presión, Kg/cm2 m.

C R E T I B

Hidrógeno Fresco Líquido 1,876 38 8.0 X X X

Amina Pobre Líquido 24,930 46 16.0 X X

Agua de Alim. a Calderas

Líquido 8,803 110 40.0

Vapor de Media Presión

Vapor 8,495 270 17


Vapor ´(1) 140 3.5


Líquido 359 m3/hr 25 3.0

Agua de Servicios Líquido ´(1) AMB 3.0

Agua Potable Líquido ´(1) ´(2) ´(2)

Gas Combustible Gas 179,329 Ft3 std/hr

25 4.4 X

Nitrógeno Gas ´(1) 60 5.0 X

Aire de Planta Gas ´(1) 40 4.5

Aire de Instrumentos

Gas ´(2) AMB 4.5

Consumo Eléctrico 2,595 KW


°Retorno

Descripción Fase Flujo Másico, kg/hr Temp. °C

Presión, Kg/cm2 m.

Vapor Sobrecalentado Vapor 8,547 290 20.6

Amina Rica Líquido 25,397 46 5.0

Condensado de Baja Presión

Vapor ´(1) 100 4.5

Vapor de Baja Presión Vapor ´(1) 140 3.5



Página 223

Agua de Enfriamiento Líquido ´(2) 35 2.0

Agua Amarga Líquido ´(1) 38 4.0


Se anexan hojas de seguridad de las sustancias involucradas en el proceso en el

anexo 12

V.4 Almacenamiento

El almacenamiento de los productos de las plantas Desulfuradoras serán los actuales

de la Refinería “Miguel Hidalgo”, por lo que la materia prima que se recibe será por

tubería directamente de las plantas catalíticas (nafta: mezcla de hidrocarburos

compuesta de Hidrogeno, metano, C2s, C3s, C4s, C5s).

Esta nafta una vez desulfurada se enviara por tubería como producto a tanques de

almacenamiento existentes como gasolina desulfurada con un a máximo de 10 ppm

de compuestos de azufre.

Por lo anterior para este proyecto no será necesario construir nuevos tanques de

almacenamiento.

V.5 Equipos de proceso y auxiliares

En la siguientes tablas se mencionan los equipos de las plantas desulfuradoras 1 y

2, donde se indican las características más importantes del diseño de ellos.

PLANTA ULSG I (TULA I) LISTA DE EQUIPOS

DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/CDHDS + COLUMNA DE CDHYDRO

AVE DESCRIPCIÓN (INGLES)

DESCRIPCION (ESPAÑOL)

CARACTERÍSTICAS



Página 224




CARACTERÍSTICAS

TAMAÑO:

φ 4100 mm x 47610 mm T-T

PRES. DIS.: 10.5 kg/cm2 m.

TEMP. DIS.: 245 °C MATERIAL: AC (3.0 mm

C.A.)

TRIM: A1D

DA-7101 CDHYDRO COLUMN

COLUMNA CDHYDRO

AISLAMIENTO: H CAP. CALORIFICA:

11.1 X 106

kcal/hr x 1.0

CORAZA TUBOS PRES. DIS.:

16.0 kg/cm2 m

18.0kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 210 °C 343 ° C MATERIAL: AC AC

EA-7101 A/B/C

CDHYDRO FEED PREHEATERS

PRECALENTADORES DE ALIMENTACION CDHYDRO

TRIM: A1D A1A AISLAMIENTO: H H

CAP. CALORIFICA:

1.35 X 106 kcal/hr x 1.1

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 10.5 kg/cm2

m 9.0 kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 210 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D H1A

EA-7102

CDHYDRO VAPOR TRIM COOLER

ENFRIADOR DE VAPOR CDHYDRO

AISLAMIENTO: P N CAP. CALORIFICA:

7.57 X 106 kcal/hr x 1.35

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 28.0/FV

kg/cm2 m 36.0 kg/cm2m

TEMP. DIS.: 245 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D B56D

EA-7103

CDHYDRO BOTTOMS REBOILER

CDHYDRO FONDOS REBOILER

AISLAMIENTO: H H



Página 225




CARACTERÍSTICAS

CAP. CALORIFICA:

6.2 X 106 kcal/hr x 1.25

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 19.0 kg/cm2

m 24.6 kg cm2m


EA-7104

CDHYDRO SIDE REBOILER

REBOILER LATERAL CDHYDRO

AISLAMIENTO: H H CAP. CALORIFICA:

0.37 X 106 kcal/hr x 1.4

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: TEMP. DIS.

12.5 kg/cm2 m 140°C

10.0 kg/cm2m 55°C

MATERIAL AC AC TRIM A1D H1A

EA-7105

LCN PRODUCT TRIM COOLER

ENFRIADOR DE PRODUCTO LCN

AISLAMIENTO P N CAP. CALORIFICA:

9.74 X 106 kcal/hr x 1.35

PRES. DIS. TUBO: 10.5 kg/cm2 m

TEMP. DIS. TUBO: 245 °C MATERIAL: AC TRIM: A1D

EC-7101

CDHYDRO CONDENSER

CONDENSADOR CDHYDRO

AISLAMIENTO: P (LADO TUBO)

CAP. CALORIFICA:

0.53 X 106 kcal/hr x 1.4

PRES. DIS.: 12.5 kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 140 °C MATERIAL: AC

EC-7102

LCN PRODUCT AIR COOLER

ENFRIADOR DE AIRE PRODUCTO LCN

AISLAMIENTO: P EC-7303 PURGE GAS

COOLER ENFRIADOR DE GAS DE

PURGA

TAM. CUERPO:

φ 3000 mm x 9000 mm T-T

FA-7101

CDHYDRO FEED SURGE DRUM

TANQUE DE ALIMENTACION CDHYDRO TAM. PIERNA:

φ 600 mm x 900 mm T-T



Página 226




CARACTERÍSTICAS



C.A.)

TRIM: A1WR

AISLAMIENTO: H TAM. CUERPO:

φ 2200 mm x 7000 mm T-T

TAM. PIERNA:

φ 600 mm x 900 mm T-T



C.A.)

TRIM: A1D

FA-7102

CDHYDRO REFLUX DRUM

TANQUE DE REFLUJO CDHYDRO

AISLAMIENTO: P TAMAÑO:

φ 600 mm x 2700 mm T-T



C.A.)

TRIM: A1D

FA-7104 CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR

K.O. DRUM

TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS RECICLADO

CDHYDRO

AISLAMIENTO: N CAP.: 167 m3/hr x

1.35



C.A.)

TRIM: A1D

FD-7101/S

CDHYDRO COLUMN REFLUX FILTERS

FILTROS DE COLUMNA DE REFLUJO CDHYDRO

CDHYDRO

AISLAMIENTO: N CAP.: 162.4 m3/hr x

1.1


FD-7102/S

CDHDS COLUMN FEED FILTERS

FILTROS DE ALIM. DE COLUMNA CDHDS

TEMP. DIS.: 245 °C



Página 227




CARACTERÍSTICAS

MATERIAL: AC (3.0 mm C.A.)

TRIM: B10

AISLAMIENTO: H CAP.: 200 m3/hr x

1.1



C.A.)

TRIM: A1WR

FD-7103/S

NAPHTHA FEED FILTERS

FILTROS DE ALIMENTACION DE NAFTA

AISLAMIENTO: H CAP.:

202.3 m3/hr (890 gpm) x 1.1

CABEZA DIF.: 101 m POTENCIA AL FRENO:

76 KW

GA-7101/S

CDHYDRO FEED PUMPS

BOMBAS DE ALIMENTACION CDHYDRO

MATERIAL: S-4 CAP.:

182 m3/hr (801 gpm) x 1.35


54 KW

MATERIAL: S-4

GA-7102/S

CDHYDRO REFLUX PUMPS

BOMBAS DE REFLUJO CDHYDRO

CAP.:

210 m3/hr (924 gpm) x 1.1


181 KW

GA-7103/S

CDHYDRO BOTTOMS PUMPS

BOMBAS DE FONDOS CDHYDRO

MATERIAL: S-4 CAP.:

371 m3/hr actual (2389 kg/hr) x 1.2

PRES. DIF.: 3.7 kg/cm2

GB-7101

CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR

COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHYDRO

POTENCIA AL FRENO:

KW



Página 228



Página 229

DFP D-20072-01-02001B CDHYDRO/CDHDS + UNIT CDHDS COLUMN


DESCRIPCIÓN (ESPAÑOL)

CARACTERÍSTICAS

TAM. CUERPO:

f 2200 mm x 7000 mm T-T

TAM. PIERNA

φ 600 mm x 900 mm T-T

PRES. DIS.: 10.5/Φς κγ/χμ2 μ. TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm C.A.) TRIM: A1D

FA-7105

FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR K.O. DRUM

TANQUE DEL COMPRESOR DE HIDROGENO FRESCO

AISLAMIENTO: P CAP.:


GB-7102

FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR

COMPRESOR DE HIDRÓGENO FRESCO


CAP. CALORIFICA:

0.37 X 106 kcal/hr x 1.4

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 12.5/FV kg/cm2 m 10 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 140 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D H1A

EA-7108

FRESH HIDROGEN SPILLBACK COOLER

ENFRIADOR DE DERRAME DE HIDROGENO FRESCO

AISLAMIENTO: P N TAMAÑO: f 4300 mm x 62600

mm T-T

PRES. DIS.: 2 m. TEMP. DIS.: 400 °C MATERIAL: AC + AC INOX. 304 L TRIM: B56D

DA-7201

CDHDS COLUMN

COLUMNA CDHDS

AISLAMIENTO: H CAP. CALORIFICA: 2.51 X 106 kcal/hr x

2.0

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 36.0 kg/cm2 m 28 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 280 °C 343 ° C MATERIAL: AC AINOX 304L

EA-7101 A/B/C

CDHDS FEED/CDHDS OVERHEAD EXCHANGERS

INTERCAMBIADORES CORRIENTE ARRIBA CDHDS / ALIM. CDHDS

TRIM: B56D B56D GA-7202/S

CDHDS REBOILER CIRCULATION

BOMBAS DE RECIRCULACION

CAP.: 202.3 m3/hr (890 gpm) x 1.1



Página 230


76 KW

PUMPS

MATERIAL: S-4 M-7201 MP STEAM

DESUPERHEATER PRECALENTADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESIÓN

DFP D-20072-01-02001C CDHYDRO/CDHDS + UNIT CDHDS OVERHEAD



CARACTERÍSTICAS

TAMAÑO: φ 1100 mm x 18,000 mm T-T

PRES. DIS.: 24.6 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL: AC, PWHT,

INTERNOS AC. INOX. 304 L

TRIM: B1WR

DA-7202

CDHDS RECYCLE GAS AMINE ABSORBER

ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS

AISLAMIENTO: P CAP. CALORIFICA: 4. 78 X 106 kcal/hr x

1.3

CORAZA TUBOS PRES. DIS.:

24.0/FV kg/cm2 m

24 kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 343 °C 343 ° C MATERIAL: AC AINOX 304L

EA-7202

MP STREAM GENERATOR

GENERADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESION

TRIM: B1A B56D CAP. CALORIFICA: 1.67X 106 kcal/hr x

1.35

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m 19 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 235 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC TRIM: B1WR H1A

EA-7203

CDHDS COLD SEPARATOR VENT COOLER

ENFRIADOR DE VAPOR DEL SEPARADOR CDHDS FRIO

AISLAMIENTO: CAP. CALORIFICA: 7.82 X 106 kcal/hr x

1.5

PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m

EC-7201

CDHDS NET OVERHEAD VAPOR COOLER

ENFRIADOR DE VAPORES CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS

TEMP. DIS.: 343 °C



Página 231




CARACTERÍSTICAS

MATERIAL: AC, PWHT

NETO

TRIM: B1WR

CAP. CALORIFICA: 1.80 X 106 kcal/hr x 1.1

PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m TEMP. DIS.: 363 °C MATERIAL: AC, PWHT

EC-7203

CDHDS OVERHEAD COOLER

ENFRIADOR CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS TRIM: B56D

TAMAÑO: φ 3000 mm x 10,000 mm T-T

PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC TRIM: B1WR

FA-7201

CDHDS REFLUX DRUM

TANQUE DE REFLUJO CDHDS

AISLAMIENTO: H TAMAÑO: φ 2000 mm x 6250

mm T-T

TAM. PIERNA: φ 600 mm x 900 mm T-T

PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: B1WR

FA-7202

CDHDS COLD DRUM

TANQUE DE CDHDS FRIO

AISLAMIENTO: P TAMAÑO: φ 2000 mm x 6250

mm T-T


PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: B1WR

FA-7203

CDHDS COLD SEPARATOR K.O. DRUM

TANQUE SEPARADOR LADO FRIO DE CDHDS

AISLAMIENTO: P TAMAÑO: φ 800 mm x 2800

mm T-T

PRES. DIS.: 24.6/FV kg/cm2 m.

FA-7204


TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS

TEMP. DIS.: 150 °C



Página 232




CARACTERÍSTICAS

MATERIAL: AC, PWHT TRIM: B1WR

K.O. DRUM

AISLAMIENTO: N

FA-7206

CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR K.O. DRUM

TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS

CAP.: 179 m3/hr x 1.25 PRES. DIS.: 37 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC TRIM: B1WR

FD-7201/S

CDHDS REFLUX FILTERS

FILTROS DE REFLUJO CDHDS

AISLAMIENTO: H CAP.: 179 m3/hr x 1.25 CABEZA DIF.: 140.1 m POTENCIA AL FRENO:

90.9 KW

GA-7201/S

CDHDS REFLUX PUMPS

BOMBAS DE REFLUJO CDHDS

CAP.: m3/hr x 1.25 PRES. DIF.: kg/cm2

GB-7201

CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR

COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS POTENCIA AL

FRENO: KW



Página 233

DFP D-20072-01-03001D CDHYDRO/CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR



CARACTERÍSTICAS

TAMAÑO: φ 2500 mm x 27700 mm T-T

PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL:

AC, PWHT, INTERNOS AC. INOX. 304 L

TRIM: A1WR

DA-7203

H2S STRIPPER

SEPARADOR DE H2S

AISLAMIENTO: H TAMAÑO: φ 3400 mm x

6900 mm T-T


TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC TRIM: B1D

DC-7301

POLISHING REACTOR

REACTOR DE PULIDO

AISLAMIENTO: H CAP. CALORIFICA: 2.22 X 106

kcal/hr x 2.0

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m 9 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 200 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC TRIM: A1WR H1A

EA-7204

SOUR GAS TRIM CONDENSER

CONDENSADOR DE GAS AMARGO

AISLAMIENTO: P N CAP. CALORIFICA: 4.97 X 106

kcal/hr x1.25

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 28.0 kg/cm2 m 36kg/cm2 m TEMP. DIS.: 343 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1WR B56D

EA-7205

H2S STRIPPER REBOILER

REBOILER DEL SEPARADOR DE H2S

AISLAMIENTO: CAP. CALORIFICA: 4.57 X 106

kcal/hr x 2.0

CORAZA TUBOS

EA-7301 A/B

POLISHING REACTOR FEED / EFFLUENT

INTERCAMBIADORES DE EFLUENTE / ALIMENTADOR DE REACTOR DE

PRES. DIS.: 30.0 kg/cm2 m 30 kg/cm2 m



Página 234




CARACTERÍSTICAS

TEMP. DIS.: 343 °C 343 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: B1D B1D

EXCHANGERS PULIDO. AISLAMIENTO: H H

CAP. CALORIFICA: 1.67 X 106 kcal/hr x1.35

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 24.6 kg/cm2 m 19.0kg/cm2 m TEMP. DIS.: 235 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC TRIM: B1WR H1A

EA-7302

POLISHING REACTOR FEED HEATER

CALENTADOR DE ALIM. DEL REACTOR DE PULIDO


kcal/hr x 2.0

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 24.6 kg/cm2 m 19. kg/cm2 m TEMP. DIS.: 270 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: B1WR A1D

EA-7306

POLISHING REACTOR VAPOR TRIM COOLER

ENFRIADOR DE VAPOR DEL REACTOR DE PULIDO

AISLAMIENTO: H N



TEMP. DIS.: 343 °C

EC-7202

H2S STRIPPER CONDENSER

CONDENSADOR DEL SEPARADOR DE H2S

MATERIAL: AC, PWHT CAP. CALORIFICA:

7.93 X 106 kcal/hr x 2



(RELEVADP ESFUERZO)

TRIM: B1WR

EC-7301

POLISHING REACTOR HOT VAPOR CONDENSER

CONDENSADOR DE VAPOR CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO

AISLAMIENTO: N FA-7205

H2S STRIPPER REFLUX DRUM

TANQUE DE REFLUJO DEL

TAMAÑO:

φ 1500 mm x 3800 mm T-T



Página 235




CARACTERÍSTICAS

TAM. PIERNA:

φ 600 mm x 900 mm T-T

PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 200 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: A1WR

SEPARADOR DE H2S


φ 3300 mm x 8300 mm T-T

TAM. PIERNA:

φ 600 mm x 900 mm T-T



(RELEVADO DE ESFUERZO)

TRIM: B1WR

FA-7301

POLISHING REACTOR EFLUENT HOT DRUM

TANQUE DE EFLUENTE CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO

AISLAMIENTO: H TAMAÑO:

φ 1800 mm x 5300 mm T-T

TAM. PIERNA:

φ 600 mm x 900 mm T-T




TRIM: B1WR

FA-7302

POLISHING REACTOR EFLUENT COLD DRUM

TANQUE DE EFLUENTE FRIO DEL REACTOR DE PULIDO

AISLAMIENTO: P CAP.: 38 m3/hr x 2.0 CABEZA DIF.: 73.2 m POTENCIA AL FRENO:

10.1 KW

GA-7203/S

H2S STRIPPER REFLUX PUMPS

BOMBAS DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S MATERIAL:

CAP.: 237 m3/hr x 1.1 GA-7204/S

POLISHING REACTOR

BOMBAS DE ALIM. AL REACTOR DE CABEZA DIF.: 273.4 m



Página 236




CARACTERÍSTICAS

FEED PUMPS

PULIDO

POTENCIA AL FRENO:

235 KW

DFP D-20072-01-03001E CDHYDRO/CDHDS + UNIT EZTABILIZER



CARACTERÍSTICAS

TAMAÑO: φ 600 mm x

18200 mm T-T

PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: A1WR

DA-7302

NAPTHA STABILIZER COLUMN VENT GAS AMINE ABSORBER

COLUMNA ESTABILIZADORA DE NAFTA ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO

AISLAMIENTO: N


CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 28.0 kg/cm2 m 36 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 343 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: B1D B56D

EA-7304

NAPTHA STABILIZER REBOILER

REBOILER DE NAFTA ESTABILIZADA

AISLAMIENTO: H H CAP. CALORIFICA: 1.85 X 106

kcal/hr x 1.1

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 18 kg/cm2 m 14 kg/cm2 m TEMP. DIS.: 220 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: B1D A1D

EA-7305

STABILIZED HCN PRODUCT TRIM COOLER

ENFRIADOR DE HCN PRODUCTO ESTABILIZADA

AISLAMIENTO: Π N CAP. CALORIFICA: 1.60 Ξ 106

kcal/hr x 2.0

PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 343 °C

EC-7302

NAPTHA STABILIZER CONDENSER

CONDENSADOR DEL ESTABILIZADOR DE NAFTA

MATERIAL: AC (Relevado Esfuerzo.)



