Planta desulfuradora de gasolinas catalíticas (ULSG 1), sus ...

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Fecha: Diciembre

De 2007

Proyecto: RPSA044071

ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL DE LA PLANTA DESULFURADORA DE GASOLINAS CATALÍTICAS

(ULSG 1), SUS SERVICIOS AUXILIARES E INTEGRACIÓN DE LA REFINERÍA "ING. ANTONIO M. AMOR”,

SALAMANCA, GTO. Página 1 de 7

I.- DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL

CONTENIDO

I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL .............................. 2

I.1 Proyecto.................................................................................................................................2 I.1.1 Nombre del proyecto ........................................................................................................ 2 I.1.2 Ubicación del proyecto ..................................................................................................... 3 I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto ...................................................................................... 3

I.2 Promovente ...........................................................................................................................5 I.2.1 Nombre o razón social...................................................................................................... 5 I.2.2 Registro Federal de contribuyentes ................................................................................. 5 I.2.3 Nombre y cargo del representante legal.......................................................................... 5 I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal ................................................... 5

I.3 Responsable del estudio de Impacto Ambiental ..............................................................6 I.3.1 Nombre o razón social...................................................................................................... 6 I.3.2 Registro federal de contribuyentes .................................................................................. 6 I.3.3 Nombre del responsable técnico de la elaboración del estudio ...................................... 6 I.3.4 Dirección del responsable del estudio ............................................................................. 6

LISTA DE FIGURAS

Figura I.1.- Croquis de localización del proyecto ............................................................................4

LISTA DE ANEXOS

Anexo I.1.- Documentos legales del promovente

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I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL

Dentro de los planes de desarrollo de Pemex-Refinación esta contemplada la producción de

Gasolina con bajo contenido de azufre, por lo que en la Refinería "lng. Antonio M. Amor",

ubicada en Salamanca, Gto., se desarrollará el proyecto de una Planta Desulfuradora de

Gasolina Catalítica (Ultra Low Sulphur Gasoline, ULSG 1). Esta planta procesará 25,000 BPD

de carga, constituida por una corriente de Gasolina Ligera y una corriente de Gasolina Pesada

provenientes de la Planta Catalítica existente No. 2. Producirá gasolinas con 10 ppm en peso de

azufre. El proyecto incluye su Sistema de Regeneración de Amina, así como las integraciones

necesarias para el suministro de cargas, materias primas, servicios principales y salidas de

productos, subproductos, efluentes y desfogues para su completa y adecuada integración a los

procesos existentes.

I.1 Proyecto

I.1.1 Nombre del proyecto

Planta desulfuradora de gasolinas catalíticas (ULSG 1), sus servicios auxiliares e integración de

la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, en Salamanca, Gto.

Sector: Industria del petróleo

Subsector: Refinación

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I.1.2 Ubicación del proyecto

El sitio del proyecto se ubica dentro de la Refinería de PEMEX "lng. Antonio M. Amor", en

Salamanca, Guanajuato, municipio de Salamanca. Este municipio se localiza entre las

coordenadas 20º 52” de latitud norte, 20º 26” latitud sur, 101º 02” longitud este y 101º 19”

longitud oeste, representa el 2.4 % de la superficie del estado de Guanajuato.

El municipio de Salamanca colinda al norte con los municipios de Irapuato, Guanajuato,

Dolores Hidalgo y Allende, al este con los municipios de Santa Cruz de Juventino Rosas,

Villagrán y Cortazar; al sur con los municipios de Cortazar, Jaral del Progreso y Valle de

Santiago; al oeste con los municipios de Valle de Santiago, Pueblo Nuevo e Irapuato (INEGI,

2000).

En la Figura I.1 se muestra el croquis del sitio donde se ubica el proyecto.

I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto

El tiempo de vida útil estimado por el personal de PEMEX es de 20 años.

Cabe señalar que usualmente, el tiempo de vida útil de las instalaciones puede llegar a

ampliarse en función del mantenimiento que se le proporcione.

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Figura I.1.- Croquis de localización del proyecto

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I.2 Promovente

I.2.1 Nombre o razón social

PEMEX – REFINACIÓN

Refinería “Ing. Antonio M. Amor”.

I.2.2 Registro Federal de contribuyentes

I.2.3 Nombre y cargo del representante legal

Nombre del representante legal: ).

.

PEMEX-REFINACIÓN

Nota: La copia del acta constitutiva de PEMEX REFINACIÓN, así como la copia simple del

acta constitutiva de la empresa y, en su caso, copia simple del acta de modificaciones a

estatutos más reciente y la copia de la identificación oficial del representante legal, se

encuentran en el ANEXO I.1, Documentos legales del promovente.

I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal

PROTEGIDO POR LA LFTAIPG




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I.3 Responsable del estudio de Impacto Ambiental

I.3.1 Nombre o razón social

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO

I.3.2 Registro federal de contribuyentes

I.3.3 Nombre del responsable técnico de la elaboración del estudio

I.3.4 Dirección del responsable del estudio





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II.- DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

CONTENIDO

II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO.............................................................................4 II.1 Información general del proyecto.......................................................................................4

II.1.1 Naturaleza del proyecto.....................................................................................................4 II.1.1.1 Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica ULSG 1...........................................7 II.1.1.2 Sistema de Regeneración de Amina ...................................................................19 II.1.1.3 lnstalaciones complementarias ...........................................................................21 II.1.1.4 Integración a instalaciones existentes.................................................................23 II.1.1.5 Integraciones de equipos accesorios y tuberías de servicios principales. ..........26

II.1.2 Selección del sitio............................................................................................................30 II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización....................................................31 II.1.4 Inversión requerida..........................................................................................................34 II.1.5 Dimensiones del proyecto ...............................................................................................34 II.1.6 Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y sus colindancias....35 II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos..........................................37

II.2 Características particulares del proyecto ........................................................................45 II.2.1 Programa general de trabajo...........................................................................................45 II.2.2 Preparación del sitio ........................................................................................................47 II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto ......................................50 II.2.4 Etapa de construcción .....................................................................................................50 II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento ..............................................................................51 II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto ...................................................................59 II.2.7 Etapa de abandono del sitio ............................................................................................59 II.2.8 Utilización de explosivos .................................................................................................60

II.2.9 Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y emisiones a la atmósfera.........................................................................................................................60

II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición adecuada de los residuos .........................63

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LISTA DE TABLAS

Tabla II.1.- Propiedades físicas de las naftas alimentadas a Planta ULSG 1 ............................. 11 Tabla II.2.-Propiedades químicas de la nafta alimentada a Planta ULSG 1 ............................... 12 Tabla II.3.- Niveles máximos de contaminantes en la alimentación a las CDHydro/CDHDS...... 13 Tabla II.4.- Propiedades de gasolina desulfurada....................................................................... 14 Tabla II.5.- Purga de gas al sistema de gas combustible............................................................ 14 Tabla II.6.- Flujos de carga, productos y purga........................................................................... 15 Tabla II.7.- Condiciones de presión y temperatura en LB ........................................................... 15 Tabla II.8.- Balance de servicios ................................................................................................. 28 Tabla II.9.- Identificación de áreas asignadas............................................................................. 31 Tabla II.10.- Superficie disponible aproximada para el proyecto ................................................ 34 Tabla II.11.- Relación de áreas disponibles para instalaciones del proyecto con el anexo fotográfico.................................................................................................................................... 36 Tabla II.12.- Vapor de alta presión en LB.................................................................................... 37 Tabla II.13.- Vapor de media presión en LB................................................................................ 37 Tabla II.14.- Vapor de baja presión en LB................................................................................... 38 Tabla II.15.- Condiciones de salida del condensado................................................................... 38 Tabla II.16.- Condiciones de suministro y retorno de agua de enfriamiento ............................... 39 Tabla II.17.- Propiedades y composición del gas combustible ................................................... 41 Tabla II.18.- Energía eléctrica requerida ..................................................................................... 42 Tabla II.19.- Especificaciones de iluminación. ............................................................................ 43 Tabla II.20.- Lista general de equipo........................................................................................... 54 Tabla II.21.- Consumo y descarga de agua ................................................................................ 58

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LISTA DE FIGURAS

Figura II.1.- Esquema de los componentes del Proyecto.............................................................. 6 Figura II.2.- Esquema general del proceso de desulfuración........................................................ 9 Figura II.3.- Ubicación de las instalaciones del proyecto. ........................................................... 33 Figura II.4.- Programa de trabajo del proyecto............................................................................ 46 Figura II.5.- Diagrama de bloques del proceso Planta ULSG 1. ................................................. 53

LISTA DE ANEXOS

Anexo II.1.- Identificación general de instalaciones del proyecto. Anexo II.2.- Video de presentación. Anexo II.3.- Fotografías del sitio. Anexo II.4.- Diagramas y planos de ingeniería conceptual

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II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

Dentro de los Planes de Desarrollo de PEMEX-Refinación está contemplada la producción de

gasolina con bajo contenido de azufre, por lo que se desarrollará el proyecto denominado:

Planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG 1), sus Servicios Auxiliares e Integración

de la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca, Guanajuato.

II.1 Información general del proyecto

El objetivo del proyecto es producir gasolina de ultra bajo contenido de azufre (10 ppm en peso)

y cumplir así con la Norma Oficial Mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005,

publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 30 de enero de 2006. Se tiene previsto

que, a partir de octubre de 2008, este tipo de gasolina sea distribuida para su consumo en las

áreas metropolitanas de la Ciudad de México, Guadalajara y Monterrey; mientras que para el

resto del país, a partir de enero de 2009.

Asociado con este objetivo se encuentra el cumplimiento de la NOM-148-SEMARNAT-2006,

publicada en el DOF el 28 de noviembre de 2007, la cual establece los requisitos para la

recuperación de azufre proveniente de los procesos de refinación de petróleo con el fin de

reducir las emisiones de compuestos de azufre a la atmósfera. Establece también el método de

cálculo correspondiente. Es importante resaltar que esta norma aplica en todo el territorio

nacional y es de observancia obligatoria para los responsables de la refinación del petróleo. La

recuperación de azufre de las Refinerías de petróleo deberá ser mayor o igual a 90%. En el

caso específico de la Refinería ubicada en Salamanca, Gto., la entrada en vigor de esta norma,

esta prevista para el 1º de marzo de 2008. Su incumplimiento será sancionado conforme a lo

establecido en la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y los demás

ordenamientos jurídicos aplicables.

II.1.1 Naturaleza del proyecto

El proyecto pertenece al sector de la industria del petróleo, las instalaciones de este proyecto

procesarán 25,000 BPD de carga, constituida por una corriente de Gasolina Ligera y una

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corriente de Gasolina Pesada, para producir Gasolina con 10 ppm en peso de azufre. Las

instalaciones incluyen la Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica (ULSG 1), su Sistema de

Regeneración de Amina, sus servicios auxiliares, así como las integraciones necesarias para el

suministro de cargas, materias primas, servicios y salidas de productos, subproductos, efluentes

y desfogues para su completa y adecuada integración a los procesos existentes, lo cual se

describirá más adelante. En el Anexo II.1 se incluye un Plano con la identificación general de las

instalaciones del proyecto, y en el Anexo II.2 se presenta un video con un recorrido de

imágenes de satélite y fotografías de la Refinería y de las áreas asignadas para las

instalaciones del proyecto.

La planta desulfuradora de gasolinas incluye las instalaciones propias del proceso productivo,

más las instalaciones de la planta Regeneradora de aminas, los cuartos de control (Control

central y cuarto satélite), los tanques de almacenamiento y el quemador elevado nuevo; las

instalaciones de servicios auxiliares que serán construidas para el proyecto (torre de

enfriamiento de agua y dos subestaciones eléctricas), así como las integraciones necesarias

(conexiones y adecuaciones) entre las instalaciones nuevas del proyecto y las instalaciones

existentes en la Refinería. En la Figura II.1 se presenta un esquema con los componentes que

integran el alcance del Proyecto.

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INTEGRACIÓN DE LA REFINERÍA "ING. ANTONIO M. AMOR”, SALAMANCA, GTO.

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Componentes del Proyecto Planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG 1), sus servicios auxiliares e integración de la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca, Gto.”

Planta Desulfuradora de Gasolinas Servicios auxiliares Integración con la Refinería

1.- Tubería e instrumentación y sistemas de bombeo para movimiento de gasolinas entre Planta FCC-2, Planta ULSG 1 y tanques de

almacenamiento. 2.- Integración con las plantas reformadoras de

hidrogeno con la Planta ULSG 1.

3.- Integración de los acumuladores THI 150 y C-3 para suministro y recepción de gas

combustible. 4.- Integración de cabezal de gas ácido de la

Planta ULSG 1 y la Planta FCC-2 para envío a recuperadoras de azufre U-12 y SRU.

5.- Integración del cabezal de aguas amargas de la planta FCC-2 para enviarlos a las plantas de

tratamiento AZ y AA-4. 6.- Integración a tanques de contingencia para

producto fuera de especificación.

7.- Integración de servicios auxiliares: vapor, electricidad, agua de enfriamiento, drenajes.

Figura II.1.- Esquema de los componentes del Proyecto

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En este Capítulo se caracteriza técnica y ambientalmente el proyecto, destacando sus

principales atributos, identificando los elementos ambientales que pueden ser integrados o

aprovechados en su desarrollo para llevarlo a cabo. Para ello, se considera necesaria la

identificación de las actividades de cada etapa del proyecto, así como las diferentes

instalaciones que lo integran.

Instalaciones del proyecto:

1. Planta desulfuradora de gasolinas ULSG 1 (nueva)

2. Planta regeneradora de aminas (nueva)

3. Cuarto satélite (nuevo)

4. Subestación eléctrica principal (nueva)

5. Cuarto de control centralizado (adecuación)

6. Subestación eléctrica derivada (nueva)

7. Torre de enfriamiento (nueva)

8. Área de almacenamiento (adecuación)

9. Caseta de operadores (nueva)

10. Quemador elevado (nuevo)

Durante la visita de reconocimiento al sitio del proyecto, se tomaron fotografías que muestran

las condiciones actuales en las que se encuentran las áreas asignadas al proyecto, Ver Anexo

II.3.

II.1.1.1 Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica ULSG 1

De acuerdo con la información proporcionada por PEMEX, la Planta ULSG 1 tendrá la función

de producir Gasolina desulfurada, de Ultra Bajo Azufre, (10 ppm en peso de azufre), utilizando

como carga normal de diseño las corrientes de Gasolina Ligera y Gasolina Pesada provenientes

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de la Planta catalítica No. 2. Asimismo, la Planta ULSG 1 estará diseñada con la flexibilidad

necesaria para poder procesar corrientes frías, cuando la alimentación provenga de tanques de

almacenamiento. La Planta ULSG 1, producirá gasolina desulfurada y subproductos como gas

combustible, gas ácido y agua amarga.

Es importante señalar que debido a la entrada en vigor de la NOM-086-SEMARNAT-SENER-

SCFI-2005, la cual establece las especificaciones sobre protección ambiental que deben

cumplir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se comercializan en el país, es

requerido que la Refinería produzca gasolina con un contenido máximo de 10 ppm en peso de

azufre.

Proceso y condiciones generales

El proceso consiste en una destilación catalítica, mediante el cual se elimina el azufre y

nitrógeno presentes en la fracción ligera de la alimentación y en la hidrogenación catalítica de

los compuestos de azufre y nitrógeno de la fracción pesada con una pérdida mínima de octano,

con un posterior tratamiento de los subproductos. Un esquema general del proceso se presenta

en la Figura II.2). La descripción general del proceso de la Planta ULSG 1 se presenta en la

sección II.2.5.

De acuerdo con el manual de operación del Licenciador, dentro de las instalaciones de la

planta, se contará con una Sección de Endulzamiento con Amina donde el gas de recirculación

y el gas combustible serán endulzados, para lograr una concentración de 20 ppm de azufre

(Supervisory Operating Manual, 2007). Las instalaciones también contarán con la

correspondiente Sección de Regeneración de Amina.

Capacidad, rendimiento y flexibilidad

La planta se diseñará para procesar 25,000 BPD (barriles por día) de las corrientes de Gasolina

Ligera y Gasolina Pesada provenientes de la Planta catalítica No.2 con una carga mínima de

15,000 BPD. La planta tendrá un 10% de sobrediseño. No se consideran ampliaciones futuras.

La planta deberá operar en forma continua 36 meses como mínimo.

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Figura II.2.- Esquema general del proceso de desulfuración.

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Seguridad

La planta está diseñada para realizar paros ordenados y seguros en condiciones anormales. La

planta no debe seguir operando bajo las siguientes condiciones:

• A falla de electricidad.

• A falla de vapor.

• A falla de aire de instrumentos.

• A falla de agua de enfriamiento.

• A falla de carga.

• A falla de hidrógeno.

• A falla de recirculación de amina.