Página 237




CARACTERÍSTICAS

TRIM: A1WR AISLAMIENTO: N

CAP. CALORIFICA: 0.94 Ξ 106 kcal/hr x 2.0

PRES. DIS.: 18.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 250 °C MATERIAL: AC TRIM: B1D

EC-7303

STABILIZED HCN PRODUCT COOLER



φ 7500 mm x 3100 mm T-T

TAM. PIERNA:

f 600 mm x 900 mm T-T

PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 200 °C MATERIAL:

AC (Relevado Esfuerzo.)

TRIM: A1WR

FA-7303

NAPTHA STABILIZER REFLUX DRUM

TANQUE DE REFLUJO DE HAFTA ESTABILIZADA


f 600 mm x 2700 mm T-T

PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 150 °C

FA-7304

VENT GAS AMINE ABSORBER K.O. DRUM

TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO MATERIAL:

TRIM AISLAMIENTO

AC (Relevado Esfuerzo.) A1WR N

FA-7305

SOUR WATER ACCUMULATOR

ACUMULADOR DE AGUA AMARGA

TAMAÑO: PRES. DIS.: TEMP. DIS. MATERIAL TRIM AISLAMIENTO

f 1500 mm x 3800 mm T-T 5.0 kg/cm2 m. 150°C AC A1WR P

CAP.:

214.9 m3/hr x 1.1

GA-7301/S

STABILIZER REFLUX PUMPS

BOMBAS DE REFLUJO DE ESTABILIZADOR

CABEZA DIF.:

118 m



Página 238




CARACTERÍSTICAS

POTENCIA AL FRENO:

63 KW

MATERIAL: CAP.: 214.9 m3/hr x

1.1


63 KW

GA-7302/S

STABILIZER BOTTOMS PUMPS

BOMBAS DE FONDO DE ESTABILIZADOR


1.1


150 KW

GA-7303/S

STABILIZER BOTTOMS RECYCLE PUMPS

BOMBAS RECIRCULACION DE FONDOS DEL ESTABILIZADOR


1.35


4 KW

GA-7304/S

SOUR WATER PUMPS

BOMBAS DE AGUA AMARGA

MATERIAL:

PLANTA ULSG 2 U-8000 (TULA II) LISTA DE EQUIPOS

DFP D-20072-01-01001A CDHYDRO/ CDHDS + CDHYDRO COLUMN

AVE DESCRIPCION (INGLES)


CARACTERISTICAS




C.A.)

TRIM: A1D

DA-8101

CDHYDRO COLUMN

COLUMNA CDHYDRO

AISLAMIENTO: H



Página 239




CARACTERISTICAS




C.A.)

TRIM: A1D

DA-8101

CDHYDRO COLUMN

COLUMNA CDHYDRO


kcal/hr x 1.0

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 16.0/FV kg/cm2

m 18.0/FV kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 210 °C 343 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D A1A

EA-8101 A/B/C

CDHYDRO FEED PREHEATERS

PRECALENTADORES DE ALIMENTACION CDHYDRO


kcal/hr x 1.1


m 9.0/FV kg/cm2 m


EA-8102

CDHYDRO VAPOR TRIM COOLER

ENFRIADOR DE VAPOR CDHYDRO


kcal/hr x 1.35


m 36.0/FV kg/cm2 m


EA-8103

CDHYDRO BOTTOMS REBOILER

CDHYDRO FONDOS REBOILER


kcal/hr x 1.25 EA-8104

CDHYDRO SIDE REBOILER

REBOILER LADO CDHYDRO CORAZA TUBOS



Página 240




CARACTERISTICAS




C.A.)

TRIM: A1D

DA-8101

CDHYDRO COLUMN

COLUMNA CDHYDRO

AISLAMIENTO: H PRES. DIS.: 19.0/FV kg/cm2

m 24.6/FV kg/cm2 m



kcal/hr x 1.4


m 10.0/FV kg/cm2 m


EA-8105

LCN PRODUCT TRIM COOLER

ENFRIADOR DE PRODUCTO LCN


kcal/hr x 1.35

PRES. DIS. TUBO: 10.5/FV kg/cm2 m

TEMP. DIS. TUBO: 245 °C MATERIAL: AC TRIM: A1D

EC-8101

CDHYDRO CONDENSER

CONDENSADOR CDHYDRO

AISLAMIENTO: P (LADO TUBO)



TEMP. DIS.: 140 °C

EC-8102

LCN PRODUCT AIR COOLER

ENFRIADOR DE AIRE PRODUCTO LCN

MATERIAL: AC



Página 241




CARACTERISTICAS




C.A.)

TRIM: A1D

DA-8101

CDHYDRO COLUMN

COLUMNA CDHYDRO

AISLAMIENTO: H AISLAMIENTO: P

EC-8303 STABILIZED HCN PRODUCT COOLER

TAM. CUERPO:

φ 3000 mm x 9000 mm T-T




C.A.)

TRIM: A1WR

FA-8101

CDHYDRO FEED SURGE DRUM

TANQUE DE ALIMENTACION CDHYDRO


φ 2200 mm x 7000 mm T-T




C.A.)

TRIM: A1D

FA-8102

CDHYDRO REFLUX DRUM

TANQUE DE REFLUJO CDHYDRO


φ 600 mm x 2700 mm T-T


FA-8104

CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR K.O. DRUM

TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS RECICLADO CDHYDRO

TEMP. DIS.: 210 °C



Página 242




CARACTERISTICAS




C.A.)

TRIM: A1D

DA-8101

CDHYDRO COLUMN

COLUMNA CDHYDRO

AISLAMIENTO: H MATERIAL: AC (3.0 mm

C.A.)

TRIM: A1D

AISLAMIENTO: N CAP.: 167 m3/hr x

1.35



C.A.)

TRIM: A1D

FD-8101/S

CDHYDRO COLUMN REFLUX FILTERS

FILTROS DE COLUMNA DE REFLUJO CDHYDRO

AISLAMIENTO: N CAP.: 162.4 m3/hr x

1.1



C.A.)

TRIM: B10

FD-8102/S

CDHDS COLUMN FEED FILTERS

FILTROS DE ALIM. DE COLUMNA CDHDS

AISLAMIENTO: H CAP.: 200 m3/hr x 1.1 PRES. DIS.: 6.0/FV kg/cm2

m.


C.A.)

TRIM: A1WR

FD-8103/S

NAPHTHA FEED FILTERS

FILTROS DE ALIM. DE NAFTA

AISLAMIENTO: H



Página 243




CARACTERISTICAS




C.A.)

TRIM: A1D

DA-8101

CDHYDRO COLUMN

COLUMNA CDHYDRO

AISLAMIENTO: H CAP.:

202.3 m3/hr (890 gpm) x 1.1


76 KW

GA-8101/S

CDHYDRO FEED PUMPS

BOMBAS DE ALIM. CDHYDRO

MATERIAL: S-4 CAP.:

182 m3/hr (801 gpm) x 1.35


54 KW

GA-8102/S

CDHYDRO REFLUX PUMPS

BOMBAS DE REFLUJO CDHYDRO

MATERIAL: S-4 CAP.:

210 m3/hr (924 gpm) x 1.1


181 KW

GA-8103/S

CDHYDRO BOTTOMS PUMPS

BOMBAS DE FONDOS CDHYDRO

MATERIAL: S-4 CAP.:



GB-8101

CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR

COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHYDRO

POTENCIA AL FRENO:

KW

DFP D-20072-01-02001B CDHYDRO/ CDHDS + UNIT CDHDS COLUMN



CARACTERISTICAS



Página 244




CARACTERISTICAS

TAM. CUERPO:

f 2200 mm x 7000 mm T-T


PRES. DIS.: 10.5/Φς κγ/χμ2 m.

TEMP. DIS.: 210 °C MATERIAL: AC (3.0 mm C.A.) TRIM: A1D

FA-8105

FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR K.O. DRUM

TANQUE DEL COMPRESOR DE HIDROGENO FRESCO



GB-8102

FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR

COMPRESOR DE HIDRÓGENO RESCO


CAP. CALORIFICA:

0.37 X 106 kcal/hr x 1.4

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 12.5/FV kg/cm2 m 10.0/FV

kg/cm2 m TEMP. DIS.: 140 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1D H1A

EA-8108

FRESH HIDROGEN SPILLBACK COOLER

ENFRIADOR DE DERRAME DE HIDROGENO FRESCO

AISLAMIENTO: P N

BA-8201

CDHDS REBOILER FURNACE TOTAL ABSORBER

QUEMADOR DE ABSORBEDOR TOTAL REBOILER CDHDS

TAMAÑO:

f 4300 mm x 62600 mm T-T

PRES. DIS.: 24.6/Φς κγ/χμ2 m.

TEMP. DIS.: 400 °C MATERIAL: AC + AC INOX.

304 L

TRIM: B56D AISLAMIENTO: H

DA-8201

CDHDS COLUMN

COLUMNA CDHDS

EA-8101 A/B/C

CDHDS FEED/CDHDS

INTERCAMBIADORES CORRIENTE ARRIBA

CAP. CALORIFICA:

2.51 X 106 kcal/hr x 2.0



Página 245




CARACTERISTICAS

CORAZA TUBOS PRES. DIS.: 36.0/FV kg/cm2 m 28/FV

kg/cm2 m TEMP. DIS.: 280 °C 343 ° C MATERIAL: AC AINOX

304L

OVERHEAD EXCHANGERS

CDHDS / ALIM. CDHDS

TRIM: B56D B56D CAP.:

202.3 m3/hr (890 gpm) x 1.1


76 KW

GA-8202/S

CDHDS REBOILER CIRCULATION PUMPS

BOMBAS DE RECIRCULACION

MATERIAL: S-4 M-8201 MP STEAM

DESUPERHEATER DESUPRECALENTADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESIÓN

DFP D-20072-01-02001C CDHYDRO/ CDHDS + UNIT CDHDS OVERHEAD



CARACTERISTICAS

TAMAÑO:

φ 1100 mm x 18,000 mm T-T


TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL:

AC, PWHT, INTERNOS AC. INOX. 304 L

TRIM: B1WR

DA-8202


ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS

AISLAMIENTO:

P

CAP. CALORIFICA: 4. 78 X 106 kcal/hr x 1.3


m 24.6/FV kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 343 °C 343 ° C MATERIAL: AC AINOX 304L

EA-8202

MP STREAM GENERATOR

GENERADOR DE VAPOR DE MEDIA PRESION

TRIM: B1A B56D



Página 246




CARACTERISTICAS

CAP. CALORIFICA: 1.67X 106 kcal/hr x 1.35


m 19.0/FV kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 235 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC TRIM: B1WR H1A

EA-8203

CDHDS COLD SEPARATOR VENT COOLER

ENFRIADOR DE VAPOR DEL SEPARADOR CDHDS FRIO

AISLAMIENTO: CAP. CALORIFICA:

7.82 X 106 kcal/hr x 1.5

PRES. DIS.:

24.6/FV kg/cm2 m

TEMP. DIS.:

343 °C

MATERIAL: AC, PWHT

EC-8201

CDHDS NET OVERHEAD VAPOR COOLER

ENFRIADOR DE VAPORES CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS NETO

TRIM:

B1WR



TEMP. DIS.: 363 °C MATERIAL: AC, PWHT

EC-8203

CDHDS OVERHEAD COOLER

ENFRIADOR CORRIENTE ARRIBA DE CDHDS TRIM: B56D

TAMAÑO:

φ 3000 mm x 10,000 mm T-T


TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC TRIM: B1WR

FA-8201

CDHDS REFLUX DRUM

TANQUE DE REFLUJO CDHDS

AISLAMIENTO: H FA-8202

CDHDS COLD DRUM

TANQUE DE CDHDS FRIO

TAMAÑO:

φ 2000 mm x 6250 mm T-T



Página 247




CARACTERISTICAS



TEMP. DIS.: 235 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: B1WR


φ 2000 mm x 6250 mm T-T




FA-8203

CDHDS COLD SEPARATOR K.O. DRUM

TANQUE SEPARADOR LADO FRIO DE CDHDS


φ 800 mm x 2800 mm T-T



FA-8204

CDHDS RECYCLE GAS AMINE ABSORBER K.O. DRUM

TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA DE GAS DE RECICLO CDHDS AISLAMIENTO: N

FA-8206

CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR K.O. DRUM

TANQUE DEL COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS

CAP.: 179 m3/hr x 1.25 PRES. DIS.: kg/cm2 m. TEMP. DIS.: °C MATERIAL: AC TRIM: B1WR

FD-8201/S

CDHDS REFLUX FILTERS

FILTROS DE REFLUJO CDHDS AISLAMIENTO:

CAP.: 179 m3/hr x 1.25

GA-8201/S

CDHDS REFLUX PUMPS

BOMBAS DE REFLUJO CDHDS CABEZA DIF.: 140.1 m



Página 248




CARACTERISTICAS

POTENCIA AL FRENO:

90.9 KW

MATERIAL:

CAP.: m3/hr x 1.25 PRES. DIF.: kg/cm2

GB-8201

CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR

COMPRESOR DE GAS DE RECICLO CDHDS

POTENCIA AL FRENO:

KW

DFP D-20072-01-03001D CDHYDRO/ CDHDS + UNIT POLISHING REACTOR



CARACTERISTICAS

TAMAÑO:

φ 2500 mm x 27700 mm T-T


TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC, PWHT,


TRIM: A1WR

DA-8203

H2S STRIPPER

SEPARADOR DE H2S


φ 3400 mm x 6900 mm T-T



DC-8301

POLISHING REACTOR

REACTOR DE PULIDO


kcal/hr x 2.0

CORAZA

TUBOS

PRES. DIS.: 9.0/FV kg/cm2 m 9.0/FV kg/cm2 m TEMP. DIS.: 200 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC

EA-8204



TRIM: A1WR H1A



Página 249




CARACTERISTICAS

AISLAMIENTO:

P

N



m 36.0/FV kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 343 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1WR B56D

EA-8205



AISLAMIENTO: TAMAÑO:

φ 2500 mm x 27700 mm T-T


TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC, PWHT,


TRIM: A1WR

DA-8203

H2S STRIPPER

SEPARADOR DE H2S


φ 3400 mm x 6900 mm T-T



DC-8301

POLISHING REACTOR

REACTOR DE PULIDO


kcal/hr x 2.0

CORAZA

TUBOS

PRES. DIS.: 9.0/FV kg/cm2 m 9.0/FV kg/cm2 m TEMP. DIS.: 200 °C 55 ° C MATERIAL: AC, PWHT AC

EA-8204



TRIM: A1WR H1A



Página 250




CARACTERISTICAS

AISLAMIENTO:

P N



m 36.0/FV kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 343 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: A1WR B56D

EA-8205




kcal/hr x 2.0


TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL: AC (RELEVADP

ESFUERZO)

TRIM: B1WR

EC-8301

POLISHING REACTOR HOT VAPOR CONDENSER

CONDENSADOR DE VAPOR CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO

AISLAMIENTO: N TAMAÑO:

φ 1500 mm x 3800 mm T-T



TEMP. DIS.: 200 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: A1WR

FA-8205

H2S STRIPPER REFLUX DRUM

TANQUE DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S


φ 3300 mm x 8300 mm T-T



TEMP. DIS.: 343 °C

FA-8301

POLISHING REACTOR EFLUENT HOT DRUM

TANQUE DE EFLUENTE CALIENTE DEL REACTOR DE PULIDO MATERIAL: AC




Página 251




CARACTERISTICAS

TRIM: B1WR AISLAMIENTO: H TAMAÑO:

φ 1800 mm x 5300 mm T-T





TRIM: B1WR

FA-8302

POLISHING REACTOR EFLUENT COLD DRUM

TANQUE DE EFLUENTE FRIO DEL REACTOR DE PULIDO


38 m3/hr x 2.0

CABEZA DIF.:

73.2 m

POTENCIA AL FRENO:

10.1 KW

GA-8203/S

H2S STRIPPER REFLUX PUMPS

BOMBAS DE REFLUJO DEL SEPARADOR DE H2S

MATERIAL: CAP.: 237 m3/hr x 1.1 CABEZA DIF.: 273.4 m POTENCIA AL FRENO:

235 KW

GA-8204/S

POLISHING REACTOR FEED PUMPS

BOMBAS DE ALIM. AL REACTOR DE PULIDO

DFP D-20072-01-03001E CDHYDRO/ CDHDS + UNIT STABILIZER



CARACTERISTICAS

DA-8301

NAPTHA STABILIZER COLUMN

COLUMNA ESTABILIZADORA DE NAFTA

TAMAÑO PRES. DIS. TEMP. DIS. MATERIAL TRIM AISLAMIENTO

3200 mm x 28200 mm T-T 9.0 kg/cm2 man. 330°C AC A1WR H



Página 252




CARACTERISTICAS

TAMAÑO:

φ 600 mm x 18200 mm T-T

PRES. DIS.: 9.0 kg/cm2 m. TEMP. DIS.: 150 °C MATERIAL: AC, PWHT TRIM: A1WR AISLAMIENTO: N

DA-8302

VENT GAS AMINE ABSORBER

ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO

EA-8303

PURGE GAS COOLER

ENFRIADOR DE GAS DE PURGA

CAP. CALORIFICA PRES. DIS. TEMP. DIS. MATERIAL TRIM AISLAMIENTO

0.007 X 106 kcal/hr x1.6 CORAZA 9.0 kg/cm2 man. 150°C AC A1WR N

TUBOS 9.0kg/cm2 m. 55°C AC AID N

CAP. CALORIFICA:

5.28 X 106 kcal/hr x 1.8


m 36.0/FV kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 343 °C 400 ° C MATERIAL: AC AC TRIM: B1D B56D

EA-8304

NAPTHA STABILIZER REBOILER

REBOILER DE NAFTA ESTABILIZADA


kcal/hr x 1.1


m 14.0/FV kg/cm2 m

TEMP. DIS.: 220 °C 55 ° C MATERIAL: AC AC

EA-8305

STABILIZED HCN PRODUCT TRIM COOLER


AISLAMIENTO: Η N



Página 253




CARACTERISTICAS

CAP. CALORIFICA:

1.60 Ξ 106 kcal/hr x 2.0

PRES. DIS.:

9.0/FV kg/cm2 m.