La planta está diseñada para que, en caso de cualquier falla, tenga facilidad de efectuar un paro

ordenado y poder desviar las corrientes de productos fuera de especificación a los tanques de

carga. Todas estas condiciones son confirmadas mediante los sistemas de control y

protecciones integrados en el sistema de protección de la planta, que permitirá conducir la

operación a una condición segura.

Especificación de las alimentaciones, productos y subproductos

La composición general de la alimentación, incluyendo el contenido máximo de azufre se indica

en la Tabla II.1 de Propiedades físicas y en la Tabla II.2 Propiedades químicas.

La unidad CDHydro/CDHDS está diseñada para procesar Nafta ligera y pesada en una

alimentación combinada de 25,000 BPD. La planta contará con un factor de 10% de

sobrediseño.

• Alimentación: Corriente de gasolina con alto contenido de azufre:

• Origen de las naftas: Planta catalítica No 2.

• Nafta ligera: 22,000 BPD; Nafta pesada: 3,000 BPD.

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• Volumen total de nafta catalítica a tratar: 25,000 BPD.

• Carga propuesta para la ULSG 1: 25,000 BPD.

Tabla II.1.- Propiedades físicas de las naftas alimentadas a Planta ULSG 1

NAFTAS DE PROCESO

Destilación Atmosférica Desintegración Catalítica Naftas HDS Destilados int

Propiedad Método Nafta primaria COMBINADA

AA

Nafta primaria COMBINADA

AS

SALAMANCA Nafta ligera de

FCC-2

SALAMANCA Nafta pesada

de FCC-2

SALAMANCA Nafta de HDS

U-7 Peso

Específico 20/4ºC

ASTM-D-4052 0.7900 0.7220 0.7260 0.8620 0.7710

Destilación Atmosférica

Temp. Inicial de ebullición

(°C) 165.2 38.5 35.9 167.0 42.1

5% vol. 172.0 62.9 47.7 177.6 106.2 10% vol. 175.2 74.2 52.7 179.4 121.4 20% vol. 179.0 90.5 61.4 185.6 134.2 30% vol. 182.8 103.7 70.9 188.8 141.8 40% vol. 186.8 114.6 82.3 192.0 149.8 50% vol. 191.3 124.1 96.0 195.0 155.8 60% vol. 196.1 133.6 111.4 198.5 162.9 70% vol. 201.7 143.6 127.7 202.4 171.2 80% vol. 208.8 154.2 145.5 207.3 183.7 90% vol. 219.4 187.5 167.4 214.7 204.1 95% vol. 229.0 182.8 187.4 221.9 223.2

Temp. Final de ebullición (°C)

ASTM-D-86

246.1 186.6 198.7 239.2 235.6

Temperatura de Anilina ºC

ASTM-D-56 44.8 52 37.4 6.4 42

Gomas Preformadas, mg/100 mL

ASTM-D-381 <0.2 <0.2 8 FUERA DE

MÉTODO <0.2

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Tabla II.2.-Propiedades químicas de la nafta alimentada a Planta ULSG 1

NAFTAS DE PROCESO

Destilación Atmosférica Desintegración Catalítica Naftas HDS Destilados int

Propiedad Método Nafta primaria COMBINADA

AA

Nafta primaria COMBINADA

AS

Salamanca Nafta ligera de FCC-2

Salamanca Nafta

pesada de FCC-2

Salamanca Nafta de HDS U-7

Propiedades Químicas Azufre total,

ppm ASTM-D-

4294 3020 910 1471 9089 2899

Nitrógeno total, ppm

ASTM-D-4820 5 2 32 168 5

Nitrógeno básico, ppm UOP-312 3.0 1.0 26.0 146 3.0

PIONA % peso Parafinas 30.0 36.5 5.9 3.9 23.7

Isoparafinas 14.7 31.0 30.5 8.6 24.3 Olefinas 0.7 0.4 31.0 7.5 0.5

Naftenicos 2.8 16.3 8.0 1.6 14.6 Aromáticos 46.7 15.6 22.8 71.8 33.6 Pesados 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1

No identificados 5.1 0.2 1.8 6.6 3.2 Total

ASTM-D6730

100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

No. De Br ASTM-D-1169 2.29 0.7 63.5 14.5 0.8

FIA Saturados %

Vol. 88.2 90.2 49.7 23.1 83.9

Olefinas % Vol. 3.6 1.4 31.9 10.3 1.5 Aromáticos %

Vol.

ASTM-D-1319

8.2 8.4 18.4 56.6 14.5

RON ASTM-D-2669

Fuera de método 49.9 92.0 80.4 50.6

MON ASTM-D-2700

Fuera de método 48.7 82.2 81.6 49.9

Índice de Octano (R+M)/2 --- 49.3 87.1 86.0 50.3

As (ppm) IMP-QA-006 <0.005 <0.005 <0.005 <0.005 <0.005

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El hidrógeno e hidrocarburos que se alimentan a la unidad CDHydro/CDHDS deben estar libres

de compuestos venenosos para el catalizador. Los niveles máximos de impureza permitidos son

extremadamente bajos y casi siempre están por debajo de los niveles de detección de

procedimientos y equipos analíticos normales. La Tabla II.3 muestra los niveles máximos de

contaminantes permitidos en la alimentación de las columnas CDHydro y CDHDS.

Tabla II.3.- Niveles máximos de contaminantes en la alimentación a las CDHydro/CDHDS.

Compuestos Alimentación ppm a la CDHydro

Alimentación ppm a la CDHDS

Alimentación de H2 ppm

Na+ 0.008 (1) 0.020 (1) --- Silicón como Si 0.25 (2) 0.25 (2) ---

Pb + As 0.01 (1) 0.01 (1) --- Ni + V 0.5 0.5 ---

Ntot --- 120 --- CO --- --- 50/10/30 (3)

Haluros (p.e.Cl- y F) --- --- 2 H2S 5 --- 5

Metil mercaptanos < 0.5 --- 2 Hidrocarburos

estirénicos --- (4) ---

H2O ---No libre de agua, visualmente clara – no en suspensión--- Sólidos / partículas ---Ninguna (5) ---

Fuente: Supervisory Operating Manual, CDTECH, 2007

Notas:

1. Los análisis de sodio, plomo, arsénico serán completados durante la evaluación “post mortem” del catalizador desactivado.

2. No se alimentarán a la unidad cargas de gasolinas derivadas de carbón. 3. El contenido de CO presente en el hidrógeno de alimentación, debe ser limitado a 50 ppm en volumen,

para sistemas que usan únicamente la catálisis tio-esterificación. Sin embargo, el límite máximo se reduce a 10 ppm en volumen, en sistemas que también emplean la catálisis de isomerización. El contenido máximo de CO en la alimentación de la columna CDHDS es 50 ppm en volumen.

4. No será procesada gasolina de pirólisis en la Unidad 5. Los filtros de las columnas CDHydro/CDHDS no permitirán sólidos de tamaño mayor a 300 μ (tamaño

promedio). Los filtros recibirán mantenimiento periódico para asegurar su desempeño.

En las especificaciones del producto, el Licenciador indica que el contenido máximo de azufre

será de 10 ppm, con una pérdida máxima de 1.9 en el índice de octano. En la Tabla II.4 se

muestran las especificaciones de la gasolina desulfurada.

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Tabla II.4.- Propiedades de gasolina desulfurada

Propiedades Producción de gasolina desulfurada

ASTM D86, °C IBP (Punto inicial de ebullición) 37.9

5% vol 50.5 10% vol 54.9 30% vol 77.1 50% vol 108.1 70% vol 127.8 90% vol 164.4 95% vol 200.4

Temperatura final de ebullición °C 230.0 Velocidad de flujo, BPD 24,967

Stot, ppm en peso 10 Mercaptanos ppm en peso < 5

Gravedad específica 0.74 Fuente: Supervisory Operating Manual, CDTECH, 2007

Como uno de los subproductos principales del proceso se generará gas combustible, cuyas

especificaciones se muestran en la Tabla II.5.

Tabla II.5.- Purga de gas al sistema de gas combustible.

Componente, % mol Gas de purga Hidrógeno 43.10

Metano 17.49 C2s 15.83 C3s 14.67 C4s 3.21 C5s 0.63

Nafta 5.08 H2S, ppmv 20

Velocidad de flujo, kg/h 1,759 Velocidad de flujo, kgmol/h 84 Velocidad de flujo, Nm3/h 1,881


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La alimentación de nafta, el gas de hidrógeno, así como el flujo de productos y purga en la

capacidad de diseño se proporcionan en la Tabla II.6.