TEMP. DIS.: 343 °C MATERIAL:

AC (Relevado Esfuerzo.)

TRIM: A1WR

EC-8302

NAPTHA STABILIZER CONDENSER

CONDENSADOR DEL ESTABILIZADOR DE NAFTA

AISLAMIENTO: N CAP. CALORIFICA: 0.94 Ξ 106

kcal/hr x 2.0



EC-8303

STABILIZED HCN PRODUCT COOLER


AISLAMIENTO: H

TAM. CUERPO:

φ 7500 mm x 3100 mm T-T

TAM. PIERNA: f 600 mm x 900 mm T-T


TEMP. DIS.: 200 °C MATERIAL: AC (Relevado

Esfuerzo.)

TRIM: A1WR

FA-8303

NAPTHA STABILIZER REFLUX DRUM

TANQUE DE REFLUJO DE HAFTA ESTABILIZADA


f 600 mm x 2700 mm T-T



Esfuerzo.)

TRIM: A1WR

FA-8304

VENT GAS AMINE ABSORBER K.O. DRUM

TANQUE ABSORBEDOR DE AMINA GAS DE VENTEO

AISLAMIENTO: N



Página 254




CARACTERISTICAS

TAMAÑO:

f 1500 mm x 3800 mm T-T



Esfuerzo.)

TRIM: A1WR

FA-8305

SOUR WATER ACCUMULATOR

ACUMULADOR DE AGUA AMARGA

AISLAMIENTO: P CAP.: 214.9 m3/hr x

1.1


63 KW

GA-8301/S

STABILIZER REFLUX PUMPS

BOMBAS DE REFLUJO DE ESTABILIZADOR


1.1


63 KW

GA-8302/S

STABILIZER BOTTOMS PUMPS

BOMBAS DE FONDO DE ESTABILIZADOR


1.1


150 KW

GA-8303/S

STABILIZER BOTTOMS RECYCLE PUMPS

BOMBAS RECIRCULACION DE FONDOS DE L ESTABILIZADOR


1.35


4 KW

GA-8304/S

SOUR WATER PUMPS

BOMBAS DE AGUA AMARGA

MATERIAL:

Para mayor información en el anexo 13 se incluyen la lista de los equipos de proceso

y auxiliares, donde se enlistan características adicionales a las descritas, así como

un plot plan para ilustrar el arreglo del proyecto de las plantas Desulfuradoras.



Página 255

V.5.1 SISTEMAS DE DESFOGUE.

El destino de las descargas de las válvulas de seguridad, se envíara a un sistema

cerrado (Sistema de Desfogue de cada una de las Plantas Desulfuradoras de

Gasolinas), y otro sistema cerrado (Sistema de Desfogue de las Plantas

Regeneradoras de Aminas).

Los Sistemas de Desfogues completos dentro de los límites de batería, se integrarán

e interconectarán a un cabezal de desfogues, el cual descargara hacia el Quemador

Elevado, de acuerdo con la información del paquete de Ingeniería Básica del

Licenciador CDTECH y DTI´s anexos. Tanto el diseño como la ingeniería y

construcción se apegara a las nrmas y códigos descritas en este capitulo V.

Los Diagramas de Flujo de Proceso y DTI’s que se requieran, por cada Sistema de

Desfogue de Baja Presión de cada una de las Unidades Desulfuradoras de

Gasolinas ULSG-1 y ULSG-2, sus instalaciones complementarias y su integración

hacia el Quemador Elevado Nuevo, y los Diagramas de Flujo de Proceso y DTI’s que

se requieran, por cada Sistema de Desfogue Ácido de cada una de las Unidades

Regeneradoras de Aminas, y su integración hacia el Quemador Elevado Tipo Torre

Existente, incluirán:

A) Todas las válvulas de seguridad de cada una de las Unidades.

B) Todas las válvulas de Control que están conectadas al desfogue

C) Clave de los Equipos o líneas a los que protege

D) Flujos de relevo de cada válvula, para todas y cada una de las causas de

relevo que se presenten en las Unidades (Fuego, Expansión Térmica, Falla

Energía Eléctrica, Falla de Agua de Enfriamiento, Falla Aire Instrumentos,

Bloqueo, Etc.).



Página 256

E) Condiciones de operación (P y T) antes y después de las válvulas de

seguridad

F) Propiedades físicas del fluido a relevar como son peso molecular, si es liquido

o vapor, etc.

G) Resumen del Flujo Total Máximo que se presentará en las Unidades para

cada causa de relevo, indicando cual es el que se tomó para calcular el

diámetro del cabezal de desfogue dentro del L.B. de las Unidades.

Los Sistemas de Desfogues de las Unidades tendrán dentro de Límites de batería.

acumuladores separadores de hidrocarburos (KO Drums), uno por cada planta, y el

equipo de bombeo (incluyendo equipo de relevo) con operación automática,

necesario para enviar los hidrocarburos recuperados a los tanques existentes de

slop de la refinería. Deberán tener indicadores de nivel y de temperatura con señal

al SCD y alarma por alto nivel y arranque y paro automático de la bomba. En la

corriente de hidrocarburos recuperados debe instalarse medición del flujo.

Se verificará el cumplimiento con las limitaciones de nivel de ruido basado en las

Normas aplicables por lo que las especificaciones de la Instrumentación y los

equipos que se instalaran serán estarán de acuerdo a este requerimiento.

La altura del quemador, garantizará, una radiación máxima a la base del quemador

de 1,500 btu/hr-pie2, durante los efectos que tenga el evento de falla dominante

máximo de emergencia, así como cumplir con lo que indican los códigos, normas y

regulaciones aplicables, lo que será corroborado por los estudios de radiación y

dispersión de contaminantes que se efectuaran.

El sistema de quemado de desfogues que se instalara está plenamente probado en

instalaciones petroleras bajo condiciones de operación extrema.

El diseño del quemador y del sistema de desfogues, así como con los detalles

concernientes a los materiales de construcción de los equipos involucrados, debe

realizarse conforme a lo indicado en los Códigos, Normas y Regulaciones Aplicables,

en especial a lo referente de la norma de PEMEX NRF-031-PEMEX-2003 “Sistemas



Página 257

de Desfogues y Quemadores en Instalaciones de Pemex Exploración y Producción” y

el Código API RP-521 “Guide for Pressure Relieving and Depressuring Systems” y

API-STD-537 “Flare Details for General Refinery and Petrochemical Service”.

El sistema de desfogue básicamente está constituido por:

A) Válvulas de seguridad

B) Sistema de tuberías de desfogue de cada válvula.

C) Cabezal de desfogue

D) Tanque cachador

E) Quemador atmosférico

El tanque cachador, contara con equipo de bombeo para recuperación de liquidos

que serán enviados a tanques existentes de slop.

El sistema del quemador elevado contara con circuito de alimentación de gas

independiente de la línea de desfogue que suministrara el gas al piloto del quemador.

V.6 Condiciones de Operación

V.6.1 Balance de material y energía

En la tabla siguiente se indican las condiciones de operación de las plantas ULSG 1

y 2, donde se puede apreciar en cada corriente el estado, el flujo másico, peso

molecular, etc.

Corriente

Fase Flujo másico kg/hr

Peso molecul

ar

Temp. °C

Presión

kg/cm2 man

Densidad

kg/cm3

Viscosidad cp.

Capacidad

calorífica

kcal/kg °C

Azufre Ppm

(peso)

Azufre mercapt

anos ppm

(peso)

1100 Líquido

157,457 106.54 32 3.0 779 0.45 0.49 2,649

1110 Vapor 1,821 7.14 38 8.0 2.37 0.01 1.15 1111 Vapor 1,821 7.14 134 28.2 5.91 0.01 1.24 1112 Vapor 52 7.14 38 8.0 2.37 0.01 1.15 1113 Vapor 1,189 7.14 135 28.1 5.89 0.01 1.24 1114 Vapor 189 7.14 135 28.1 5.89 0.01 1.24 1116 Vapor 12,902 47.55 66 5.2 10.88 0.01 0.42



Página 258

Corriente


Peso molecul

ar

Temp. °C

Presión

kg/cm2 man

Densidad

kg/cm3

Viscosidad cp.

Capacidad

calorífica

kcal/kg °C

Azufre Ppm

(peso)

Azufre mercapt

anos ppm

(peso)

1117 Líquido

10,506 55.03 38 5.2 668 0.16 0.51

1118 Vapor 2,157 29.80 85 8.4 9.41 0.01 0.51 1119 Vapor 2,396 29.80 38 4.7 6.45 0.01 0.46 1121 Líqui

do 157,457 106.53 162 5.7 652 0.17 0.60 2,649

1122 Líquido

2,614 102.55 173 5.7 626 0.15 0.63

1124 Líquido

130,882 120.75 210 5.8 626 0.15 0.65

1125 Vapor 119,256 56.56 83 5.6 13.44 0.01 0.42 1126 Líqui

do 116,860 57.62 66 5.2 641 0.14 0.55

1127 Líquido

26,387 67.54 102 5.6 621 0.13 0.59

1128 Líquido

26,387 67.54 38 5.0 701 0.24 0.50 10 <5

1130 Vapor 240 29.80 84 7.7 8.68 0.01 0.51 1131 Líqui

do 157,907 162.21 332 18.5 578 0.10 0.75

1132 Líquido

85,309 162.21 332 18.5 578 0.10 0.75

1133 Líquido

74,111 162.21 332 18.5 578 0.10 0.75

1134 Líquido

90,674 162.21 332 18.5 578 0.10 0.75

1135 Mezcla

26,176 162.21 321 7.3

Vapor 3,948 152.70 29.91 0.01 0.62 Líqui

do 22,230 590 0.12 0.74

1136 Líquido

94,073 162.21 332 18.5 578 0.10 0.75

1141 Líquido

130,882 120.75 211 14.7 629 0.15 0.65 3,166

1142 Mezcla

131,324 114.61 207 14.7

Vapor 3,789 47.10 18.75 0.02 0.60 Líqui

do 127,534 628 0.15 0.64



Página 259

Corriente


Peso molecul

ar

Temp. °C

Presión

kg/cm2 man

Densidad

kg/cm3

Viscosidad cp.

Capacidad

calorífica

kcal/kg °C

Azufre Ppm

(peso)

Azufre mercapt

anos ppm

(peso)

1143 Vapor 442 7.14 135 28.1 5.89 0.01 1.24 1144 Líqui

do 502,074 162.21 331 12.3 573.00 0.10 0.75

1145 Vapor 199,997 92.15 258 12.0 30.51 0.01 0.60 1146 Líqui

do 89,651 118.16 205 12.0 629 0.15 0.65

1147 Mezcla

507,273 138.42 334 12.6

Vapor 253,613 120.40 37.11 0.01 0.64 Líqui

do 253,660 571 0.10 0.76

1148 Vapor 37,633 92.15 258 12.0 30.12 0.01 0.60 1149 Vapor 67,186 92.15 258 12.0 30.12 0.01 0.60 1150 Mezcl

a 37,633 92.15 213 10.6

Vapor 12,508 63.40 18.95 0.01 0.58 Líqui

do 25,125 620 0.14 0.66

1151 Mezcla

67,186 92.15 187 10.6

Vapor 11,463 46.00 14 0.01 0.58 Líqui

do 55,723 644 0.16 0.63

1152 Mezcla

199,997 92.15 213 10.6

Vapor 66,262 63.30 18.93 0.01 0.58 Líqui

do 133,735 620 0.14 0.66

1153 Vapor 55,363 58.50 204 10.3 17.04 0.01 0.57 1154 Mezcl

a 55,363 58.50 66 9.8

Vapor 5,284 11.80 4.35 0.01 0.79 Líqui

do 50,079 736 0.31 0.53

1155 Vapor 5,284 11.75 65 9.1 4.07 0.01 0.78 1156 Líqui

do 558 89.46 37 8.2 739 0.34 0.52

1157 Vapor 44 9.67 37 7.7 3.13 0.01 0.87 1161 Mezcl

a 54,983 118.16 203 7.2



Página 260

Corriente


Peso molecul

ar

Temp. °C

Presión

kg/cm2 man

Densidad

kg/cm3

Viscosidad cp.

Capacidad

calorífica

kcal/kg °C

Azufre Ppm

(peso)

Azufre mercapt

anos ppm

(peso)

Vapor 627 74.90 16.06 0.01 0.55 Líqui

do 54,356 631 0.15 0.65

1162 Mezcla

50,079 100.85 66 7.1

Vapor 19 14.60 4.03 0.01 0.68 Líqui

do 50,060 736 0.31 0.53

1164 Líquido

130,989 119.11 221 7.2 611 0.14 0.68

1165 Vapor 13,621 71.31 157 7.0 17.22 0.01 0.51 1166 Líqui

do 12,834 78.94 66 6.7 672 0.22 0.54

1167 Vapor 1,197 33.84 66 6.7 9.19 0.01 0.46 1168 Líqui

do 390 69.92 38 6.7 662 0.22 0.53

1169 Vapor 1,581 29.33 38 6.5 8.49 0.01 0.47 1170 Vapor 1,469 29.02 46 6.4 8.00 0.01 0.49 1173 Mezcl

a 132,179 104.38 260 12.1

Vapor 76,621 91.30 30.41 0.01 0.60 Líqui

do 55,558 588 0.12 0.71 67

1175 Mezcla

132,179 105.89 261 10.5

Vapor 93,517 97.70 28.66 0.01 0.60 Líqui

do 38,662 594 0.12 0.71

1178 Vapor 49,251 83.02 235 9.6 22.42 0.01 0.58 1181 Mezcl

a 48,406 105.04 66 7.1

Vapor 6 9.00 2.46 0.01 1.00 Líqui

do 48,401 745 0.33 0.53

1182 Mezcla

82,928 126.61 232 7.2

Vapor 2,383 97.80 20.83 0.01 0.57 Líqui

do 80,545 618 0.14 0.67

1183 Vapor 1,017 7.57 65 9.2 2.63 0.01 1.13



Página 261

Corriente


Peso molecul

ar

Temp. °C

Presión

kg/cm2 man

Densidad

kg/cm3

Viscosidad cp.

Capacidad

calorífica

kcal/kg °C

Azufre Ppm

(peso)

Azufre mercapt

anos ppm

(peso)

1184 Líquido

130,799 118.94 221 7.2 611 0.14 0.68

1185 Vapor 13,399 71.11 156 7.0 17.24 0.01 0.51 1186 Líqui

do 12,630 76.57 66 6.7 665 0.21 0.55

1188 Líquido

130,799 118.94 38 5.0 791 0.54 0.50 10

1189 Vapor 775 32.11 66 6.7 8.69 0.01 0.50 1191 Vapor 5,527 9.67 37 8.2 3.31 0.01 0.87 1193 Vapor 844 6.38 38 8.4 2.21 0.01 1.25 1194 Líqui

do 172 89.64 38 9.1 740 0.34 0.52

1195 Vapor 5,173 9.22 46 7.9 2.95 0.01 0.92 1196 Vapor 4,966 9.22 46 7.7 2.90 0.01 0.92 1197 Vapor 5,010 9.23 158 16.5 4.33 0.01 1.02 1199 Vapor 207 9.22 46 6.2 2.38 0.01 0.92 1201 Vapor 1,676 22.93 38 6.0 6.01 0.01 0.54

Para mayor información en el axexo14 se incluyen los balances de materia y energía

de las plantas con información sobre composición de las corrientes, y en los

diagramas de flujo de proceso del anexo 15, se identifican en que parte del proceso

se localizan las corrientes.

V.6.2 Temperaturas y presiones de diseño y operación

En el punto V.5 de este estudio se indican las condiciones de presión y temperaturas

de diseño de cada uno de los equipos principales.

En el anexo 15 se integran los diagramas los diagramas de flujo de proceso de las

plantas desulfuradoras donde se indican las presiones y temperaturas con las que

operan los principales equipos.



Página 262

LISTADO DE DIAGRAMAS DE FLUJO DE LAS PLANTAS DESULFURADORAS Desulfuradora Tula 1 Desulfuradora Tula 2

D-20072-01-01001A D-20072-02-01001A D-20072-01-02001B D-20072-02-02001B D-20072-01-02001C D-20072-02-02001C D-20072-01-03001D D-20072-02-03001D D-20072-01-03001E D-20072-02-03001E.

V.6.3 Estado físico de las diversas corrientes del proceso

El estado físico de las diferentes corrientes en el proceso se encuentran señaladas

en las tablas de punto V.5 en la columna de fase.

Es importante mencionar que solamente se manejan tres fases.

A) Liquida.

B) Vapor

C) Mezcla.

Para mayor información en el anexo 16, se incluyen los listados de tuberías y

equipos done se menciona el estado de físico de de los flujos con los que operan.

V.6.4 Características del régimen ooperativo de la instalación (continuo o por

lotes).

El régimen operativo de las plantas Desulfuradoras es continuo los 365 días del año,

las 24 horas del día en tres turnos.



Página 263

V.6.5 Diagramas de tubería e Instrumentación (DTI’s) con base en la

ingeniería de detalle y con la simbología correspondiente.