Tabla II.6.- Flujos de carga, productos y purga.

Corrientes Cantidad normal Alimentación de Nafta ligera, BPD 22,201

Alimentación de Nafta pesada, BPD 2,799 Hidrógeno, Nm3/h 6,412

Nafta desulfurizada, BPD 24,967 Purga, Nm3/h 1,881


Condiciones de límite de batería

Las condiciones de presión y temperatura del límite de batería (LB) para la alimentación, gas

hidrógeno, gases de venteo y productos provenientes de la unidad se enlistan en la Tabla II.7.

Tabla II.7.- Condiciones de presión y temperatura en LB

Presión, kg/cm2, G Temperatura, °C Mín. Normal Máx. Mín. Normal Máx.

ENTRADAS Nafta ligera de FCC --- 4.0 --- --- 32 ---

Nafta pesada de FCC --- 4.0 --- --- 32 --- H2 de UPH --- (2) --- --- (2) ---

H2 de reformadora 10.0 18.0 20.0 --- 38 --- MDEA pobre --- 16.0 20.0 --- 46 ---

SALIDAS Nafta desulfurada --- 5.0 --- --- 38 ---

Gas de purga --- 6.0 --- --- 38 --- Agua amarga --- 4.0 --- --- 38 ---

Gas combustible --- 20.0 --- --- 290 --- MDEA rica --- 5.0 --- --- 46 ---


Notas: 1. Condiciones especificadas por CDTECH (Licenciador). 2. Condiciones que serán definidas por PEMEX.

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Requerimientos específicos para la ingeniería básica

Los requerimientos que se enuncian a continuación referentes a la ingeniería básica, están

enfocados a la mitigación de impactos al ambiente durante todo el desarrollo e implementación

de instalaciones, de equipos y del proyecto en sí, y se consideran como los mínimos necesarios

para atender los elementos de prevención en la emisión y control de contaminantes.

De igual forma se debe considerar que el diseño de la ingeniería básica, tiene que incluirse por

parte del Licenciador o proveedor de servicios y, de ser posible, proponer mecanismo o

procesos alternativos que garanticen los elementos de mitigación de impactos. Es sumamente

recomendable que para cada requerimiento, el proveedor especifique la cuantificación que

conlleva contar con los elementos de mitigación.

En el diseño de la planta se aplicarán los siguientes requerimientos específicos:

• Previo al tanque de balance, se instalará un paquete de filtrado para sólidos, adecuado

para las cargas líquidas de la planta, con la finalidad de minimizar los paros por

ensuciamiento.

• El catalizador seleccionado debe operar de manera continua por lo menos durante 3

años.

• Minimizar el uso de gas inerte para mantener los gabinetes de control de campo.

• No se aceptan válvulas de mariposa para control de flujo ni temperatura.

• Instalación de válvulas de corte rápido para aislamiento de grandes inventarios

(interlock) en los circuitos que se determinen mediante el análisis de riesgo respectivo, y

como mínimo serán instaladas válvulas en la succión de las bombas de fondo de las

torres fraccionadoras.

• La ingeniería básica extendida de la planta incluirá las curvas de interrelación de

variables que permitan observar el comportamiento del sistema de reacción durante la

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operación de la planta, en las etapas de vida inicial, media y final del catalizador, tales

como las curvas de desulfuración, desnitrogenación y desaromatización.

• En el diseño del sistema de control del compresor de recirculación de hidrógeno, se

aplicará nueva tecnología con sistema automático de control de sobre carga, y

facilidades para ver en pantalla la curva de operación en estas máquinas.

• El ajuste de velocidad del compresor podrá ser manipulado tanto localmente como en el

Sistema de Control Distribuido (SCD).

• Las señales incluidas en el tablero local del compresor contarán con indicación en el

SCD (vibración, desplazamiento, temperaturas, presiones, por mencionar algunos).

• La temperatura en los rehervidores que usan vapor como medio de calentamiento, se

controlará con flujo de vapor a la entrada, incluyéndose un acumulador con control de

nivel en la corriente de salida de condensado.

• Todas las corrientes de alimentación, productos, subproductos y servicios auxiliares

contarán con medición independiente de flujo, presión y temperatura en LB.


contarán doble válvula de bloqueo y sistema de purga intermedio para lograr una entrega

segura de cada línea en LB.


contarán doble válvula de bloqueo y sistema de purga intermedio para lograr una entrega

segura de cada línea en LB.

• Se contará con las especificaciones y estándares de materiales a utilizar en tuberías de

proceso de alta temperatura y condiciones corrosivas.

• Se minimizará el consumo de agua para sistemas de enfriamiento, por lo que se

utilizarán aeroenfriadores donde sea factible.

• Todos los equipos como recipientes a presión, calentadores, equipos dinámicos,

estáticos y tuberías que se utilicen, contarán con su respectivo estudio de integridad

mecánica.

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• En las columnas, todos los registros hombre contarán con plataformas de acceso, así

como el espacio suficiente para efectuar las maniobras de cargado del catalizador.

• Se debe considerar la posible instalación de un tanque de balance para el recibo de

carga y dar una mayor confiabilidad al proceso.

• Se debe considerar la posible instalación de un sistema de control de nivel del tanque de

balance con desvío de carga a tanque de almacenamiento, en caso de alto nivel. Este

desvío de carga deberá pasar por equipos de enfriamiento para evitar el envío de

gasolina caliente.

• La tubería contará con los arreglos necesarios para recibo de una corriente de gasolina

de arranque.

• La tubería contará con los arreglos necesarios para segregar las corrientes de gasolina

desulfurada ligera y pesada hacia un tanque de carga por línea de recirculación en caso

de no cumplir alguna especificación.

• Las válvulas de seguridad (PSV's) serán redundantes, con bloqueos en entrada y salida

para facilitar su mantenimiento y con candado mecánico para asegurar que en operación

permanezcan siempre alineadas.

• Los recipientes a presión nuevos deberán ser diseñados a vacío total.

• En lo que respecta al suministro de energía eléctrica, el Licenciador de la ingeniería

básica deberá definir como parte de su análisis integral, los requerimientos específicos.

• Considerar plataformas de acceso a todos los registros hombre, así como considerar

espacio suficiente para efectuar las maniobras de mantenimiento.

• Los circuitos que comunican alta presión con baja presión, considerar dobles válvulas de

control con arreglo en paralelo (sin directo).

• El diseño de los calentadores deberá permitir balancear térmicamente los serpentines y

controlar la temperatura de salida del calentador.

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II.1.1.2 Sistema de Regeneración de Amina

Dentro de la Planta ULSG 1 se contará con los equipos de absorción de amina de alta y baja

presión y el sistema de Regeneración de Amina se localizará dentro de LB como parte

complementaria de la Sección de Endulzamiento, donde el Gas de Recirculación y el Gas

Combustible serán endulzados para cumplir con especificaciones en el contenido de ácido

sulfhídrico (H2S).

La Sección de Regeneración de Amina utiliza como carga, la amina rica proveniente de la

Planta ULSG 1. Esta sección producirá una corriente de amina fresca (pobre) para reenviarse a

ULSG 1 y el gas ácido que se enviará a la Planta Recuperadora de Azufre de la Refinería.

El proceso consiste en la eliminación de azufre de la amina rica, mediante calentamiento y la

generación de una corriente de gas ácido.

El sistema de Regeneración de Amina incluye un separador de hidrocarburos. Se instalarán

sistemas de filtrado de la amina con equipos de relevo para poder dar mantenimiento a filtros

con todo lo necesario para realizar esta operación sin riesgos, los sistemas de filtrado

considerarán el uso de tecnologías de vanguardia altamente probadas a fin de garantizar que la

solución de amina se mantenga siempre limpia de partículas, natas, amina degradada, etc.

El diseño de los sistemas de Regeneración de Amina garantizará que los rehervidores siempre

tengan abastecimiento de amina proveniente de la torre regeneradora en todo momento

(arranques, paros y operación normal). Los rehervidores tendrán tanques de sello de

condensado en la salida con control automático de nivel. Los sistemas de Regeneración de

Amina contarán con control automático de nivel y los materiales de los equipos (metalurgia)

garantizarán que el ataque por corrosión se mantenga dentro de los rangos de control

permitidos.

En los retornos de amina pobre hacia la Planta ULSG 1 se contará con control automático de

temperatura. El gas ácido que se obtenga cumplirá con las siguientes características: Pureza

H2S > 97% mol, Hidrocarburos < 0.3% mol.