Los planos de tubería e instrumentación para el proyecto son: LISTADO DE DIAGRAMAS DE TUBERIA E INSTRUMENTACIÓN

Desulfuradora Tula 1 Desulfuradora Tula 2 D-20072-01-00004A D-20072-02-00004A D-20072-01-00004B D-20072-02-00004B D-20072-01-00004C D-20072-02-00004C D-20072-01-00005 D-20072-02-00005 D-20072-01-01005A D-20072-02-01005A. D-20072-01-01005B D-20072-02-01005B. D-20072-01-01005C D-20072-02-01005C. D-20072-01-01005D D-20072-02-01005D. D-20072-01-01005E D-20072-02-01005E. D-20072-01-01005F D-20072-02-01005F. D-20072-01-01005G D-20072-02-01005G. D-20072-01-01005H D-20072-02-01005H. D-20072-01-01005J D-20072-02-01005J. D-20072-01-01005K D-20072-02-01005K. D-20072-01-01005L D-20072-02-01005L. D-20072-01-01005M D-20072-02-01005M. D-20072-01-01005N D-20072-02-01005N. D-20072-01-02005P D-20072-02-01005P. D-20072-01-02005A D-20072-02-02005A. D-20072-01-02005B D-20072-02-02005B. D-20072-01-02005C D-20072-02-02005C. D-20072-01-02005D D-20072-02-02005D. D-20072-01-02005E D-20072-02-02005E. D-20072-01-02005F D-20072-02-02005F. D-20072-01-02005G D-20072-02-02005G. D-20072-01-02005H D-20072-02-02005H. D-20072-01-02005J D-20072-02-02005J. D-20072-01-02005K D-20072-02-02005K. D-20072-01-02005L D-20072-02-02005L. D-20072-01-02005M D-20072-02-02005M. D-20072-01-02005N D-20072-02-02005N. D-20072-01-02005P D-20072-02-02005P. D-20072-01-02005Q D-20072-02-02005Q.



Página 264

D-20072-01-02005R D-20072-02-02005R. D-20072-01-02005S D-20072-02-02005S. D-20072-01-03005A D-20072-02-03005A. D-20072-01-03005B D-20072-02-03005B. D-20072-01-03005C D-20072-02-03005C. D-20072-01-03005D D-20072-02-03005D. D-20072-01-03005E D-20072-02-03005E D-20072-01-03005F D-20072-02-03005F. D-20072-01-03005G D-20072-02-03005G. D-20072-01-03005H D-20072-02-03005H. D-20072-01-03005J D-20072-02-03005J. D-20072-01-03005K D-20072-02-03005K. D-20072-01-03005L D-20072-02-03005L. D-20072-01-03005M D-20072-02-03005M. D-20072-01-03005N D-20072-02-03005N. D-20072-01-07013A D-20072-02-07013A. D-20072-01-07013B D-20072-02-07013B. D-20072-01-07018A D-20072-02-07018A. D-20072-01-07020A D-20072-02-07020A. D-20072-01-07022A D-20072-02-07022A. D-20072-01-07022B D-20072-02-07022B. D-20072-01-07024A D-20072-02-07024A. D-20072-01-07024B D-20072-02-07024B. D-20072-01-07030A D-20072-02-07030A.

En el anexo 17 se incluyen los planos 60x90 de los diagramas de tubería e

instrumentación, así como el plano de simbología correspondiente.

V.7 Cuarto de Control

V.7.1 Especificación del cuarto de control

Deberá construirse un cuarto satélite que albergue los controladores, módulos de

entrada-salida, PLC´s de protección y electrónicas de equipo de análisis, en el área

de las plantas nuevas.

La ingeniería básica y de detalle debe considerar el arreglo de los equipos,

gabinetes, baterías, UPS y PLC en el cuarto de control satélite de las plantas ULSG



Página 265

1 y ULSG 2, en donde se incluya el sistema de control del Sistema de Regeneración

de Amina, con los espacios requeridos y 20% para demandas futuras de

instrumentación.

El cuarto de control satélite debe contar con sistema de presurización y aire

acondicionado con sistema de compresión redundante, control de temperatura,

variaciones no mayores de 4 °C por hora, clasificación de ambiente g1 de acuerdo al

ANSI/ISA-S71.04.

El cuarto deberá contar con un medidor de corrosión, temperatura, humedad y

presión en un solo equipo, el cual se comunicará al sistema de control distribuido

para llevar el histórico estas variables. Asimismo debe de contar con un sistema de

detección de humo y un sistema de extinción de fuego.

El cuarto satélite debe contar con un área de esclusa que permita mantener la

presurización cuando se accede a él.

El cuarto satélite debe contar con un sistema extinguidor automático de fuego a base

de CO2.

El almacenamiento del CO2 debe estar protegido bajo techo.

No deben de ubicarse dentro del cuarto satélite: baños, casa de cambio y oficinas.

INDICE CAPITULO VI

VI ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS ............................................. 266

VI.1 ANTECEDENTES DE ACCIONES E INCIDENTES ......................... 266

VI.2 METODOLOGIAS DE IDENTIFICACION Y JERARQUIZACION .... 267

VI.2.1 Identificación de riesgos ........................................................................... 267

VI.2.2 Identificación de nodos............................................................................. 279

VI.2.3 Identificación de riesgos del proceso ....................................................... 283

VI.2.4 Jerarquización de riesgos......................................................................... 285

VI.3 RADIOS POTENCIALES DE AFECTACION ................................... 285

VI.3.1 Listado de escenarios............................................................................... 291

VI.3.2 Análisis de las modelaciones de los escenarios seleccionados............... 301

VI.3.3 Consideraciones:...................................................................................... 303

VI.4 INTERACCIONES DE RIESGO........................................................ 304

VI.5 RECOMENDACIONES TÉCNICO-OPERATIVAS............................ 307

VI.6 RESIDUOS, DESCARGAS Y EMISIONES GENERADAS

DURANTE LA OPERACIÓN DEL PROYECTO. ............................................ 309

VI.6.1 Caracterización......................................................................................... 309

VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento ...................................................... 311

VI.6.3 Disposición ............................................................................................... 311



Página 266

VI ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS

VI.1 ANTECEDENTES DE ACCIONES E INCIDENTES

En la Refinería “Miguel Hidalgo”, se cuenta con las estadísticas y descripciones

de los eventos generados desde los inicios de la operación de las plantas de

esta Refinería a la fecha. Dentro de estos eventos se encuentran los ocurridos

en las plantas hidrodesulfuradoras de gasolina y diesel que están en operación

actualmente

Dentro de estos eventos de las plantas especificadas se pueden mencionar:

• 18 de diciembre de 2003:

Incendio en la planta hidrodesulfuradora u-700 de la refinería “miguel hidalgo”

de tula, hgo.

Fuga con presencia de flama en un tubo localizado en el interior del calentador

BA-701. Provocando el paro de la planta por incendio en el interior del hogar

que se propago hacia el exterior, el fuego alcanzó a varios trabajadores que se

encontraban cerca del calentador ocasionándole quemaduras graves.

• 17 de agosto de 2004.

En la planta Hidrodesulfuradora U-600-II de la Refinería “Miguel Hidalgo” de

Tula, Hgo.

Cuando se aflojaba la tornillería para colocar juntas ciegas en la brida de la

boquilla de entrada al separador de gas ácido FA-604 en la Planta, la cual

estaba en proceso de paro para su mantenimiento, se suscitó una fuga de gas

ácido (ácido sulfhídrico), ocasionando intoxicación de varios trabajadores.



Página 267

Considerando estos eventos, que fueron generados por factores humanos, no

obstante se hace necesario realizar una identificación de riesgos para las

plantas Desulfuradoras de naftas catalíticas (USLG).

VI.2 METODOLOGIAS DE IDENTIFICACION Y JERARQUIZACION

VI.2.1 Identificación de riesgos

Existen varias metodologías para la identificación y evaluación de riesgos que

han demostrado ser eficientes; sin embargo las técnicas difieren en la forma de

rastrear y evaluar los riesgos de una unidad de proceso y en la aportación de

resultados para hacer más eficiente su operación. El estudio o método HAZOP

(HAZard OPeratibility) o Análisis de Riesgo y de Operabilidad de los Procesos

es uno de los métodos generalizados de mayor aplicación en la identificación de

riesgos, de acuerdo a la normatividad establecida en Petróleos Mexicanos y sus

Subsidiarias. El método involucra, la investigación de desviaciones, sus causas,

efectos y medidas que deberán considerarse como parte del diseño o propósito

de un proceso de operación continuo, previo al arranque y puesta en operación

de la planta o en su caso y de ser necesario durante la operación de ésta, la

investigación se llevará a cabo por un grupo de profesionales, con experiencia

en diferentes áreas tales como: ingeniería, producción, mantenimiento y

seguridad, y se caracteriza porque de forma sistemática permite identificar los

peligros y problemas generados por la operación de una instalación; por su

versatilidad sirve también para identificar problemas de seguridad

contribuyendo además a lograr una mejor operación dentro de la planta

analizada, mediante la revisión y adecuación en su caso de la ingeniería básica

y de detalle.

La suposición implícita de los análisis HAZOP es que los riesgos o los

problemas de operabilidad aparecen solo como consecuencia de desviaciones



Página 268

sobre las condiciones de operación que se consideran normales en un sistema

dado y en una etapa determinada (arranque, operación y paro).

La Metodología del Análisis HAZOP que se planea emplear, es uno de los

métodos formales y generalizados, que están estructurados y orientados para

la toma de decisiones oportunas, considerando la aplicación de los criterios

adecuados para la identificación de todos los riesgos reales o potenciales,

existentes en las unidades operativas; así como, jerarquizar las medidas para

su atención con base en su potencial de riesgo, a fin de llevar a cabo la

eliminación o reducción de los riesgos de manera efectiva. Dicho método

consiste en revisar la planta en una serie de reuniones durante las cuales un

equipo multidisciplinario realiza una “tormenta de ideas” bajo un método o

proceso estructurado y dirigido por un líder que crea la estructura al utilizar un

conjunto de palabras guías o claves para examinar y determinar las

consecuencias de posibles desviaciones de las condiciones normales de un

proceso continuo en varios puntos clave línea a línea y recipiente a recipiente

(nodos), de todo el proceso establecido sobre el diseño de la planta, ya sea en

operación o por construir.

Finalmente, la identificación de las consecuencias consideradas como

inaceptables, permite emitir una serie de recomendaciones para mejorar el

proceso, las cuales pueden indicar modificaciones en el diseño, requerimientos

en los procedimientos operativos, modificaciones en la documentación, etc.

Considerando que el objetivo fundamental de la aplicación de una Análisis

HAZOP es el identificar tanto los riesgos como problemas de operabilidad, la

gran mayoría de las recomendaciones, se enfocan precisamente a los

problemas originados por la operabilidad los cuales son causados por



Página 269

eventuales desviaciones en la operación y solo tienen aplicación en forma

limitada a problemas de riesgo.

Las ventajas del HAZOP son:

• Es el método más idóneo a emplear durante el diseño de un proyecto.

• Se puede emplear durante la instalación de una industria, en la operación

de instalaciones existentes o bien cuando se realizan cambios mayores

en los procesos.

• En la aplicación de la metodología se Incluyen múltiples puntos de vista.

• En forma estructurada se identifica mayor número de problemas con una

visión de grupo.

• Toma en cuenta el error humano.

• Analiza a detalle el sistema.

En general permite identificar entre el 90 y el 99% los riesgos existentes, pero

sin ser todos reales.

Como ya se indicó, el reconocer e identificar los sistemas críticos (unidades de

proceso) susceptibles o involucradas en un peligro, es la etapa inicial de

cualquier análisis, pasando posteriormente a su valoración.



Página 270

• Metodología HAZOP.

La aplicación de la Metodología HAZOP se realiza de acuerdo a la normatividad

existente para identificar como se pueden producir desviaciones sobre la

intención del diseño. El HAZOP como parte de un análisis de riesgo, es una

técnica de identificación y jerarquización de riesgos inductiva basada en la

premisa de que los riesgos, los accidentes o los problemas de operabilidad, se

producen como consecuencia de una desviación de las variables de proceso

con respecto a los parámetros normales de operación en un sistema dado y en

una etapa determinada. Por tanto, ya sea que se aplique en la etapa de diseño,

como en la etapa de operación, la sistemática consiste en evaluar, en todas las

líneas y en todos los sistemas las consecuencias de posibles desviaciones en

todas las unidades de proceso, tanto si es continuo como discontinuo. La

técnica consiste en analizar sistemáticamente las causas y las consecuencias

de unas desviaciones de las variables de proceso, planteadas a través de unas

"palabras guía". Una vez identificados se hace una evaluación para determinar

si las desviaciones y sus consecuencias pueden tener un efecto negativo en la

seguridad y operación eficiente de la planta, y si se considera necesario

establecer las acciones correctivas correspondientes para evitar la generación

de riesgos potenciales.

• Definición del área de estudio

Una vez desarrollada la ingeniería básica y contando con la descripción

completa del proceso que nos ocupa, se puede proceder a la definición del área

de estudio, que en este caso consiste en delimitar las áreas a las cuales se

aplica la técnica. En una determinada instalación de proceso, considerada como

el área objeto de estudio, se definirá para mayor comodidad una serie de

subsistemas o líneas de proceso que corresponden a entidades funcionales

propias: línea de carga a un depósito, separación de disolventes, reactores, etc.



Página 271

• Identificación de nodos.

En cada uno de estos subsistemas o líneas se deberán identificar una serie de

“nodos” o puntos clave claramente localizados en el proceso. Por ejemplo,

tubería de alimentación de una materia prima a un reactor, impulsión de una

bomba, depósito de almacenamiento, etc.

Cada nodo deberá ser identificado y numerado correlativamente dentro de cada

sistema y en el sentido del proceso para mejor comprensión y comodidad. La

técnica HAZOP se aplica a cada uno de estos puntos. Cada nodo vendrá

caracterizado por variables de proceso: presión, temperatura, caudal, nivel,

composición, viscosidad, etc.

La facilidad de utilización de esta técnica requiere reflejar en esquemas

simplificados de diagramas de flujo todos los subsistemas considerados y su

posición exacta.

El soporte principal para la aplicación de esta metodología es el diagrama de

flujo de proceso o de tuberías e instrumentos. (DTI).

• Aplicación de las palabras guía

Un elemento esencial para la aplicación de la metodología de cuestionamiento y

análisis sistemático, es la aplicación de las palabras guía, fonema que expresa

una variable y que se utiliza para indicar el concepto que representa en cada

uno de los nodos definidos anteriormente que entran o salen de un elemento

determinado y así determinar las desviaciones y sus posibles consecuencias.

Se aplican tanto a acciones (reacciones, transferencias, etc.) como a

parámetros específicos (presión, caudal, temperatura, etc.). A continuación, se

presentan las palabras guías y su significado.



Página 272

Palabras guía y su significado

Palabra Guía

Significado Aplicación Ejemplo de desviación

Ejemplo de causas de la desviación

No La completa negación de la intención

No se realiza la intención del diseño, ni parte de ella, pero no sucede otra cosa

No hay flujo en una línea

Bloqueo; falla de bombeo; válvula cerrada o atascada, fuga; válvula abierta; fallo de control.

Más o Menos

Incremento o disminución cuantitativa

Se refiere a propiedades cuantitativas como flujo, previsión o actividades como transmisión de calor o velocidad de una reacción

Más flujo (más caudal)

Presión de descarga reducida; succión presurizada; controlador saturado; fuga; lectura errónea de instrumentos.

Menos caudal Falla de bombeo; fuga; bloqueo parcial; sedimentos en línea; falta de carga; bloqueo de válvulas

Además de Incremento cualitativo. Se logran todas las previsiones de diseño, pero además ocurren desviaciones adicionales

Impurezas o una fase extraordinaria

Entrada de contaminantes del exterior como aire, agua o aceites; productos de corrosión; fallo de aislamiento; presencia de materiales por fugas interiores; fallos de la puesta en marcha.

Parte de Disminución cualitativa. Solo se logran parte de las previsiones de diseño

Disminución de la composición en una mezcla

Concentración demasiado baja en la mezcla; reacciones adicionales; cambio en la alimentación.

Inverso La intención lógica opuesta

Actividades, por ejemplo, retroceso de flujo o reacción reversible. También sustancias como “veneno” en lugar de “antídoto” o “ácido” en vez de “álcali”.

Flujo inverso Fallo de bomba; sifón hacia atrás; inversión de bombeo; válvula antirretorno que falla o está insertada en la tubería de forma incorrecta.

Distinto Sustitución completa de la intención

No se lleva a cabo ninguna parte de la intención. pero

Cualquier actividad

Puesta en marcha y parada; pruebas e inspecciones;



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Palabra Guía

Significado Aplicación Ejemplo de desviación

Ejemplo de causas de la desviación

ocurre algo diferente mantenimiento; activación del catalizador; eliminación de tapones; corrosión; fallo de energía; emisiones indeseadas, etc.

• Definición de las desviaciones a estudiar

Para cada uno de los nodos seleccionados, se plantea de forma sistemática

todas las desviaciones que implican la aplicación de cada palabra guía a una

determinada variable o actividad. Para realizar un análisis exhaustivo a fin de

determinar las desviaciones probables y las causas que se originan derivadas

de dichas desviaciones durante la operación normal de la planta; se deben

aplicar todas las combinaciones posibles entre palabra guía y variable de

proceso, descartándose durante la sesión las desviaciones que no tengan

sentido para un nodo determinado.

Como ya se estableció paralelamente a la descripción de las desviaciones se

deben indicar las causas posibles de estas desviaciones y posteriormente

puntualizar en las consecuencias de estas desviaciones, buscando encontrar

las medidas para contrarrestarlas.