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• Se deberá considerar la instalación de un tanque para almacenamiento de amina fresca

y una fosa para preparación de amina.

• Para los sistemas de enfriamiento se dispondrá en forma limitada de agua de

enfriamiento, por lo que se debe de minimizar su utilización, considerando el uso de

aeroenfriadores donde sea factible.

• Considerar la instalación de válvulas de corte rápido en los circuitos que se determinen

mediante el análisis de riesgo respectivo. Considerar la aplicación de un "interlock" que

lleve a la planta a posición segura con la mínima intervención del operador.

• La temperatura en los rehervidores que usan vapor como medio de calentamiento debe

controlarse mediante el flujo de vapor a la entrada, incluyéndose un acumulador con

control de nivel en la corriente de salida de condensado.

• El Licenciador debe garantizar la adecuada operación de las secciones que conforman la

planta, por lo que debe proporcionar todos los requerimientos necesarios y detallar todas

las partes que considere críticas para garantizar el funcionamiento integral de la planta.

• Para todos los equipos, incluir lista de refacciones, además de incluir listado de válvulas

y trampas de vapor, así como herramienta especial.

• Se debe incluir un sistema de recuperación de condensado (tanques, enfriadores,

bombas, instrumentos).

• Considerar plataformas de acceso a todos los registros hombre así como considerar

espacio suficiente para efectuar las maniobras de mantenimiento.

• Se debe incluir un sistema de enfriamiento a equipos dinámicos en un circuito cerrado de

condensado.


deberán contar con medición independiente de flujo, presión y temperatura en LB.

• Se debe verificar que los drenajes puedan desalojar el agua utilizada en casos de

siniestro.

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• Se debe definir el diseño de los calentadores que permita balancear térmicamente los

serpentines y controlar la temperatura de salida del calentador.

• En los equipos críticos el diseño de PSV's debe considerar el caso critico, además

deberán ser redundantes, con bloqueos en entrada y salida para facilitar su

mantenimiento y con candado mecánico para asegurar que en operación permanezcan

siempre alineadas.

• Los recipientes a presión nuevos deberán ser diseñados de acuerdo con el código ASME

Sección Vlll Div I.

• El aire de planta e instrumentos debe alimentarse del paquete común de la Planta

ULSG 1.

• Para el equipo de intercambio térmico, se debe prever flexibilidad de operación con

líneas de by-pass, de acuerdo al proceso.

• Lubricación por niebla en equipos dinámicos de bombas.

• Incluir circuito de retrolavados de equipos con retorno a una celda de la torre de

enfriamiento.

• El diseño de los cabezales de desfogue ácido u otro que se requiera, contará con un

tanque acumulador dentro de LB de la planta. (La planta de post-tratamiento deberá

tener su propio cabezal de desfogue con bloqueos independientes).

II.1.1.3 lnstalaciones complementarias

Búnker centralizado y cuarto satélite.- El sistema de control distribuido de la Planta ULSG 1,

se instalará en el Cuarto de Control Centralizado Norte existente. El Cuarto satélite se ubicará

en el área disponible al este de la Planta ULSG 1.

Subestaciones Eléctricas.- Se requiere de dos Subestaciones Eléctricas nuevas (SUB-58 y la

subestación derivada SUB-59) con transformadores reductores 13 800141 60 VOLTS; 41 60 1

480 VOLTS; 480 1 220-1 27 la primera y de 41 60 I 480 VOLTS; 480 1 220-127 la segunda; la

Subestación Eléctrica SUB-59 debe tener capacidad para la Planta ULSG 1, sus unidades

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regeneradoras de amina y la Nueva Torre de Enfriamiento. Esto incluye la construcción de los

edificios, cables de 15 KV, 5KV, ductos subterráneos, registros eléctricos. Se cumplirá con la

Norma NRF-048 PEMEX-2003. La alimentación a la subestación SUB-58 (Principal) será desde

los tableros BUS 1 y BUS 3 en 13.8 KV, de la Planta Termoeléctrica Norte "HW". Estas

instalaciones se ubicarán en el área disponible al este de la Planta ULSG 1.

Tanques de Almacenamiento (producto).- La gasolina desulfurada, producto de la Planta

ULSG 1, se enviará al contenedor de gasolinas y a tanques de almacenamiento existentes (TV-

207, TV-208, TV-209, TV-210, TV-204 A, TV-205, TV-230, TV-231, otros). Se llevará a cabo un

levantamiento y actualización de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTl) de estas

instalaciones.


En el diseño de las instalaciones del proyecto se aplicarán los siguientes requerimientos

específicos:

• Se incluirá la línea de arranque y lavado de catalizador, así como !os medios para la

disposición del producto utilizado para tal medio.

• Con la finalidad de minimizar los paros por ensuciamiento, se instalará un paquete de

filtrado en la carga, previo al tanque de balance, los elementos filtrantes serán de acero

inoxidable, retrolavables y operación automática, para partículas de hasta 17 micrones

con eficiencia de 99.9%.

• Se proveerán catalizadores de nueva generación y agentes químicos con formulación de

tecnología de punta y rentables, con un tiempo de vida útil mínima de tres años.

• La disposición final de los catalizadores utilizados será responsabilidad de la compañía

licenciadora del proceso, los cuales serán sólidos inertes y neutros desde el punto de

vista ambiental.

• En lo relativo al consumo de sustancias químicas, el Licenciador especificará los tipos de

tratamientos químicos requeridos para la conservación y mantenimiento de los equipos,

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indicando los puntos adecuados para su dosificación. De los agentes químicos

necesarios en la operación de la planta, el Licenciador definirá el tipo, concentración y

dosificación requerida.

II.1.1.4 Integración a instalaciones existentes

Plantas de Proceso

En la Planta catalítica FCC-2, se efectuarán los arreglos de tuberías e instrumentación

necesarios para enviar la corriente de gasolina ligera y gasolina pesada como carga directa a la

Planta ULSG 1 y hacia los tanques de gasolina amarga TV-210 A, TV-Nuevo y TV-54 y TV-55.

Casas de Bombas

En Casa de Bombas de Trasiegos No. 1, se efectuarán las integraciones de tuberías, líneas de

alimentación de energía eléctrica a los motores y control, seriales al SCD y demás servicios

necesarios para dos bombas nuevas para gasolina catalítica ligera amarga y fuera de

especificación para el proyecto de la Planta ULSG 1.

En Casa de Bombas No.3, se efecturán las integraciones de tuberías, líneas de alimentación de

energía eléctrica a los motores y control, seriales al SCD y demás servicios necesarias para dos

bombas nuevas para gasolina catalítica pesada amarga y fuera de especificación para la Planta

ULSG 1.


• Es responsabilidad de la compañía verificar en campo la disponibilidad, localización,

especificaciones y diámetros de las diferentes líneas de procesos y servicios a afectar,

para poder desarrollar el diseño y especificación de los requerimientos de las

interconexiones necesarias y la determinación de su construcción, y en concordancia

con PEMEX.

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• La infraestructura externa (fuera de LB) deberá considerar en su diseño, las posibles

alternativas para el manejo de cargas, materias primas, productos y subproductos; para

operar de forma segura y minimizar las afectaciones en caso de que se presentara una

contingencia imprevista en la Planta ULSG 1.

• Se deben revisar y actualizar los diagramas de flujo de proceso (DFP) y los DTI

identificando las líneas de Nafta ligera y Nafta pesada que alimentarán a la Planta

ULSG 1 tanto para la Planta catalítica No.2, como las plantas de almacenamiento.

• Se efectuarán las integraciones de líneas de recibo y succión necesarias en el tanque

nuevo, para tener la flexibilidad requerida para el manejo de gasolinas.

• Se deberán efectuar las integraciones de tuberías necesarias de líneas de succión y

descarga de los equipos de bombeo nuevos de Casa de Bombas Trasiego 1 y Casa de

Bombas Trasiego 3, para gasolinas amargas y fuera de especificación a Planta ULSG 1.

• Se instalará una línea de recirculación y rechazo de carga (Gasolina Ligera y gasolina

pesada) desde la entrada de carga al tanque de balance en LB de la Planta ULSG 1,

hasta los tanques de gasolinas amargas y fuera de especificación.

Materias Primas

Hidrógeno.- Se efectuarán las integraciones a los cabezales de hidrógeno provenientes de las

Plantas Reformadoras RR-2 y RR-3 del cabezal de 18 kg/cm2. Las plantas U-6 y U-9 como

aportadores alternos.

Amina.- De la Planta Regeneradora de Amina se integrarán las corrientes de amina pobre y

amina rica a la Planta ULSG 1.

Gas combustible.- Se efectuará la integración interconectando al noroeste de la Catalítica 2,

del acumulador THI 54.

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Productos

Gasolina Desulfurada.- Se efectuarán las integraciones de tubería desde LB de la Planta

ULSG 1, hasta la línea de salida de la Planta catalítica FCC-2 (existente) a los tanques de

almacenamiento de Gasolina Catalítica Desulfurada TV-230, 231, 208, 204, 205, 209, 21 y

otros.

Subproductos

Gas combustible.- El gas combustible producido se enviará al tanque de balance TH-154 o al

31 C-3, del sistema de gas de la Refinería, dependiendo de la presión de salida.

Gas ácido.- Se enviará a las plantas recuperadores de azufre U-12 y SRU existentes de la

Refinería, a través de un cabezal desde Planta ULSG 1, interconectando la línea de gas ácido

en la esquina de las calles 12 y 25 de la Planta catalítica FCC-2.

Aguas Amargas.- Se integrará al cabezal de aguas amargas proveniente de la Planta catalítica

FCC-2, para enviarse a las plantas de tratamiento de aguas amargas AZ y AA-4.

Producto fuera de especificación.- Se instalará una línea de retorno a los tanques de

contingencias; para ser empleada como línea de rechazo de carga para control de nivel del

acumulador y como salida de producto fuera de especificación.

Para el manejo del producto recuperado, se efectuarán las integraciones e instalarán los

equipos de bombeo necesarios para enviar a reproceso (línea de entrada de carga y/o tanques

de residuos) los productos líquidos recuperados en fosas API y en acumuladores de cabezales

de desfogues.

Desfogue de alta presión y baja presión.- Se instalará un sistema de desfogue completo e

independiente a lo existente en la Refinería con la finalidad de evitar contrapresiones en el

sistema actual de desfogues.

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Desfogue ácido.- Se instalará un sistema de desfogue ácido completo e independiente a lo

existente en la Refinería con la finalidad de evitar contrapresiones en el sistema actual de

desfogue ácido.

II.1.1.5 Integraciones de equipos accesorios y tuberías de servicios principales.

Vapor.- Se efectuarán las integraciones necesarias desde LB hasta los cabezales de los

diferentes niveles de presión al noreste de la Planta catalítica FCC-2.

Condensado.- Se requieren líneas de condensado recuperado hacia los tanques de

almacenamiento del mismo servicio en las áreas de servicios principales.

Las trampas de vapor serán del tipo termodinámico con disco y asiento reemplazable para

facilitar el mantenimiento y estarán identificadas en campo y en plano. Estará considerado el

condensado de reposición para el circuito cerrado de enfriamiento a equipos mecánicos con

una temperatura máxima de 23 oC.

Condensado Limpio. El cabezal de recuperación de condensado limpio de la Planta ULSG 1,

se debe interconectar al cabezal de condensado limpio, al noreste de la Planta catalítica 2, para

enviarlo a la Planta de Tratamiento de Condensado Limpio, localizada en la Planta de Fuerza

norte.

Condensado Aceitoso.- El cabezal de recuperación de condensado aceitoso de la Planta

ULSG 1, se interconectará al cabezal de condensado aceitoso al noreste de la Planta catalítica

FCC-2, para enviarlo a la planta de Tratamiento de Condensado Aceitoso, localizada en la

planta de Fuerza norte.

Agua de enfriamiento. Se instalará una torre de enfriamiento nueva con 2 celdas de 3,000

GPM cada una, 2 bombas de recirculación de agua y líneas nuevas de suministro y retorno, ya

que la disponibilidad de agua de enfriamiento no es suficiente para la nueva Planta ULSG 1 y

Regeneración de Amina. Se requiere de un .sistema de tratamiento químico "tipo todo orgánico"

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(ácido sulfúrico, cloro gaseoso e inhibidores de corrosión), instalaciones para el suministro de

energía eléctrica y líneas nuevas.

Agua desmineralizada (Agua de calderas). Para suministrar este servicio a la Planta ULSG 1,

se interconectará a la línea que alimenta a la planta Catalítica FCC-2.

Agua para servicios y usos sanitarios. Para el suministro de este servicio se debe

interconectar con la línea de agua de pozo.

Agua contra incendio. Se efectuarán las integraciones necesarias a la red existente, previa

evaluación.

Aire de instrumentos. Se efectuarán las integraciones necesarias a la red existente. Esta

integración operará sólo como respaldo en caso necesario.

Aire de planta. Se efectuarán las integraciones necesarias con la red de Refinería. Esta

integración operará sólo como respaldo en caso necesario.

Gas Combustible. Se hará la integración requerida interconectándose al noreste de la Planta

catalítica FCC-2, al Cabezal existente.

Gas Inerte. Se requiere un tanque termo nuevo, independiente para alimentar a la Planta

ULSG 1.

Energía eléctrica. El suministro de energía eléctrica en 13.8 KV debe considerar doble

alimentador por ducto subterráneo, el punto de integración será desde los tableros BUS 1 y

BUS 3 en 13.8 KV, de la Planta Termoeléctrica Norte "HW".

En la Tabla II.8 se resume el balance de los servicios requeridos para el proyecto.

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Tabla II.8.- Balance de servicios

CONCEPTO Normal

Requerido Salamanca

ULSG Generación de vapor MP

EA-3202 Generador de vapor (BA-5201) kg/h 4,347 Total kg/h 4,347

Presión kg/cm2g 20 Temperatura °C 290

Consumo de vapor MP GA-3202 Turbina conductora de vapor kg/h 8,611

Total kg/h 8,611 Presión kg/cm2g 19

Temperatura °C 280 Consumo de agua de alimentación de calderas

EA-3202 Generador de vapor MP kg/h 4,477 Total kg/h 4,477 Total m3/h 4,5

Consumo de agua de enfriamiento

EA-3102 Enfriador de vapores de domos de la columna CDHydro m3/h 53

EA-3105 Enfriador de Producto m3/h 64 EA-3108 Enfriador de hidrógeno m3/h

EA-3203 Enfriado del separador de venteos de la columna CDHDS m3/h 15

EA-3204 Condensador de gas amargo m3/h 9 EA-3303 Enfriador del gas de purgas m3/h 1 EA-3305 Enfriador del Estabilizador de Producto m3/h 166 EA-3306 Enfriador del reactor de pulido de vapores m3/h 8

TOTAL m3/h 316 Consumo de gas combustible

BA-3201 Horno calentador de la columna CDHDS Mkcal/h 29.0 Total Mkcal/h 29.0

Flujo de gas combustible SCFH 160,414 Gas combustible LHV BTU/SCF 898

Consumo de energía eléctrica GA-3101 /S Bomba de alimentación de la columna CDHydro kW 58 GA-3102 /S Bomba de reflujo de la columna CDHydro kW 41 GA-3103 /S Bomba de fondos de la columna CDHydro kW 138

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CONCEPTO Normal

Requerido Salamanca

ULSG GA-3104 /S Bomba de alimentación CDHDS kW 38 GA-3201 /S Bomba de reflujo CDHDS kW 50 GA-3202S Bomba de recirculación de Reboiler CDHDS kW 207 GA-3203 /S Bomba de reflujo removedor de H2S kW 5 GA-3204 /S Bomba de alimentación del reactor de pulido kW 120 GA-3301 /S Bombas de del estabilizador de reflujo kW 8 GA-3302 /S Bombas del estabilizador de reflujo kW 44 GA-3303 /S Bomba del estabilizador de recirculación de fondos kW 124 GA-3304 /S Bomba de agua amarga kW 3

GB-3101 Compresor del gas de recirculación de la columna CDHydro kW 32

GB-3102 Compresor de hidrogeno fresco kW 174

GB-3201 Compresor del gas de recirculación de la columna CDHDS kW 376

EC-3101 Condensador de la columna CDHydro kW 230 EC-3102 Producto del aire de enfriamiento LCN kW 21 EC-3201 Enfriador de vapor de la columna CDHDS kW 50 EC-3202 Condensador remover de H2S kW 20 EC-3203 Enfriador de vapor de la columna CDHDS kW 11 EC-3301 Condensador del Reactor de pulido kW 56 EC-3302 Condensador del estabilidad de Nafta kW 45 EC-3303 Enfriador del Estabilizador de producto kW 51

Total kW 1,902 Consumo de amina

DA-3202 Adsorbedor reciclador de gas amina CDHDS m3/h 24 DA-3302 Absorbedor de venteos de gas amina m3/h 6