En la siguiente tabla se presenta un resumen de las desviaciones que pueden

acompañar a los parámetros físicos y químicos. Resumen de desviaciones a identificar

Parámetro Desviación Explicación

Flujo Más que Menos que

Mayor flujo que el diseño Menor flujo que el diseño



Página 274

Ninguno Reversa

Ausencia de flujo cuando se requiere Contra flujo hacia dentro o fuera del nodo

Presión Más Menos Ninguna

Presión más alta que la de diseño Presión mas baja que la de diseño Ausencia depresión cuando se requiere

Nivel (e interfase del nivel) Más que Menos que Ninguno

Nivel más alto que el diseño Nivel más bajo que el diseño Ausencia de nivel cuando se requiere

Temperatura Mas de Menos de

Temperatura más alta que la de diseño Temperatura más baja que la de diseño

• Sesiones (HAZOP)

El grupo de trabajo, que participo en la realización del estudio HAZOP, se

integro por un grupo de especialistas que conocen perfectamente la

metodología HAZOP, este grupo cuenta con conocimiento pleno del proceso.

Toda esta información resultante del análisis, se presenta en forma de tabla que

sistematiza la entrada de datos y el análisis posterior. La siguiente tabla

representa el formato de recolección de datos del HAZOP aplicado a un

proceso continuo.

Formato de recolección de datos del HAZOP. Nodo Palabra

guía Desviación

de la variable

Posible causa

consecuencia Respuesta del

sistema

F C GR Acciones a tomar

recomendaciones

• Significado del contenido de cada columna:



Página 275

Nodo.- Parte del sistema operativo claramente localizados en el proceso e

identificado sobre un diagrama, que puede ser un grupo de equipos y tubería y

que se consideran como un subsistema o puntos clave, para su análisis.

Palabra Guía.- Fonema que expresa una variable en el comportamiento de

cierto elemento o grupo de elementos que forman parte integral del proceso.

Desviación de la variable.- Comportamiento “anormal” de algún elemento del

nodo ocasionado por irregularidades o fallas en el sistema de control,

señalamiento y/o de operación.

Posibles causas.- Describe numerándolas las distintas causas que pueden

conducir a la desviación o que son resultado de esta desviación.

Consecuencias.- Para cada una de las causas planteadas se indican con la

consiguiente correspondencia en la numeración las consecuencias asociadas

como efecto de la desviación.

Respuestas del sistema.- Conocidas también como Salvaguardas que

consisten en cualquier dispositivo protector, ya sea que prevenga la causa o

salvaguarde contra consecuencias adversas. De esta forma en esta columna se

indican los mecanismos de detección de la desviación planteada según causas

o consecuencias: por ejemplo alarmas y los automatismos capaces de

responder a la desviación planteada según las causas: por ejemplo, lazo de

control.

F.- Índice de frecuencia de ocurrencia de la posible causa. La valoración de

esta se hace en función de la tabla de índice de frecuencia.

C.- Índice de Severidad de la Consecuencia. que se calcula considerando la

tabla 5 presentada más adelante.

GR.- Índice Global de Riesgo, este valor se obtiene en base a la frecuencia y

severidad de la consecuencia y nos da el valor con el que se puede llevar a

cabo la jerarquización de los riesgos.



Página 276

Acciones a tomar.- Donde una causa resulte en una consecuencia negativa,

se debe considerar emitir una propuesta preliminar de modificaciones a la

instalación en vista de la gravedad de la consecuencia identificada o a una

desprotección flagrante de la instalación, para que una vez analizada se

determine si considerando las salvaguardas asociadas, se hace necesario llevar

a cabo la aplicación de las acciones correspondientes que pueden ser para

eliminar la causa o bien, mitigar o eliminar las consecuencias.

Recomendaciones.- Observaciones que complementan o apoyan algunos de

los elementos reflejados en las columnas anteriores.

Informe final o Reporte del HAZOP El informe final es un documento fundamental para la conclusión de la

ingeniería, operabilidad y seguridad de la planta, ya que como resultado de su

aplicación existe la posibilidad de realizar adecuaciones a la planta o a sus

condiciones de operación; dicho informe deberá ser compilado tan pronto como

sea posible y una vez compilado, este será definitivo y no podrá cambiar, ya

que de este se derivan la acciones a tomar.

El Informe o Reporte en cuestión consta de los siguientes documentos:

• Una descripción de los términos de referencia, enfoque del estudio y del

proceso estudiado.

• Esquemas simplificados con la situación y numeración de los nodos de

cada subsistema.

• Análisis de los resultados obtenidos. Se puede llevar a cabo una

clasificación cualitativa de las consecuencias identificadas.

• Listado de las medidas a tomar. Constituye una lista preliminar que deberá

ser debidamente estudiada en función de otros criterios (costos, otras

soluciones técnicas, consecuencias en la instalación, etc.).



Página 277

Las recomendaciones se clasifican de acuerdo al nivel de riesgo encontrado,

basado en la matriz de riesgos. El riesgo es la probabilidad de daño y está en

función de la frecuencia y de la gravedad.

La frecuencia de una causa es establecida por el equipo multidisciplinario, de

acuerdo a su experiencia, considerando cualquiera de los siguientes rubros:

Índice de Frecuencia

Rango Frecuencia Probabilidad Descripción

4 Improbable ‹10-3 Ocurre una sola vez en la vida útil de la planta

3 Posible 10-3 Ocurre una vez entre 5 y 10 años

2 Ocasional 10-2 Ocurre una vez entre 1 y 5 años

1 Frecuente 100 Ocurre más de una vez por año

La gravedad de la consecuencia también la determinará el equipo

multidisciplinario, según su experiencia, considerando los siguientes

parámetros: Índice de Severidad

Rango Consecuencia Descripción

1 Catastrófica Muertes dentro o fuera del sitio, daños irreversibles y pérdidas de producción mayores, que generan paro total de toda la planta.

2 Severa Heridas múltiples, daños mayores a propiedades y pérdidas que generan paros temporales

3 Moderada Heridas ligeras, daños menores a propiedades y pérdidas de producción, generando un paro parcial.

4 Baja No hay heridas, daños mínimos a propiedades y pérdidas de producción menores, que generen



Página 278

un paro, sólo sustitución o reparación de accesorios.

Con las ponderaciones de la frecuencia de la causa y la severidad de la

consecuencia, se procede a determinar índices globales de riesgo, para ello se

utilizará la siguiente matriz Matriz global de riesgo

CONSECUENCIA

4 3 2 1

C B A A 1

D C B A 2

D D C B 3

D D D C 4

FREC

UENC

IA

Por lo antes descrito y considerando que la frecuencia es inversamente

proporcional a la consecuencia, se consideró la siguiente matriz para la

CALIFICACIÓN GLOBAL: Calificación Global

Rango Tipo de Riesgo

Prioridad Descripción

A Inaceptable Alta Se deben revisar y en su caso modificar los procedimientos y controles tanto de ingeniería como administrativos para disminuir el rango de riesgo a 3 o menos, en un periodo de tiempo menor a 6 meses



Página 279

B Indeseable Media Se deben revisar y en su caso modificar los procedimientos y controles tanto de ingeniería como administrativos para disminuir el rango de riesgo a 3 o menos, en un periodo de tiempo menor a 12 meses

C Aceptable con controles

Baja Se debe revisar que los procedimientos y controles estén implantados; o confirmar y suministrar evidencia objetiva que especifique que los requerimientos han sido satisfechos

D Aceptable como está

Normal Evaluación de conformidad por observación y juicio acompañado como sea apropiado por mediciones, pruebas o calibraciones.

VI.2.2 Identificación de nodos

Para el análisis detallado del proceso de las plantas Desulfuradoras de gasolina

catalítica, éste fue dividido en sistemas, donde se contemplan tubería, bombas

compresores, instrumentos, sistemas de seguridad, red de contra incendio y

recipientes sujetos a presión.

Para la identificación de los nodos se consideran las variables presión,

temperatura, flujo y tipos de fluido

Lista de sistemas de la planta Sistema No. 1: tubería 8” P-77001, filtros FD-7103/S, tubería de 8”P-71065,

FA-7101, tubería de 10” P-71003. Sistema No. 2: bombas GA-7101/S, tubería de 8” P-71005, cambiadores EA-

7101 A/B/C, tubería de P-71010. (modelación 2) Sistema No. 3: columna CDHYDRO DA-7101, tubería de 10” P-71023.



Página 280

Sistema No. 4: tubería de 20” P-71020, condensador EC-7101, tubería de 14”

P-71043, FA-7102, tubería de 10” P-71044, tubería de 3” P-71039.

Sistema No. 5: bombas GA-7102/S, tubería de 8” P-71046, filtros FD-7101/S,

tubería de 8” P-71050. Sistema No 6: tubería 18” P-71024, EA-7104, tubería de 20” P-71026 Sistema No 7: tubería de 20”, EA-7103, tubería de 24” P-71027. Sistema No 8: tubería de 10” P-71023, GA-7103/S, tubería de 6” P-71034,

filtros FD-7102/S, tubería 6” P-71038, cambiadores de calor EA-7201/ A/B/C,

tubería de 12” P-72008 (modelación 1 y 3).

Sistema No. 9: tubería de 10”-4” P-71022, enfriador EC-7102, tubería de 4” P-

71058, enfriador EA-7105, tubería de 4” P-71059, a limite de batería. Sistema No. 10: tubería de 8” P-71040, enfriador EA-7102, tubería 6” P-

71051, acumulador FA-7104, tubería de 6” P-71053, tubería de 2” P-71055 Sistema No. 11: tubería de 6” P-71053, vapor compresor GB-7101, tubería de

4” P-71054, tubería de 1 ½” P-71056, tubería de 6” P-71067, tubería de 3” P-

71042.

Sistema No. 12: ( H2 ) tubería de 8” P-71001, tubería de 4” P-77002, tubería

de 3” P-71007, FA-7105, tubería de 2” P-71002, tubería de 3” P-71001, tubería

de 2” P-71066, tubería de 8” P-71004. Sistema No. 13: compresor GB-7102, tubería de 6”-4”-3” P-71006, tubería de

3” P-71009, tubería de 6” P-71008, tubería de 4” P-71011, (modelación 8). Sistema No. 14: columna DA-7201, tubería de 20” P-72006, tubería de 6”P-

72007 (modelación 4). Sistema No. 15: bombas GA-7202/S, tubería de 12” P-72012, tubería de 6” P-

72014, tubería de 6” P-72015, tubería de 6” P-72016, tubería de 8” P-72017,

tubería de 8” P-72085, tuberías P-72018 P-72072 P-72073, P-72074, BA-7201,

tubería de 30” P-72019, tubería de 6” P-73033, EA-7205, tubería de 6” P-72055,

EA-7304, tubería de 6” P-73036,, EA-7103, tubería de 6” P-71028



Página 281

Sistema No. 16: tubería de 12” P-72003, EA-7104, tubería de 12” P-71029,

Tubería de 12” P-72001, EA-7201 A/B/C, Tubería de 12” P-72010 (modelación

3). Sistema No. 17: tubería de 14” P-72002, EA-7202, Tubería de 14” P-72023,

EC-7203 , Tubería de 18” P-72024. Sistema No. 18: FA-7201, tubería de 12” P-72025, EC-7201 , tubería de 12” P-

72033. Sistema No. 19: FA-7202, tubería de 8” P-72037, EA-7203 , tubería de 8” P-

72039, FA-7203, tubería de 8” P-72041, tubería de 1 1/2” P-72042, FA-7206

tubería de 8” P-72045.

Sistema No. 20: DA-7202, tubería de 8” P-72043, FA-7204 tubería de 8” P-

72079, tubería de 8” P-72044. Sistema No. 21: tubería AM-77003, DA-7202 tubería de 4” AM-77003, tubería

de 4” AM-77201. Sistema No. 22: FA-7201, tubería de 10” P-72027, tubería de 6” P-72026,

bomba GA-7201/S, tubería de 6” P-72029, filtros FD-7201/S, tubería 6” P-

72032.

Sistema No. 23 : tubería de 6”P-72007, DA-7203, tubería de 6” P-77026,

tubería 6” P-72034, tubería de 2” P-72040. Sistema No. 24: compresor GB- 7201, tubería de 8” P-72046, tubería de 6”

P-72047 (modelación 9). Sistema No. 25: torre (H2S) DA-7203, tubería de 12” P-72051, condensador

EC-7202, tubería de 8” P-72053, FA-7205. Sistema No. 26: FA-7205, tubería de 4” P-72065, tubería de 4” P-73027, EA-

7204, tubería de 4” P-72067, tubería de ½” P-72066.

Sistema No. 27: -Reflujo, tubería de 4” P-72060, Bombas GA-7203/S, tubería

de 3” P-72062 , tubería de 2” P-72064. (modelación 5 ) Sistema No. 28: torre DA-7203, tubería de 10” P-72050, bombas GA-7204/S ,



Página 282

tubería de 6” P-72058, tubería de 4” P-72084, tubería de 4” P-71011,

cambiadores EA-7301/A y B, tubería 16” P-73001, cambiador EA-7302, tubería

de 18” P-73002. (modelación 6 y 7) Sistema No. 29: reactor de pulido DC-7301, tubería de 18” P-73003,

cambiadores EA-7301 A/B, tubería de 18” P-73005. Sistema No. 30: acumulador de efluentes calientes FA-7301, tubería de 14” P-

73007, condensador EC-7301, tubería de 10” P-73008, acumulador de

efluentes fríos FA-7302. Sistema No. 31: FA-7302, tubería de 6” P-73010, enfriador EA-7306, tubería

de 2” P-73011, tubería de 6” P-73057, FA-7203. Sistema No. 32: tubería de 8” P-73009, tubería de 10” P-73006, torre

estabilizadora DA-7301, tubería de 10” P-73019, condensador EC-7302, tubería

de 8” P-73021, FA-7303, tubería de 4” P-73022, bombas de reflujo GA-7301/S,

tubería de 3” P-73024. Sistema No. 33: torre estabilizadora DA-7301, tubería de 10” P-73013, bomba

GA-7302/S, tubería de 6” P-73034, tubería de 3” P-73046, EA-7101 A/B/C,

tubería de 6” P-71011, enfriador EC-7303, tubería de 6” P-73031, EA-7305,

tubería de 6” P-73032 y P-73037 al límite de batería.

Sistema No. 34: FA-7101, tubería de 2” P-71001, FA-7102, tubería de 2” P-

71003, FA-7202, tubería de 2” P-72002, FA-7205, tubería de 2” P-72003, FA-

7301, tubería de 2” P-73003, FA-7302, tubería de 2” P-72004, FA-7303, tubería

de 2” P-73005, acumulador de agua amarga FA-7305, bomba GA-7304, tubería

de 2” P-73010 al límite de batería. Sistema No. 35: tubería P-77004, absorbedor de amina DA-7302, tubería P-

73030, acumulador FA-7304, tubería P-73050, tubería P-72044, enfriador EA-

7303, tubería P-77052 al sistema de gas de purga. (modelación 10) Sistema No. 36: circuito de amina rica: DA-7302, tubería P-77301, fondos del



Página 283

FA-7304, tubería P-77303, al límite de batería.

En el anexo 18 se incluyen los diagramas de flujo de proceso donde se indican

con diferentes colores los sistemas antes mencionados, cabe señalar que se

anexan solamente los correspondientes a la planta 1, en virtud que los dos

procesos son idénticos y solamente es diferente la nomenclatura de

identificación de líneas y equipos.

Estos sistemas para mayor claridad en el análisis y identificación de riesgos se

subdividen en nodos, mismos que se enlistan de manera progresiva.

VI.2.3 Identificación de riesgos del proceso

Para poder determinar los riesgos dentro de las plantas de desulfuradoras de

gasolinas catalíticas durante su operación, como primer paso, se llevo a cabo

un análisis del proceso mediante la revisión de los diagramas de tubería e

instrumentación y los diagramas de flujo de proceso en los cuales se

identificaron los sistemas de control, sensores de operación, alarmas, etc. y se

hizo una visita al sitio donde pretende desarrollar el proyecto con el fin de hacer

una evaluación del entorno. Con la información antes mencionada se

efectuaron las sesiones HAZOP con la participación de todos los integrantes del

grupo de trabajo, con propósito de identificar las causas que dieran como

resultado consecuencias que representaran un riesgo para el personal y las

instalaciones, llevar acabo la jerarquización de los riesgos y emitir las

recomendaciones correspondientes, para lograr la minimización de sus efectos.

Para el análisis HAZOP se efectuaron 36 sesiones de trabajo donde se

determinaron 36 sistemas y 75 nodos, cuyas causas posibles que pudieran



Página 284

ocasionar riesgos para el personal e instalaciones. Durante el análisis se

detecto que 27 de los causas dan origen a riesgos identificados con un índice

global de riesgo clase C (prioridad baja aceptable con controles), y 48 dan

origen a riesgos clasificados como clase D (prioridad normal aceptable como

está).

De estos nodos, se determino seleccionar algunas causas para efectuar las

modelaciones correspondientes y determinar los radios de afectación.

Considerando que estas pudieran ser aquellas que repercuten en mayor

afectación por el riesgo que hay para otros equipos adyacentes, en el listado de

los sistemas se indican cuales fueron considerados.

En el anexo 19 se encuentran los formatos para el desarrollo del análisis de

riesgos donde se analizan los 75 nodos y las consecuencias si llegaran a

presentarse. Se anexan los correspondientes a la planta 1, y se considera que

no es necesario incluir los correspondientes a la planta 2, ya que el proceso es

el mismo y solamente es diferente en la nomenclatura de los equipos y líneas.



Página 285

VI.2.4 Jerarquización de riesgos.

Como se señaló con las ponderaciones de la frecuencia de la causa y la

severidad de la consecuencia, se determinaron los índices globales de riesgo.

Con ello se realizo la calificación global de cada uno de los riesgos analizados

en los nodos y de acuerdo a esta calificación se redactan las recomendaciones

pertinentes.

VI.3 RADIOS POTENCIALES DE AFECTACION

La mayoría de los accidentes en las plantas Desulfuradoras de gasolina son

resultado de fugas de materiales tóxicos, inflamables, corrosivos y explosivos.

Como ejemplo se puede mencionar cuando, un material es descargado por

orificios ocasionados por corrosión interna y externa que ocasiona daños en los

materiales de los recipientes y tuberías, otra causa es los que se originan fugas

en bridas, en sellos de bombas, en prense estopa de las válvulas, etc.

Los modelos matemáticos simulan la descarga de estos materiales, generando

información muy útil para determinar las consecuencias (que de cierta forma

corroboran los resultados obtenidos en la metodología utilizada para jerarquizar

los riesgos identificados).que se provocarían al suscitarse un accidente,

incluyendo la velocidad de descarga del material, la cantidad total que es

descargada, y el estado físico del material descargado. Esta información es

valiosa para evaluar el diseño de nuevos procesos y en el caso de procesos en

operación evalúa los sistemas de seguridad existentes en la instalación.