Total m3/h 30

Trabajos Adicionales

a) Reforzamiento de soportarías de Racks de tuberías

Se evaluará el estado físico de las soporterías y puentes de los Racks de tuberías donde serán

instaladas las nuevas líneas de procesos y servicios a las Plantas ULSG 1 y sistemas de

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Regeneración de Amina. Se verificarán las cargas de diseño de las mismas y serán reforzadas

en caso de requerirse.

b) Desmantelamiento de equipos y Demolición de Bases y Cimentaciones

Dependiendo del área requerida para el Cuarto Satélite, Subestación Eléctrica y Unidad

Regeneradora de Amina, se cuenta con el área de los compresores de la ex-unidad de

Amoniaco No. 1, se requiere demoler las cimentaciones.

c) Reubicación de Instalaciones

Pueden existir tuberías subterráneas de la red de contraincendio, agua de servicios y drenajes,

en tal caso será necesario modificar la trayectoria de estos.

d) Integración de instrumentos a sistemas de control existentes

Los instrumentos de las instalaciones de integración (OSBL) incluirán a los sistemas de control

existentes en las áreas respectivas donde sean instalados y que sean operativamente viables,

desde los cuales se puedan monitorear y tomar acciones de control según se requiera, por lo

que serán incluidos como parte del proyecto la integración de estas señales a los Sistemas de

Control correspondientes, respetando la especificación, arquitectura, tipo de conexión, protocolo

de comunicación de cada sistema. La instalación de estos instrumentos será normalizada de

acuerdo a cada área.

II.1.2 Selección del sitio

En relación con la selección del sitio para la ubicación del proyecto, los argumentos de PEMEX-

Refinación se sustentan en el análisis de los siguientes criterios:

• Disponibilidad de materia prima (carga). La fuente de materia prima de la Planta

ULSG 1 es la gasolina catalítica producida en la Planta catalítica FCC No. 2, la cual se

encuentra adyacente al área propuesta para la ubicación de la Planta ULSG 1.

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• Disponibilidad de espacio. Las áreas asignadas para las instalaciones del proyecto se

encuentran actualmente disponibles, son lotes planos, en donde se han desmantelado

instalaciones pre-existentes y tienen el suelo cubierto de concreto o grava suelta y están

libres de vegetación.

• Disponibilidad de servicios principales. La Refinería cuenta con servicios principales

disponibles para el suministro al proyecto.

• Uso de suelo. La Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, ha ocupado el predio actual desde

hace aproximadamente 40 años, contando con uso de suelo industrial, lo que favorece

la factibilidad del desarrollo del proyecto en el sitio, debido a que no queda sujeto a

obtener autorización para modificación o cambio de uso de suelo.

II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización

Este proyecto para la producción de gasolinas catalíticas de Ultra Bajo Azufre se construirá

dentro de la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, ubicada en el municipio de Salamanca del estado

de Guanajuato.

Dentro de la Refinería se ubican las áreas asignadas para las diferentes instalaciones que

integran el proyecto. En la Tabla II.9 se especifica el número que identifica el área asignada a

las diferentes instalaciones que comprenden el proyecto.

Tabla II.9.- Identificación de áreas asignadas

ÁREAS ASIGNADAS NOMBRE DE LAS INSTALACIONES DEL PROYECTO 1 Planta Desulfuradora de Gasolinas No. 1 (ULSG) (Nueva). 2 Planta Regeneradora de Aminas (Nueva). 3 Cuarto Satélite (Nuevo). 4 Subestación Eléctrica S.E. a principal (Nueva). 5 Cuarto de Control Centralizado – Búnker Norte (Adecuación). 6 Subestación Eléctrica S.E. A1 Derivada (Nueva).

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ÁREAS ASIGNADAS NOMBRE DE LAS INSTALACIONES DEL PROYECTO 7 Torre de Enfriamiento (Nueva con 2 celdas).

8 Área de Almacenamiento (Tanques existentes: TV-208, TV-209, TV-230, TV-231 y TV-210).

9 Caseta de Operadores. 10 Quemador elevado (nuevo).

Al oriente de la Planta catalítica No. 2, se localiza un área delimitada al norte por la calle 27, al

sur por la calle 25, al este por la calle 14, y al oeste por la calle 12. En dicho espacio, se prevé

la instalación de la planta desulfuradora de gasolinas No. 1 (ULSG) (Nueva), la planta

regeneradora de aminas (Nueva), un cuarto satélite (Nuevo), una subestación eléctrica S.E. A1

derivada (Nueva), así como una caseta de operadores.

La subestación eléctrica S.E. principal (Nueva) y la torre de enfriamiento (Nueva con 2 celdas),

se encontrarán en un sitio localizado al NE de la Refinería, delimitado por la calle 29 al sur, al

oeste por la calle 12 y colindando al norte con vías de ferrocarril.

El área de almacenamiento, se encuentra dividido en dos partes de diferentes dimensiones, la

primera y más grande de ambas, está delimitada al norte por la calle 15, al este por la calle 14,

al sur por la calle 9 y al oeste colinda con los tanques TV-204A y TV-205A. La otra sección, está

comprendida al norte por la calle 9, al oeste por la calle 8 y al sur por los tanques TV-411 y TV-

412.

El sitio destinado al cuarto de control centralizado (Búnker Norte), se encuentra localizado entre

las calles siguientes: 25 al norte, 23 al sur, 12A al este y 8A al oeste. El quemador nuevo, se

encontrará en el área de quemadores sobre la calle 16.

En la Figura II.3, se indica la ubicación de cada una de las instalaciones del proyecto; asimismo

se muestra la ubicación de las instalaciones existentes con las que se realizarán las obras de

integración del proyecto (instalaciones fuera de LB).

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Figura II.3.- Ubicación de las instalaciones del proyecto.

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II.1.4 Inversión requerida

Este proyecto en la Refinería “Ing. Antonio M. Amor” en Salamanca, es parte de un macro-

proyecto nacional para la producción de gasolinas de Ultra Bajo Azufre, en todas las Refinerías

del país, con la construcción y operación de 11 plantas. El monto estimado de inversión

promedio para esta Planta ULSG 1 es de 500 millones de dólares.

II.1.5 Dimensiones del proyecto

El área total de la Refinería es de aproximadamente 2.8 km2. La superficie total disponible por el

proyecto es de aproximadamente 60,225 m2, lo que representaría la ocupación del 2.15% del

área de la Refinería.

El área disponible para la ubicación de cada una de las instalaciones que componen el

proyecto, se presenta en la Tabla II.10.

Tabla II.10.- Superficie disponible aproximada para el proyecto

INSTALACIONES DEL PROYECTO ÁREA (m2) %

Planta Desulfuradora de Gasolinas No. 1 (ULSG) (Nueva). 5,230 8.68

Planta Regeneradora de Aminas (Nueva). 4,660 7.73 Cuarto Satélite (Nuevo). 2,145 3.56

Subestación Eléctrica S.E. a principal (Nueva). 2,220 3.68

Cuarto de Control Centralizado – Búnker Norte (Adecuación). 1,000 1.66

Subestación Eléctrica S.E. A1 Derivada (Nueva). 4,140 6.87

Torre de Enfriamiento (Nueva con 2 celdas). 900 1.49 Área de Almacenamiento

(Tanques existentes: TV-208, TV-209, TV-230, TV-231 y TV-210).

30,000 49.81

Caseta de Operadores. 3,430 5.69 Quemador elevado (nuevo). 2,000 3.32

TOTAL 60,225 100

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Las distancias mínimas entre las diferentes áreas que ocupará el proyecto, incluida la

integración de equipo nuevo, tomarán en cuenta el efecto de la dirección e intensidad de los

vientos. Se deben tener presentes las recomendaciones que para tal fin han dado las

compañías aseguradoras especializadas en el ramo, así como los estándares y normatividad

vigente.

El arreglo general de los equipos, considerará los espacios adecuados para permitir el

mantenimiento de los mismos, así como el libre acceso de equipo pesado para proporcionar

este servicio.. En la Tabla II.1, se indican las áreas disponibles para las instalaciones del

proyecto, las imágenes fotográficas éstas se pueden observar en el Anexo II.3.

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

El uso actual del suelo de las áreas que ocuparán las instalaciones del proyecto es industrial.

Precisamente este criterio fue analizado para la selección del sitio, se consideró éste como una

ventaja para la ubicación del proyecto porque no queda sujeto al cumplimiento de obtener

autorización para modificación o cambio de uso de suelo.