Página 286

Los modelos están constituidos por ecuaciones empíricas o fundamentos que

representan el proceso fisicoquímico que ocurre durante la descarga de un

material.

Frecuentemente los resultados son sólo estimados derivados de las

propiedades físicas, por lo que la mayoría de los modelos tienden a maximizar

la tasa de descarga y la cantidad descargada.

A continuación se describen los tipos de eventos que pueden ocurrir como

resultado de la descarga de un líquido presionado, un liquido no presurizado y

de un vapor o gas presurizado.

Pool Fire Cuando un líquido inflamable se fuga de un tanque de

almacenamiento o una tubería, se forma una alberca o charco. Al estar

formándose el charco, parte del líquido se comienza a evaporar siempre y

cuando los vapores se encuentran sobre su límite inferior de inflamabilidad y

con una fuente de ignición se forma un incendio del charco, mientras se

encuentran los vapores.

Flash Fire Cuando un material volátil e inflamable es descargado a la

atmósfera, se forma una nube de vapor y se dispersa. Si el vapor resultante se

encuentra con una fuente de ignición antes de que la dilución de la nube sea

menor al límite inferior de inflamabilidad, ocurre el flash fire. Las consecuencias

primarias de un flash fire son las radiaciones térmicas generadas durante el

proceso de combustión. Este proceso de combustión tiene una corta duración y

los daños son de baja intensidad.



Página 287

Jet Fire Si un gas licuado o comprimido es descargado de un tanque de

almacenamiento o una tubería, el material descargado a través de un orificio o

ruptura formaría una descarga a presión del tipo chorro

“Gas Jet”, que entra y se mezcla con el aire ambiente. Si el material entrara en

contacto con una fuente de ignición, entonces ocurre un Jet Fire o fuego de

chorro.

Fireball El evento de Fireball o bola de fuego resulta de la ignición de una

mezcla líquido/vapor flamable y sobrecalentada que es descargada a la

atmósfera. El evento de fireball ocurre frecuentemente seguido a una Explosión

de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición “BLEVE”.

Explosión Una explosión es una descarga de energía que causa un cambio

transitorio en la densidad, presión y velocidad del aire alrededor del punto de

descarga de energía. Existen explosiones físicas, que son aquellas que se

originan de un fenómeno estrictamente físico como una ruptura de un tanque

presurizado o una BLEVE. El otro tipo de explosiones se denomina química,

que son aquellas que tienen su origen en una reacción química como la

combustión de un gas inflamable en el aire.

BLEVE. Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición

“BLEVE”, ocurre cuando en forma repentina se pierde el confinamiento de un

recipiente que contiene un líquido sobrecalentado o un licuado a presión. La

causa inicial de un BLEVE es usualmente un fuego externo impactando sobre

las paredes del recipiente sobre el nivel del líquido, esto hace fallar el material y

permite la repentina ruptura de las paredes del tanque.



Página 288

Un BLEVE puede ocurrir como resultado de cualquier mecanismo que ocasione

la falla repentina de un recipiente y permita que el líquido sobrecalentado

flashee. Si el material líquido/vapor descargado es inflamable, la ignición de la

mezcla puede resultar en un fireball.

VCE. Explosión por una Nube de Vapor “VCE”, puede definirse simplemente

como una explosión que ocurre en el aire y causa daños de sobrepresión.

Comienza con una descarga de una gran cantidad de líquido o gas vaporizado

de un tanque o tubería y se dispersa en la atmósfera, de toda la masa de gas

que se dispersa, sólo una parte de esta, se encuentra dentro de los límites

superior e inferior de explosividad, y esa masa es la que después de encontrar

una fuente de ignición genera sobrepresiones por la explosión. Este evento se

puede generar tanto en lugares confinados como en no confinados.

Nube T. En los casos en que una fuga de material tóxico no sea detectada y

controlada a tiempo, se corre el riesgo de la formación de una nube de gas

tóxica que se dispersará en dirección de los vientos dominantes, y su

concentración variará en función inversa a la distancia que recorra. Los efectos

tóxicos de exponerse a estos materiales dependen de la concentración del

material en el aire y de su toxicidad.

Para el análisis de eventos en las plantas Desulfuradoras se utilizó un software

especializado para simular los eventos y determinar los radios de afectación,

conocido como PHAST (Process Hazard Analysis Safety Tool) versión 6.0.

Este software ha sido aceptado en México por el Instituto Nacional de Ecología

(INE), en los Estados Unidos por la Agencia de Protección Ambiental (EPA) y la

Administración de Salud y Seguridad Ocupacional (OSHA), para la

determinación de consecuencias en una evaluación de riesgo.



Página 289

A continuación se describen las consideraciones para la simulación de eventos:

A) Para la modelación de los eventos se utilizaron las siguientes fuentes:

• Los resultados obtenidos con la aplicación de la metodología

Hazop,

• La estadística de incidentes y accidentes de las plantas

Desulfuradoras de gasolina.

B) Los balances de materia y energía de diseño, que fueron proporcionados

por el Licenciador CATALYTIC DISTILLATION TECHNOLOGIES.

C) Adicionalmente, para realizar las simulaciones en el software PHAST se

tomaron las siguientes consideraciones:

• El orificio formado por corrosión en tuberías, fugas en bridas, fugas en

sellos de las bombas, fugas en prense estopa de válvulas, etc.,

presentan formas irregulares, por lo anterior y para fines del estudio se

consideraron como de forma regular y de un diámetro determinado.

• El diámetro que se determino para estos orificios varían desde 0.250"

hasta 0.500".

• Las condiciones de presión y temperatura se tomaron de los diagramas

de flujo de proceso y del balance de materia y energía del proyecto.

• Se contempló un tiempo máximo para la detección y control de la fuga de

5 minutos, tomando en cuenta los controles y equipos existentes en la

refinería y los incluidos en el proyecto. Adicionalmente una de las bases

para fijar el tiempo es la experiencia del personal del centro de trabajo y

del equipo móvil y fijo que se tiene para atender emergencias



Página 290

Los límites permisibles para efectos de radiación son:

NIVELES DE RADIACIÓN

RADIACIÓN DESCRIPCIÓN

1.4 kW/m2 (440 BTU/h/ft2)

Es el flujo térmico equivalente al del sol en verano y al medio día. Este límite se considera como zona de seguridad

5.0 kW/m2 (1,268 BTU/h/ft2)

Nivel de radiación térmica suficiente para causar daños al personal si no se protege adecuadamente en 20 segundos, sufriendo quemaduras hasta de 2o grado sin la protección adecuada. Esta radiación será considerada como límite de zona de amortiguamiento

12.5 kW/m2 (3,963 BTU/h/ft2)

Es la energía mínima requerida para la ignición piloteada de la madera y fundición de tubería de plástico. Con 1% de letalidad en 1 minuto. Esta radiación se considerará para el personal y las instalaciones como zona de alto riesgo

Para efectos de daños por fuerzas provocadas por una explosión se

consideraron los siguientes niveles de sobrepresión:

NIVELES DE SOBREPRESIÓN

PRESIÓN DESCRIPCIÓN

0.5 lb/pulg2 (0.02 bar)

La sobrepresión a la que se presentan rupturas del 10% de ventanas de vidrio y algunos daños a techos; este nivel tiene la probabilidad del 95% de que no ocurran daños serios. Esta área se considerará como límite de la zona de salvaguarda

1 lb/pulg2 (0.13 bar)

Es la presión en la que se presenta destrucción parcial de casas y daños reparables a edificios; provoca el 1% de ruptura de tímpanos y el 1% de heridas serias por proyectiles. De 0,5 a 1 lb/pulg2 se considerará como la zona de amortiguamiento

2 lb/pulg2 (0.20 bar)

A esta presión se presenta el colapso parcial de techos y paredes de casas. De 1 a 2 lb/pulg2 se considera como la zona de exclusión (riesgo)



Página 291

VI.3.1 Listado de escenarios.

En reunión, el grupo de trabajo acordó modelar 10 escenarios con el software

PHAST, mismos que fueron seleccionados de los sistemas identificados en el

análisis. Cabe señalar que estos escenarios corresponden a los equipos de la

planta Desulfuradora ULSG 1. No se incluyen los escenarios de la planta

ULSG2 por ser los mismos, solamente cambia la nomenclatura de las tubería y

equipos, ya que son plantas similares en proceso y capacidad.

Con la utilización del software mencionado se obtuvieron los siguientes

resultados.

• ESCENARIO 1

1.- Fuga en sello de la bomba de fondos GA-7103/s, considerando la corriente

1024. con las siguientes características: Diámetro Tubería = 6”, Diámetro Fisura = 1/2”, 100 % NAFTA

Se consideró un tiempo de fuga de 300 segundos

El volumen fugado en el tiempo estimado es de 3128Kg.

Distancias de afectación (m) Modelo

1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2

Jet Fire 45.23 31.38 24.84

Corriente Fase Flujo Másico, kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp


1124 Líquido 130,882 120.75 210 5.8 626 0.15 0.65



Página 292

Pool Fire 98.69 95.61 94.26

0.5 psi

(0.0344738 bar)

1 psi

(0.0689476 bar)

2 psi

(0.137895 bar)

Explosión 103.87 90.62 82.99

• ESCENARIO 2

2.- Fuga en el empaque de la línea de alimentación a la CDHYDRO

En plato 13, considerando la corriente 1121 (proveniente del ea-7101 a/b/c/)

con las siguientes características:

diámetro tubería = 8”, diámetro fisura = 1/4” 100 % nafta




1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2

Jet Fire 27.34 18.16 12.80

Pool Fire 49.01 46.96 46.08


Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp


Azufre, ppm (peso)

1121 Líquido 157,457 106.53 162 5.7 652 0.17 0.60 2,649



Página 293

• ESCENARIO 3

3.- Fuga en brida de la línea de carga del cambiador de calor EA-7201 a/b/c

considerando la corriente 1142. con las siguientes características:

diámetro tubería = 12”, diámetro fisura = 1/2”

VAPOR

Componente % peso Componente % peso

Hidrogeno 0.08 Metano 0.03

Etano 0.07 Propano 0.10

Butano 0.03 Pentano 0.02

Nafta 99.66 H2S ----




1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2

Jet Fire 57.65 39.02 30.06

Pool Fire 116.85 114.95 114.13

0.5 psi 1 psi 2 psi


Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp


1142 Mezcla 131,324 114.61 207 14.7 Vapor 3,789 47.10 18.75 0.02 0.60 Líquido 127,534 628 0.15 0.64



Página 294

(0.0344738 bar) (0.0689476 bar) (0.137895 bar)

Explosión 92.63 79.86 72.52

• ESCENARIO 4

4.- Fuga por poro en la tubería de salida del domo de la columna CDHDS DA-

7201, considerando la corriente 1145. con las siguientes características:

Diámetro Tubería = 12”, Diámetro Fisura = 1/2” VAPOR





Nafta 97.47 H2S 0.25




Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp


1145 Vapor 199,997 92.15 258 12.0 30.51 0.01 0.60



Página 295


1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2

Jet Fire No alcanza a formarse Pool Fire No hay 0.5 psi

(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)

2 psi (0.137895 bar)

Explosión 20.67 16.49 14.09

• ESCENARIO 5

5.- Fuga en sello de la bomba (descarga) GA-7203/s que proviene del FA-7205

para alimentarse al domo del DA-7203. Considerando la corriente 1166. Con las

siguientes características:

Diámetro Tubería = 3”, Diámetro Fisura = 1/4”

LIQUIDO


Hidrogeno --- Metano 0.09



Nafta 88.16 H2S 0.63


El volumen fugado en el tiempo estimado es de 11.62Kg.


Peso Molecular

Tem p. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

V iscosidad, cp

Cap. Calor íf ica, kcal/kg °C

1166 Líquido 12,834 78.94 66 6.7 672 0.22 0.54



Página 296


1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2

Fireball 59.05 29.67 15.44 Jet Fire 80.47 55.96 45.20 0.5 psi

(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)

2 psi (0.137895 bar)

Explosión 70.86 55.61 53.53

• ESCENARIO 6

6.- Fuga en línea de salida del cambiador de calor EA-7302, que alimenta al

reactor DC-7301, considerando la corriente 1173. Con las siguientes

características: Diámetro Tubería = 18”, Diámetro Fisura = 1/2”

VAPOR





Nafta 99.07 H2S ----

Co rriente Fase Flujo Másico,

kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2 m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp


Azufre, ppm

(peso) 1173 Mezcla 132,179 104.38 260 12.1

Vapor 76,621 91.30 30.41 0.01 0.60

Líquido 55,558 588 0.12 0.71 67



Página 297


El volumen fugado en el tiempo estimado es de 75.75 Kg.


1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2

Jet Fire 18.90 13.97 10.87 0.5 psi

(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)

2 psi (0.137895 bar)

Explosión 20.89 16.63 14.18

• ESCENARIO 7

7.- Fuga brida de la línea de salida de la columna CDHYDRO DA-7203 que

alimenta la succión de la bomba GA-7204/S, considerando la corriente 1164.

Con las siguientes características:

Diámetro Tubería = 10”, Diámetro Fisura = 1/2” LIQUIDO


Hidrogeno --- Metano ---

Etano --- Propano ---

Butano --- Pentano 0.03

Nafta 99.97 H2S ---



Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp


1164 Líquido 130,989 119.11 221 7.2 611 0.14 0.68



Página 298



1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2

Jet Fire 47.12 32.67 25.60 Pool Fire 145.67 145.42 145.42 0.5 psi

(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)

2 psi (0.137895 bar)

Explosión 64.38 54.84 49.35

• ESCENARIO 8

8.- Fuga en la línea de salida del compresor GB-7102/s considerando la

corriente 1111. Con las siguientes características

Diámetro Tubería = 4”, Diámetro Fisura = 1/4”

VAPOR





Nafta --- H2S



C orriente F ase Flujo Másico,

kg/hr

P eso M olecular

Temp. °C

P resión , Kg/cm2

m .

Densidad , kg/m3

V iscosidad, cp

Cap. Calor íf ica, kcal/kg °C

1111 Vapor 1,821 7.14 134 28.2 5.91 0.01 1.24



Página 299


1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2

Fireball 43.86 22.90 13.46 Jet Fire 6.33 No alcanza a formarse 0.5 psi

(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)

2 psi (0.137895 bar)

Explosión 30.37 18.49 11.65

• ESCENARIO 9

9.- Fuga en la línea de descarga del compresor GB-7201 para alimentar al

horno BA-7201, considerando la corriente 1197 con las siguientes

características Diámetro Tubería = 6”, Diámetro Fisura = 1/2”

VAPOR





Nafta 18.43 H2S 0.06


El volumen fugado en el tiempo estimado es de 23.44 Kg.

Corriente Fase Flujo Másico,

kg/hr

Peso Molecular

Temp. °C

Presión, Kg/cm2

m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp


1197 Vapor 5,010 9.23 158 16.5 4.33 0.01 1.02



Página 300


1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2

Jet Fire 10.00 6.65 No alcanza a formarse 0.5 psi

(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)

2 psi (0.137895 bar)

Explosión 19.54 15.81 13.66

• ESCENARIO 10

10..- Fuga en la línea de salida cambiador de calor EA-7305 de la línea de

producto deHCN, considerando la corriente 1188, con las siguientes

características Diámetro Tubería = 6”, Diámetro Fisura = 1/4”

LIQUIDO


Hidrogeno ---- Metano ---

Etano ---- Propano ---

Butano .01 Pentano 0.05

Nafta 99.94 H2S ---



Modelo Distancias de afectación (m)

Co rriente Fase Flujo Másico, kg/hr

Peso Molecular

Temp.

°C

Presión, Kg/cm2 m.

Densidad, kg/m3

Viscosidad, cp

Cap. Calorífica, kca l/kg °C

Azufre, ppm

(peso) 1188 Líquido 130,799 118.94 38 5.0 791 0.54 0 .5 0 10



Página 301

1.4 Kw/m2 5 Kw/m2 12.5 Kw/m2

Jet Fire 18.57 16.39 14.79 Pool Fire 40.70 28.90 23.60 0.5 psi

(0.0344738 bar) 1 psi (0.0689476 bar)

2 psi (0.137895 bar)

Explosión 32.57 23.74 18.66

Para mayor información en el anexo 20 se incluyen las memorias de cálculo de

las modelaciones.

VI.3.2 Análisis de las modelaciones de los escenarios seleccionados

De acuerdo a lo señalado en el estudio, en el cual se establecieron los

escenarios a modelar empleando el Software PHAST para las Plantas

Desulfuradoras, en función a la posibilidad de ocurrencia, frecuencia y magnitud

de sus efectos considerando las condiciones de operación de los equipos o

sistemas seleccionados, lo señalado por la experiencia y antecedente, en

cuanto a que la probabilidad de fuga de producto, se presenta regularmente en

los sellos de las bombas y en las líneas de alimentación de los equipos ya sea

por golpe mecánico, poro generado por corrosión o bien en las bridas que

integran dichas líneas y en ocasiones por error humano, se concluye una vez

analizados los efectos, consecuencias y medidas de mitigación con lo siguiente:

De acuerdo a los factores de riesgo analizados, Explosión, Jet Fire y Pool Fire,

se pudo observar que la mayoría de los radios de afectación generados en los

diferentes escenarios, quedan circunscritos al área de la propia planta,

ejerciéndose influencia obviamente sobre los equipos circundantes al

considerado para escenificar el evento indeseable, de los eventos que generan

un radio de afectación de mayor magnitud, se pudo observar que estos radios



Página 302

aunque sobrepasan los límites de la planta, inciden sobre terrenos no ocupados

por plantas y/o equipos. Cabe señalar que las modelaciones se realizaron sin

considerar salvaguardas o medidas de seguridad, las que al aplicarse de

acuerdo al diseño, contribuirán significativamente a la minimización de los

riesgos y/o a la disminución de la ocurrencia del evento.

Dentro de las medidas de seguridad que se tienen contempladas para tal

efecto, se puede considerar la instalación de detectores de mezclas de

hidrocarburos, los cuales al señalar la presencia de la mezcla de gases

inflamables, activará una alarma y la operación de los sistemas de aspersión

instalados en los propios equipos, que por sus características así lo requieran,

procediéndose a diluir la mezcla de gases inflamables, eliminando con esto la

presencia de atmósferas explosivas y disminuyendo en consecuencia la

posibilidad de incendio.

Como parte integral de los sistemas de seguridad diseñados para la protección

de las plantas, mismos que fueron descritos en este estudio, se hace referencia

a una red de tuberías (red de agua contraincendio), en la que se instalan

hidrantes y monitores estratégicamente distribuidos para la protección

contraincendio tanto del personal que labora en dichas plantas, como de los

equipos e instalaciones.

Aunado a lo anterior como una medida muy importante para la minimización de

los riesgos, se cuenta con sistemas para la programación del paro parcial y/o

total de la planta, con el fin de suspender el suministro de corrientes y proteger

de esta forma los componentes y equipos que conforman las instalaciones, en

caso de emergencia.



Página 303

De lo anterior se concluye que de acuerdo al análisis de los escenarios

modelados, la eventual generación de riesgos es permanente, sin embargo

estos aun cuando en su mayoría quedan confinados en los límites de las

plantas, pueden ser aún minimizados en su magnitud y/o eliminadas al máximo

las causas y condiciones para evitar su ocurrencia.

VI.3.3 Consideraciones:

Considerando las características de la planta, y con objeto de determinar la

magnitud de los riesgos que se generen por la probable ocurrencia de eventos

indeseables, se propusieron y analizaron una serie de escenarios, los cuales

fueron establecidos en función a la experiencia del personal que participó en la

elaboración de estudio HAZOP, a los resultados de la identificación de riesgos

en cada nodo, a la jerarquización de cada evento, para determinar su magnitud

y la estadística de incidentes ocurridos en instalaciones similares que se

encuentran actualmente en operación.

Como resultado del análisis de los resultados de las modelaciones de cada

escenario seleccionado, se establece que los riesgos generados pueden ser

minimizados, mediante el empleo de las salvaguardas que tienen cada uno de

los equipos y de los sistemas preventivos de seguridad y protección

contraincendio con que cuenta la planta.

De acuerdo a los resultados de las modelaciones señaladas, los radios de

afectación originados por la fuga, derrame y/o emisión de productos tóxicos o

inflamables quedan circunscritos dentro de los límites de la Refinería, siendo los

riesgos de incendio los que alcanzan mayores radios de afectación por



Página 304

radiación térmica, (ya sea por el efecto Jet Fire ó Pool Fire), que como ya se

mencionó, no afectan áreas adyacentes al predio de la Refinería, aunque si

incidirán en los equipos adyacentes a donde ocurre el evento de la propia

planta, cabe señalar que las modelaciones en cuestión, se realizaron sin

considerar las guardas y protecciones que se indican en el diseño con las que

deberá contar la planta, así como, el equipo móvil para el control de eventuales

conatos de incendio, con objeto de minimizar el daño más grave que pudiera

presentarse.

Por lo que en particular corresponde a los riesgos ocasionados por una

eventual afectación por fuga de producto tóxico, el resultado del análisis nos

indica que estos son mínimos, quedando comprendidos dentro de la periferia de

los propios equipos, lo que no implica que estos eventos deban ser ignorados y

no ser considerados para establecer las medidas de seguridad

correspondientes.

VI.4 INTERACCIONES DE RIESGO

Derivado a que los resultados de las modelaciones y los radios de afectación

que se provocan al suscitarse los eventos analizados y modelados con el

software PHAST, los riesgos modela dos tienen interacciones con equipos de la

misma planta sin embargo debido a las guardas con las que contara el

proyecto, adicionalmente a los sistemas con que cuenta la refinería estos

riesgos disminuyen los efectos sobre los equipos que se detectan en los plot

plan de las plantas desulfuradoras motivo de este proyecto. Estas guardas del

proyecto y protecciones de la refinería son las siguientes:



Página 305

En los diagramas de tubería e instrumentación el proyecto se identifican los

sistemas de control automático y de protección como son:

a).-instrumentación

Alarmas y disparos por alta y baja presión, nivel temperatura y flujo.

Botones de paro de emergencia en el equipo mecánico, junto a los equipos y

desde el cuarto de control satélite y bunker.

Indicadores, transmisores y controles automáticos de nivel.

Indicadores transmisores y controles automáticos de temperatura.

Indicadores transmisores y controles automáticos de presión

Indicadores transmisores y controles automáticos de flujo.

Circuito cerrado de televisión.

Detección de mezclas explosivas, humos y fuego con señal para operar equipos

o sistemas automáticos de aplicación de agua de enfriamiento.

b).- Seguridad Industrial.

Sistemas fijos y móviles:

Extintores portátiles.

Red de agua contra incendio.

Sistemas de espreas en equipo automotriz.

Hidrantes y monitores.

c).- Sistemas de Protección Propios de la Refinería:

Adicionalmente como el proyecto estará dentro de las instalaciones de la

refinería, Los sistemas, Procedimientos de Emergencia y de Protección Civil así

como los Programas de actividades y equipos existentes serán utilizados

durante las etapas del proyecto: dentro de estas se menciona lo siguiente:

Programas de Prevención de Accidentes.



Página 306

Programas y Procedimientos de Emergencia.

Programas de Protección Civil.

Programas de Capacitación y Adiestramiento Continúo al Personal Operativo.

Personal Capacitado en Control de Emergencias.

Personal Capacitado en Mantenimiento.

Personal Capacitado en Operación de Plantas de Proceso.

Simulacros de Contra Incendio

Programa de Simulacros Operacionales.

Supervisión en Actividades de Mantenimiento y Operacional.

Programa de Inspecciones de Calentadores.

Procedimientos de Inspecciones Preventivas de Riesgos.

Auditorias de Seguridad.

Procedimientos de Atención de Emergencias por Fugas, Derrames, Incendios,

etc.

Sistema de Contra Incendio Portátil.

Sistemas de Contra Incendio Fijos.

Camiones Contra Incendio.

Regaderas y Lavaojos

Equipo Autónomo de Protección Personal Respiratoria.

Equipo de Protección Personal Contra Sustancias, como Acido y Sosa.

Equipo de Protección Personal para Atender Emergencias.

Programa Anual de Actividades de Inspección Técnica, Seguridad y Contra

Incendio.

Sistema y Equipo de Comunicación

Servicio Médico y Equipos de Primeros Auxilios.

Los radios de afectación están señalados en los planos de localización de la

refinería y en los plot plan de las plantas, incluidos en el anexo 21, cabe



Página 307

mencionar que se utilizo el mismo plot plan del proyecto para marcar los radios

de afectación de cada modelación.

VI.5 RECOMENDACIONES TÉCNICO-OPERATIVAS

• Recomendaciones

Una vez analizados los factores que inciden en la ocurrencia de los eventos,

que originan algún tipo de riesgo para el personal y las instalaciones durante la

etapa de operación de las Plantas Desulfuradoras de Naftas, y tomando en

cuenta las simulaciones y los resultados descritos en los capítulos anteriores,

se emiten las recomendaciones, que deben ser consideradas en la etapa de

operación.

a. Deberá capacitarse al personal de operación y mantenimiento en cuanto

a los aspectos de seguridad que deberá observar dentro de las

instalaciones de la Refinería, de acuerdo a los programas de

capacitación.

b. El personal de operación y mantenimiento, deberá estar capacitado en el

manejo del equipo y maquinaria requerido para el desarrollo de sus

actividades.

c. Deberá evitarse el poner en riesgo o afectar las instalaciones, equipos,

tubería superficial o enterrada, por el movimiento de equipos y

maquinaria, durante la operación y mantenimiento de las plantas.

d. Deberá instruirse al personal, en el sentido de que todos los trabajos que

generen posibles riesgos, deberán ser autorizados y supervisados por el

personal de Seguridad.

e. Es importante que se dé cumplimiento a la normatividad ambiental y de

seguridad durante la operación y mantenimiento de la planta.



Página 308

f. Revisar periódicamente el buen estado y funcionalidad de los diferentes

equipos y maquinarias empleados en el desarrollo de las actividades

correspondientes.

g. Verificar, previo al arranque de la planta, que los equipos y tuberías que

se utilizaron en la construcción e integración de esta, cumplan con lo

señalado en las especificaciones que se indican en el proyecto.

h. Revisar periódicamente los sistemas y equipos de seguridad, protección

y combate a incendios. Así como, llevar un registro de aquel equipo en

mal estado, para su inmediata reposición.

i. Contar con programas continuos de mantenimiento para los sistemas de

control automática y válvulas de seguridad

j. Mantener continúa vigilancia e inspección a las instalaciones de la

Planta, de acuerdo al programa que se establezca para tal efecto.

k. Establecer programas de capacitación al personal de mantenimiento y

operación con el fin de que evite poner en riesgo su integridad física o la

de las instalaciones.

l. Considerando los antecedentes de los incidentes ocurridos en plantas

similares se debe de contar con procedimientos específicos para trabajos

de mantenimiento que pudieran presentar riesgos al personal entre ellos

se puede mencionar “la colocación de juntas ciegas en tuberías de gas

amargo o de sulfhídrico” en los cuales es necesario que exista una

coordinación con el personal que labora en otras áreas aledañas al lugar

de trabajo. Dichos trabajos deberán ser supervisados por especialistas

de operación, mantenimiento y seguridad.

m. Personal especialista en seguridad o ecología deberá supervisar que la

disposición de residuos que se generen cumplan con la normatividad

para la disposición final.



Página 309

VI.6 RESIDUOS, DESCARGAS Y EMISIONES GENERADAS DURANTE LA

OPERACIÓN DEL PROYECTO.

VI.6.1 Caracterización

Los residuos generados en las diferentes etapas del proyecto serán manejados

y dispuestos de acuerdo a la normatividad y legislación ambiental vigente, para

mayor información en el anexo 22 se incluye la tabla de residuos donde se

especifica detalladamente la caracterización, tratamiento, manejo y disposición

a la que serán sometidos dichos residuos.

Como un aspecto general, a continuación se hace mención a la caracterización

de los residuos generados en cada una de las etapas que constituyen el

proyecto:

• Caracterización de los residuos:

En la etapa de preparación del sitio:

No peligrosos.- restos de plantas vegetales, concreto, papel, cartón, vidrio,

empaques de plástico.

Peligrosos.- lubricantes gastados, filtros de aceite. Estopas

En la etapa de construcción:

No peligrosos.- pedasería de concreto, cascajo, varilla, madera, plásticos,

pedazos de tubería, empaques de plástico, deshechos de material eléctrico.

Peligrosos.- pedacería de soldadura, estopas impregnadas de hidrocarburos,

aceites lubricantes gastados, filtros de aceite, empaques de pintura.



Página 310

Etapa de operación:

No peligrosos.- papel, cartón, basura domestica, deshechos de material

eléctrico.

Peligrosos.- lubricantes gastados, catalizadores gastados.

Adicionalmente en la etapa de operación se descargaran aguas residuales, que

serán captados por los separadores tipo API, que se construirá en el predio del

mismo proyecto, en donde se recuperar la mayor parte del hidrocarburo y el

agua se enviará al sistema de tratamiento de aguas residuales de la refinería,

donde serán tratadas previo a la descarga final o rehusadas dentro de la

refinería.

El sistema de tratamiento de aguas residuales actual de la refinería cuenta con

cárcamo regulador, separador API, separador de placas coalescedoras, fosas

de igualación, flotación con aire, lagunas de oxidación, lagunas de

estabilización.

Con respecto a la planta de tratamiento para el rehusó aguas, esta cuenta con

tratamiento biológico, clarificación, cloración y osmosis inversa.

Estos procesos de tratamiento, cuentan con la capacidad para tratar las aguas

residuales que descargaran las plantas del proyecto.

Por lo anterior se tiene la certeza de que por efecto del proyecto no se

descargaran contaminantes arriba de límites permitidos al exterior de la

refinería.



Página 311

VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento

Exceptuando los sistemas de tratamiento de aguas, no hay plantas o

tratamiento para reciclaje de residuos, en la refinería.

VI.6.3 Disposición

Los residuos no peligrosos son almacenados en tambores con tapa y

transportados todos los días para su disposición final en vehículos autorizados

para tal efecto en los basureros municipales debidamente acreditados.

Los residuos peligrosos inflamables y tóxicos, se almacenaran en tambores con

tapa para su disposición final a sitios que cuenten con la autorización en

materia ambiental (para el caso de aceites gastados, y deshechos de

hidrocarburos, se podrán enviar a cementeras, como combustible alterno)

dichos residuos serán manejados y transportados en vehículos autorizados, de

acuerdo a la legislación ambiental vigente. Para el caso particular del

catalizador gastado la empresa licenciadora CDTECH lo recogerá en la planta y

serán trasladados a Estados Unidos, para regeneración, personal de PEMEX

REFINACIÓN supervisara estas acciones, para verificar su cumplimiento.

Los aceites lubricantes gastados y filtros que se generen durante las etapas de

preparación del sitio y de construcción, la disposición será responsabilidad de

las compañías constructoras y acorde a la legislación y normas ambientales,

vigentes, personal de PEMEX REFINACIÓN supervisara estas actividades,

para verificar su cumplimento.

Para mayor información en el anexo 22 se incluye la tabla de residuos donde se

especifica la caracterización, tratamiento y disposición.

INDICE CAPITULO VII

VII RESUMEN 312

VII.1 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL 312

VII.2 RESUMEN DE LA SITUACION GENERAL QUE PRESENTA EL

PROYECTO EN MATERIA DE RIESGO AMBIENTAL. 312

VII.3 INFORME TECNICO 322



Página 312

VII RESUMEN

VII.1 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL

• Conclusiones

Derivado de lo anterior se concluye que el proyecto de construcción y operación

de las plantas desulfuradoras de gasolina catalítica para producir gasolina con

un máximo de 10% de azufre, no representa riesgos adicionales a los actuales

de la Refinería “Miguel Hidalgo” en Tula de Allende, Hgo., ya que de acuerdo al

análisis efectuado se establece que los efectos que se provocan al presentarse

estos, pueden ser minimizados mediante el empleo de los sistemas de

seguridad propios de las plantas y considerados como guardas, máxime que se

cuenta con sistemas de control de paros por emergencias como fuego, falla de

aire, falla de corriente eléctrica , etc., que cierran válvulas de corte de

alimentación de producto.

Por lo anteriormente descrito se considera que el proyecto es viable en lo

referente a riesgo ambiental.

VII.2 RESUMEN DE LA SITUACION GENERAL QUE PRESENTA EL

PROYECTO EN MATERIA DE RIESGO AMBIENTAL.

Como primer punto se hace mención de la ubicación y condiciones del sitio

donde se realizará el proyecto de construcción de las Plantas Desulfuradoras

de Gasolinas catalíticas no. 1 y No. 2.



Página 313

El terreno donde se construirá la planta de Alquilación se localiza

geográficamente en la parte central del país a 82 km al noroeste de la ciudad de

México y a 9 km al oriente de la ciudad de Tula de Allende, Hidalgo. En las

coordenadas geográficas siguientes:

Coordenadas geográficas de la refinería.

FUENTE: INEGI carta topográfica F14C89, escala 1:50 000.

Superficie total de la Refinería: 7,490,000.00 m2.

Superficie requerida para la construcción del proyecto: 27,668.00 m2

Las colindancias de los terrenos donde se ubicaran las plantas Desulfurizadoras

de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), son las siguientes:

Al norte: Oficina Sector Técnico, Planta Hidrodesulfuradora de Gasóleos,

Torre de agua de enfriamiento CT-507, Planta Isomerizadora de Butanos,

Planta de Alquilación, Quemador Elevado.

Al sur: Terreno baldío sin uso.

Al Este: Tanques de almacenamiento atmosférico TV-106, TV-107, TV-

108, TV-109, TV-110, TV-100, TV-101, TV-102, TV-103, TV-104, TV-105, TV-

64, TV-65, TV-66, TV-67.

GRADOS MINUTOS SEGUNDOS

Latitud Norte 20° 1´ 0”

Longitud oeste 99° 15´ 0”



Página 314

Al Oeste: Área de almacén de tuberías y equipos a cielo abierto, área del

quemador elevado y terreno baldío sin uso.

No existen zonas vulnerables en los alrededores de las plantas

Desulfurizadoras de Gasolina Catalítica (ULSG 1 y 2), sus servicios Auxiliares e

Integración ya que se localizan dentro de los terrenos de la Refinería

• Aspectos del medio natural y socioeconómico.

VEGETACIÓN TERRESTRE.- Cabe aclarar que en la periferia del predio donde

se ubicara el proyecto no existen terrenos agrícolas ni forestales.

La vegetación predominante del municipio de Tula de Allende, Hidalgo

corresponde al matorral espinoso; las especies más importantes son el nopal

(Opuntia spp.), el garambullo (Myrtillocactus geometrizans), el sahuaro

(Carnegia gigantea), el órgano (Stenocereus dumortieri), uña de gato (Mimosa

biuncifera) también se presentan mezquitales representada por (Prosopis spp),

en este se encuentran especies de zacates denominados Aristida sp y

Muhlenbergia rigida.

En la actualidad las comunidades vegetales que se localizan en el área de

influencia del sitio se encuentran con altos grados de impactos debido a las

diversas actividades humanas, principalmente por la ampliación de la

infraestructura habitacional e industrial, así como la apertura de campos

agrícolas. Dentro de las especies cultivadas es común la presencia de áreas

agrícolas de riego, destinadas al cultivo de maíz (Zea mays) y frijol (Phaseolus



Página 315

vulgaris), mientras que en otros sitios crecen pastizales inducidos, así como una

elevada abundancia de especies ruderales, lo cual ha surgido

espontáneamente al eliminar la vegetación original.

La preparación del sitio, construcción y puesta en operación de las Plantas no

generará de acuerdo al análisis efectuado, un riesgo o impacto significativo

sobre la “vegetación existente”, toda vez que las consecuencias de posibles

desviaciones en las diferentes etapas de la construcción y operación de las

plantas, quedan circunscritas dentro de las propias instalaciones de PEMEX.

FAUNA.- En general la fauna silvestre nativa que caracteriza a la región

presenta una baja diversidad, debido a que un alto porcentaje de la fauna local

ha emigrando hacia otros sitios más protegidos. La que aún prevalece está

integrada, principalmente, por especies de pequeños mamíferos y algunas aves

que se caracterizan por estar adaptadas a la presencia humana, en este caso

tampoco se determinó una afectación originada por la generación de riesgos,

que eventualmente se pudieran ocasionar por una desviación en las

condiciones normales de proceso durante las diferentes etapas del proyecto.

SUELO.- En el estado de Hidalgo son diversos los tipos de suelo que es posible

encontrar, sin embargo la construcción de las plantas se realizará como

previamente se indicó dentro de las propias instalaciones de la Refinería, sobre

suelos previamente modificados en el sentido que gran parte de dichos suelos

se encuentran cubiertos por concreto por lo que la afectación es prácticamente

no significativa.



Página 316

HIDROLOGIA.- El sistema hidrológico en las colindancias de la refinería Miguel

Hidalgo, no se verá afectado, ni estará expuesto a los posibles riesgos

generados durante las diferentes etapas del proyecto, toda vez que los

consumos de agua en las diferentes etapas están previamente contemplados

en cuanto a una eventual contaminación del sistema hidrológico, la probabilidad

de este evento es sumamente remota, ya que en zona del proyecto no hay

hidrología superficial ni cuerpos de agua, aunado a lo anterior existen

procedimientos de operación específicos para las actividades que se

desarrollaran adicionales a las guardas y sistemas de protección y

operacionales existentes en la Refinería.

• Contaminación, de agua, aire y tierra.

Dentro del predio de la Refinería no existen cuerpos de aguas superficiales, ni

erosión.

Como ya se estableció el uso de suelo en ese sitio esta designado para uso

industrial, por lo que la afectación por la generación de riesgos potenciales, no

existe.

La contaminación del aire siempre es una posibilidad que está presente en las

diferentes etapas del proyecto y sobre todo en caso de un incendio o durante

un descontrol en la operación normal de las plantas, sin embargo de acuerdo al

análisis efectuado, este impacto puede minimizarse al máximo, haciendo uso de

las medidas preventivas y guardas existentes, mismas que fueron señaladas en

el propio estudio.



Página 317

• Aguas Residuales

Las descargaran aguas residuales, se envían al sistema de tratamiento de

aguas residuales de la refinería, donde serán tratadas previo a la descarga final

o rehusó en las plantas

El sistema de tratamiento de aguas residuales de la refinería cuenta con:

cárcamo regulador, separador API, separador de placas coalescedoras, fosas

de igualación, flotación con aire, lagunas de oxidación, lagunas de

estabilización.

Adicionalmente se cuenta la planta de tratamiento para el rehusó aguas, que

está constituida con tratamiento biológico, clarificación, cloración y osmosis

inversa.

Con estos procesos de tratamiento, se tiene la certeza de no descargar

contaminantes fuera de límites permitidos fuera de la refinería.

• Residuos generados por el proyecto

Los residuos generados en las etapas del proyecto principalmente serán los

siguientes:

En la etapa de preparación del sitio:

No peligrosos.- restos de plantas vegetales, concreto, papel, cartón, vidrio,

empaques de plástico.

Peligrosos.- lubricantes gastados, filtros de aceite. estopas



Página 318

En la etapa de construcción:

No peligrosos.- pedacería de concreto, cascajo, varilla, madera, plásticos,

pedazos de tubería, empaques de plástico, deshechos de material eléctrico.

Peligrosos.- pedacería de soldadura, estopas impregnadas de hidrocarburos,

aceites lubricantes gastados, filtros de aceite, empaques de pintura.

Etapa de operación:

No peligrosos.- papel, cartón, basura domestica, deshechos de material

eléctrico.

Peligrosos.- lubricantes gastados, catalizadores gastados.

Disposición.- Los residuos no peligrosos se almacenaran y se dispondrán en

basureros municipales debidamente acreditados.

Los residuos peligrosos inflamables y tóxicos, se almacenaran temporalmente

para su disposición final como combustible alterno (para el caso de aceites

gastados, y deshechos de hidrocarburos, se enviaran a cementeras, como

combustible alterno). El caso particular del catalizador gastado será recogido

por la empresa licenciadora y serán trasladados a Estados Unidos, para

regeneración. Los aceites lubricantes gastados y filtros que se generen durante

las etapas de preparación del sitio y de construcción, la disposición será

responsabilidad de las compañías constructoras y acorde a la legislación y

normas ambientales, vigentes.

• Evaluación de riesgos.



Página 319

El Estudio de Riesgo incluyó la identificación de eventos probables a través del

empleo de la metodología Análisis Riesgo y Operabilidad (Hazar and Operability

Análisis, HazOp) y la determinación de radios de afectación utilizando la

programa PHAST.

Con el Análisis HazOp se determinaron 36 sistemas y 74 nodos, por lo que se

analizaron 75 causas que pudieran provocar riesgos y debido a los

salvaguardas que se tienen contempladas en el diseño se derivaron

recomendaciones de índole genérico, ya que de acuerdo a la jerarquización se

detecto que 27 de los riesgos identificados, tienen un índice global de riesgo

clase C (prioridad baja aceptable con controles), y 48 dan origen a riesgos

clasificados como clase D (prioridad normal aceptable como está).

Esta información se encuentra desglosada en el capítulo 6 y anexo 19 del

estudio.

Respecto a los resultados de las modelaciones los riesgos de daños a las áreas

adyacentes y al personal quedan circunscritos dentro del límite del predio de la

refinería, siendo el de mayor afectación el provocado por radiación en caso de

incendio de productos inflamables, esto se plasma en los planos del anexo 21

del estudio.

• Medidas de seguridad.

Como parte de las medidas de seguridad, el proyecto contempla la instalación

de diferentes equipos e instrumentos de control y respuesta a emergencias.



Página 320

En los diagramas de tubería e instrumentación el proyecto se identifican los

sistemas de control automático y de protección como son:

a).-instrumentación

Alarmas y disparos por alta y baja presión, nivel temperatura y flujo.

Botones de paro de emergencia en el equipo mecánico, junto a los equipos y

desde el cuarto de control satélite y bunker.

Indicadores, transmisores y controles automáticos de nivel.

Indicadores transmisores y controles automáticos de temperatura.

Indicadores transmisores y controles automáticos de presión

Indicadores transmisores y controles automáticos de flujo.

Circuito cerrado de televisión.

Detección de mezclas explosivas, humos y fuego con señal para operar equipos

o sistemas automáticos de aplicación de agua de enfriamiento.

b).- Seguridad Industrial.

Sistemas fijos y móviles:

Extintores portátiles.

Red de agua contra incendio.

Sistemas de espreas en equipo automotriz.

Hidrantes y monitores.

c).- Sistemas de Protección Propios de la Refinería:

Adicionalmente como el proyecto estará dentro de las instalaciones de la

refinería, Los sistemas, Procedimientos de Emergencia y de Protección Civil así

como los Programas de actividades y equipos existentes serán utilizados

durante las etapas del proyecto: dentro de estas se menciona lo siguiente:



Página 321

Programas de Prevención de Accidentes.

Programas y Procedimientos de Emergencia.

Programas de Protección Civil.

Programas de Capacitación y Adiestramiento Continúo al Personal Operativo.

Personal Capacitado en Control de Emergencias.

Personal Capacitado en Mantenimiento.

Personal Capacitado en Operación de Plantas de Proceso.

Simulacros de Contra Incendio

Programa de Simulacros Operacionales.

Supervisión en Actividades de Mantenimiento y Operacional.

Programa de Inspecciones de Calentadores.

Procedimientos de Inspecciones Preventivas de Riesgos.

Auditorias de Seguridad.

Procedimientos de Atención de Emergencias por Fugas, Derrames, Incendios,

etc.

Sistema de Contra Incendio Portátil.

Sistemas de Contra Incendio Fijos.

Camiones Contra Incendio.

Regaderas y Lavaojos

Equipo Autónomo de Protección Personal Respiratoria.

Equipo de Protección Personal Contra Sustancias, como Acido y Sosa.

Equipo de Protección Personal para Atender Emergencias.

Programa Anual de Actividades de Inspección Técnica, Seguridad y Contra

Incendio.

Sistema y Equipo de Comunicación

Servicio Médico y Equipos de Primeros Auxilios.



Página 322

VII.3 INFORME TECNICO

Tabla del informe técnico Fecha de Ingreso

Compañía RegistroNombre de la persona responsable Cargo

No. de Registro INE R.F.C.NombreNombre del ProyectoObjeto de la Instalación o Proyecto

Calle y Número Colonia/LocalidadMunicipio/Delegación EstadoCodigo Postal

Calle y Número Colonia/LocalidadMunicipio/Delegación EstadoCodigo PostalTeléfonos Fax Correo electronicoNombre del representante de la empresaCargo Gerente de Protección Ambiental de la Subdirección de Auditoría en Seguridad Industrial y Protección Ambiental

x Petróleo y derivados Petroquímico Químico MetalúrgicoOtros especificar

Agrícola Rural Habitacional X IndustrialComercial Mixto

X Zona industrial Zona habitacional Zona suburbanaParque industral Zona urbana Zona rural

Coordenadas latitud N Requerida PROY. 27668 m2

Coordenadas longitud W Total REF. 7490000 m2

Agrícola e industrial

99° 16´41"

LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA SUPERFICIE

PRE-920716-3T7

Refinación del petróleo

LA EMPRESA SE ENCUENTRA UBICADA EN UNA ZONA CON LAS SIGUIENTES CARACTERÍSTICAS

USO DE SUELO DONDE SE ENCUENTRA LA EMPRESA

20° 02´33"

Construcción de dos plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas 1 y 2

UNIVERSIDAD AUTONOMA DE NUEVO LEONO

PEMEX REFINACION Refinería Miguel Hidalgo

Carretera Jorobas - Tula Km.26.5 Tula de AllendeUBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES

Producción de gasolinas ultrabajas en azufre

11311

DATOS DE LA COMPAÑÍA ENCARGADA DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO

DATOS GENERALES DE LA EMPRESA

GIRO DE LA EMPRESA

Tula de Allende Hidalgo42801

Luis Fernando Betancourt Sánchez

Ing. Ana Isabel Peña Gallegos

DOMICILIO PARA OIR O RECIBIR NOTIFICACIONES

(55)19442500 ext.58310 (55)19449410 [email protected]

Av. Marina Nacional No.329 Edificio B- Piso 2 Col. HuastecaDel. Miguel Hidalgo Distrito Federal



Página 323

Sustancias manejadas

C R E T I B Producción (Ton/Día)

Almacenamiento

Nafta NA X 3,785.25 Proceso Continuo 6155 (tanque existente en la refinería.)

LCN NA X 624.22 Proceso Continuo 10,865 (tanque existente en la refinería

HCN NA X 3,154.51 Proceso Continuo 12,276 (tanque existente en la refinería

Hidrógeno Fresco 1333-74-0 X X 45.02 Proceso Continuo de plantas reformadoras actualmente en operación

Dietanolamina 111-42-2 X X X 450.24 Proceso Continuo contenedores del provedorNitrógeno 7727-37-9 x Proceso Continuo contenedores del provedor

Gas combustible NA X 4,303.89 Proceso Continuose envia por tubería al sistema

de gas combustible de la refinería

Nombre químico de la Sustancia (IUPAC)

Capacidad Total Capacidad de la Mayor Unidad de Almacenamiento

(Ton)No. CAS

Riesgo Químico

Identificación y jerarquización de riesgos ambientales No. de evento

Proceso Transporte Servicios

Escenario 1 1

Fuga en sello de la bomba de fondos GA-7103/S considerando la corriente 1024 con las siguientes características: ∅ tubería 6" ∅ fisura: 1/2"

X X X x Bomba de fondos GA-7103/S HAZOP

Escenario 2 1

Fuga en el empaque de la línea de alimentación a la Cdhydro en plato 13, considerando la corriente 1121 (proveniente de EA-7101 A/B/C). ∅ tubería 8" ∅ fisura: 1/4"

X X X x Plato 13 CD Hydro HAZOP

Escenario 3 1

Fuga en Brida de la línea de carga del cambiador de calor EA-7201 A/B/C considerando la corriente 1142. ∅ tubería 12" ∅ fisura: 1/2"

X X X x Brida EA-7201 HAZOP

Escenario 4 1

Fuga por poro en tubería de salida del domo de la columna CDHDS DA-7201, considerando la corriente 1145. ∅ tubería 12" ∅ fisura: 1/2"

x x x Tubería de salida de la columna CDHDS DA-7201 HAZOP

Escenario 5 1

Fuga en sello de la bomba GA-7203/S que proviene del FA-7205 para alimentarse al domo DA-7203. Considerando la corriente 1166. ∅ tubería 3" ∅ fisura: 1/4"

x x x x Bomba GA-7203/S HAZOP

Escenario 6 1

Fuga en Línea de Salida del cambiador de calor EA-7302, que alimenta al reactor DC-7301 considerando la corriente 1173. ∅ tubería 18" ∅ fisura: 1/2"

X X X X Cambiador de calor EA-7302 HAZOP

Escenario 7 1

Fuga brida de la línea de salida de la columna CDHYDRO DA 7203, que alimenta a succión de la bomba GA-7204/S, considerando la corriente 1164. ∅ tubería 10" ∅ fisura: 1/2"

x x x xBrida en línea de salida de la columna CDHydro DA-7203

HAZOP

Escenario 8 1

Fuga en la línea de salida del compresor GB-7102/S considerando la corriente 1111. ∅ tubería 4" ∅ fisura: 1/4"

x x x x Compresor GB-7102/S HAZOP

Escenario 9 1

Fuga en la línea de descarga del compresor GB-7201 para alimentar al horno BA-7201 consideando la corriente 1197. ∅ tubería 6" ∅ fisura: 1/2"

x x x x Compresor GB-7101 HAZOP

Escenario 10 1

Fuga en la línea de salida cambiador de calor EA-7305 de la línea de producto de HCN, considerando la corriente 1188. ∅ tubería 6" ∅ fisura: 1/4"

x x x x Cambiador de calor EA-7305 HAZOP

No. de falla Falla Unidad o equipo de

proceso

Metodología empleada para la identificación de riesgoFuga Incendio Explosión

Accidente hipotético



Página 324

Estimación de consecuencias

Masiva Continua Cantidad Unidad Distancia (m)

Tiempo (seg)

Distancia (m)

Tiempo (seg)

Escenario 1 jet fire x 3128.00 Kg líquido phast 31.38 300 45.23 300pool fire x 3128.00 Kg líquido phast 95.61 300 98.69 300

Explosión x 3128.00 Kg líquido phast 90.62 300 103.87 300

Escenario 2 jet fire X 1090.00 Kg líquido phast 18.16 300 27.34 300pool fire x 1090.00 Kg líquido phast 46.96 300 49.01 300

Explosión X 1090.00 Kg líquido phast 32.38 300 40.34 300

Escenario 3 jet fire X 4976.00 Kg Vapor/líquido phast 39.02 300 57.65 300

pool fire X 4976.00 Kg Vapor/líquido phast 114.95 300 116.85 300

Explosión x 4976.00 Kg Vapor/líquido phast 79.86 300 92.63 300

Escenario 4 Explosión X 753.00 Kg Gas phast 16.49 300 20.67 300

Escenario 5 Fire ball x 11.62 Kg líquido phast 29.67 300 59.05 300jet fire X 11.62 Kg líquido phast 55.96 300 70.86 300


Zona de alto riesgo Zona de amortiguamiento

Tipo de liberaciónNo. de falla Tipo de

eventoEstado físico

Programa de simulación empleado

Cantidad hipotética liberada (m3/seg, m3 o kg)

Escenario 6 jet fire X 75.75 Kg Vapor /líquido phast 13.97 300 18.9 300

Explosión X 75.75 Kg Vapor /líquido phast 16.63 300 20.89 300

Escenario 7 Jet Fire x 3460.00 Kg líquido phast 32.67 300 47.12 300pool fire X 3460.00 Kg líquido phast 145.42 300 145.67 300


Escenario 8 Fire ball X 1078.00 kg gas phast 22.9 300 43.86 300jet fire x 1078.00 kg gas phast 6.33 300 6.33 300

Explosión x 1078.00 kg gas phast 18.49 300 30.37 300

Escenario 9 jet fire X 23.44 kg gas phast 6.65 300 10 300

Explosión X 23.44 Kg Gas phast 15.81 300 19.54 300

Escenario 10 jet fire X 1117.00 kg líquido phast 16.39 300 18.57 300pool fire X 1117.00 Kg líquido phast 28.9 300 23.6 300




Página 325

Criterios utilizados

TIPO DE EVENTO IDHL TLV8 TLV15

Velocidad del Viento

(km/h)

Estabilidad Atmosférica superior inferi

or 0.5 psi 1.0 psi 2 psi1.4

KW/m25

KW/m212.5

KW/m2

Escenario 1 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 45.23 31.38 24.84

Escenario 1 POOL FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 98.69 95.61 94.26

Escenario 1 EXPLOSION N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 103.87 90.62 82.99








Escenario 5 FIREBALL N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 59.05 29.67 15.44



distancia afectación (m) distancia afectación (m)

Toxicidad Climatológicos Radiación TérmicaNo. de Orden

ExplosividadLimite de

flamabilidad






Escenario 8 FIREBALL N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 43.86 22.9 13.46

Escenario 8 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 6.33 NO NO


Escenario 9 JET FIRE N/A N/A N/A 5.40 F 65000 8000 10 6.65 NO







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VIII IDENTIFICACION DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y

ELEMENTOS TECNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACION SEÑALADA

EN EL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL

VIII.1 FORMATOS DE PRESENTACION

VIII.1.1 Planos de localización

Se incluyen en el anexo 2

VIII.1.2 Fotografías

Se incluyen en el anexo 23

VIII.1.3 Videos

No se incluyen videos

VIII.2 Otros anexos

En los anexos 1 y 2 se incluye la documentación legal del promovente, su

representante legal y el responsable técnico de la elaboración del estudio de

riesgo ambiental.

Documents

Plantas Desulfuradoras de Gasolina Catalítica No.1 y No.2 (ULSG 1