En relación con cuerpos de agua, dentro del predio de la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, se

encuentra a 1.5 km aproximadamente del Río Lerma. Respecto a aguas subterráneas, la zona

de estudio es zona de veda para explotación del acuífero, por lo que es más estricto el

cumplimiento de las autorizaciones con las que cuenta la Refinería para la extracción de agua

de pozos.

Es importante mencionar que la Refinería ha realizado estudios técnicos para evaluar las

oportunidades de optimización de procesos y fuentes de suministro de agua, con el objetivo de

minimizar la extracción de agua y aprovechar el recurso productivamente.

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Tabla II.11.- Relación de áreas disponibles para instalaciones del proyecto con el anexo fotográfico.

Número y descripción de las

áreas. Figura II.3.- Ubicación de las instalaciones del proyecto

Número y descripción de Fotografías. Anexo II. 3

Fotografías del sitio 1.- Planta desulfuradora de gasolinas No.1 ULSG 1 de 25 000 BPD (nueva)

1 y 2.- vista lado este y lado noreste respectivas de la planta ULSG 1

2.- Planta regeneradora de aminas (nueva)

8.- vista sureste del área para la regeneradora de aminas

3.- Cuarto satélite (nuevo) 6.- vista hacia suroeste, área para el cuarto satélite

4.- Subestación eléctrica S.E. a principal (nueva)

12.- vista noreste del área para subestación eléctrica principal

5.- Cuarto centralizado – bunker norte (adecuación)

14.- vista interior del Cuarto de Control centralizado – Bunker

6.- Subestación eléctrica S.E. a derivada (nueva)

4.- vista lado noreste, área para Subestación eléctrica derivada

7.- Torre de enfriamiento (nueva con dos celdas)

10.- vista al noroeste del área para la Torre de enfriamiento

8.- Área de almacenamiento (Tanques existentes)

19 y 20.- vista y área de tanques de almacenamiento

9.- Caseta de operadores 3.- vista hacia el norte, área para caseta de operadores

10.- Quemador 17.- vista este de la zona de quemadores.

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II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos

La Refinería se encuentra ubicada al noreste de la ciudad de Salamanca, Guanajuato, por lo

que la urbanización del área circundante es completa ya que se cuenta con calles de acceso

pavimentadas, iluminación, medios de transporte terrestre disponibles, medios de comunicación

(teléfono, radio, fax, Internet), comercios, espacios recreativos y servicios médicos.

En relación con los servicios requeridos por el proyecto, éstos se encuentran disponibles dentro

de la Refinería: vapor, condensado, agua de enfriamiento, aguas desmineralizada, agua para

servicios sanitarios, agua contraincendio, aire para instrumentos y plantas, gas combustible, gas

inerte (nitrógeno), energía eléctrica, iluminación e instrumentos, energía eléctrica de

emergencia, desfogues y sistemas contraincendio.

a) Vapor.- Se generará vapor con tres niveles de presión y con calidad particular estarán

disponibles en LB. En la Tabla II.12, Tabla II.13 y Tabla II.14, se presentan las

características de cada vapor.

Tabla II.12.- Vapor de alta presión en LB

VALORES DE PRESIÓN Mín. Nor. Máx.

Presión, kg/cm2 man. 58.0 60.0 61.0 Temperatura (°C) 475 482 485

Calidad Sobrecalentado Disponibilidad La requerida

Tabla II.13.- Vapor de media presión en LB




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Tabla II.14.- Vapor de baja presión en LB




b) Condensado.- El condensado generado en la Planta ULSG 1 será recuperado y enviado a

LB para su tratamiento correspondiente de acuerdo a las condiciones que se muestran en la

Tabla II.15.

Tabla II.15.- Condiciones de salida del condensado

CONDENSADO DE BAJA PRESIÓN LIMPIO (1) ACEITOSO (2) Presion, kg/cm2 man. 4.5 1.5

Temperatura (min.), ºC 48 105 NOTAS: (1) Condensado proveniente del condensador de superficie de la turbina del compresor de recirculación.

(2) Condensado proveniente del rehervidor de la torre regeneradora de amina, de la sección de regeneración con amina que se localiza en el área indicada en el Plano de Localización General. Se requiere maximizar la recuperación de condensado y entregar en LB a las condiciones indicadas.

Se requiere maximizar la recuperación de condensado y entregar en LB a las condiciones

indicadas. Las trampas de vapor serán del tipo termodinámico con disco y asiento reemplazable

para facilitar el mantenimiento y estarán identificadas en campo y en planos. Se incluye el

condensado de reposición para el circuito cerrado de enfriamiento a equipos mecánicos.

c) Agua de enfriamiento.- Para suministro de agua de enfriamiento para la Planta ULSG 1 y su

sección de Regeneración de Amina, se instalará una torre de enfriamiento nueva con 2

celdas de 3,000 GPM cada una, 2 bombas de recirculación de agua y líneas nuevas de

suministro, retorno y reposición. En la Tabla II.16 se indican las condiciones de suministro y

retorno del agua de enfriamiento, en los valores normales, mínimos y máximos.

d) Agua desmineralizada (agua para calderas).- Para estos servicios se proporcionará agua

desaereada y desmineralizada a las condiciones especificadas. Esta agua se requiere para

remover los depósitos de sales originados en el circuito de enfriamiento del efluente del

reactor de hidrodesulfuración.

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Tabla II.16.- Condiciones de suministro y retorno de agua de enfriamiento

CONDICIONES DE SUMINISTRO DENTRO DE LB Mín. Nor. Máx.

Presión, kg/cm2 man. 2.5 4.5 6.0 Temperatura, °C 21 28 30

Disponibilidad Condiciones de retorno dentro de LB.

Min. Nor. Máx. Presión, kg/cm2 man. 2.0 2.1 2.5

Temperatura, °C 40 40 46 Análisis

Contenido de Silicio (SiO2), ppm peso máx. 250

Sólidos totales, ppm peso (máx.) 950

pH 6.8-7.2 Óxido de Silicio (SiO2)

ppm 250 Máx.

Dureza como CaCO3, ppm peso

Dureza total como CaCO3, ppm peso 300 Máx.

e) Agua para servicios y usos sanitarios.- La Refinería cuenta, dentro de LB, con la

disponibilidad de agua para servicios y usos sanitarios requerida por el proyecto, con una

presión de 4.0 kg/cm2 y a una temperatura promedio de 26°C.

f) Agua contraincendio.- La Refinería cuenta, dentro de LB, con la disponibilidad requerida por

el proyecto de agua contraincendio, con una presión manométrica en el intervalo de 7.0 –

12.0 kg/cm2 y temperatura ambiente. Las actividades de integración de este servicio,

consideran la extensión de la red del sistema contraincendio a las instalaciones nuevas.

g) Aire de los instrumentos y de plantas.- Se incluirá un paquete de compresores para aire de

instrumentos y aire de plantas para la Planta ULSG 1 y el Sistema de Regeneración de

Amina, integrado por un compresor de aire para instrumentos, con su secador de aire y

tanque acumulador, un compresor de aire para plantas con su secador de aire y tanque

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acumulador, y un compresor de relevo para los dos servicios. Los compresores deben

interconectarse entre sí y con el cabezal de aire correspondiente de la Refinería como

respaldo.

Los compresores y secadores de aire, serán diseñados para ser capaces de cumplir con los

requerimientos esperados y contarán con señalización al Sistema de Control Distribuido (SCD)

de las variables principales y estado de operación; en caso de falla existirá una conexión

automática al sistema de red de la Refinería.

Los sistemas de aire de instrumentos y de plantas deben adecuarse dentro de LB y deben ser

suministrados por compresores de aire libre de aceite y humedad con capacidad suficiente para

satisfacer las necesidades de esta planta.

Los compresores son preferentemente enfriados por aire. En el caso de que sean enfriados por

agua, tendrán un circuito cerrado de agua de enfriamiento, tomando en consideración la calidad

del agua de enfriamiento del sistema de la torre de enfriamiento que suministre a la planta.

Las secadoras de aire de instrumentos, las válvulas de entrada y purgas serán accionadas por

actuadores neumáticos y esta a su vez por solenoides, tanto el tanque receptor, como los filtros

de entrada y salida tendrán un sistema de purga automática a través de solenoides controladas

por temporizadores dentro del mismo control de secuencia de la secadora, el control de la

secadora será automático.

Se contará con una interconexión con la red de aire de plantas de la Refinería al noreste de la

Planta catalítica FCC-2.

h) Gas Combustible.- Será proporcionado por la red de la Refinería y tendrá las

especificaciones indicadas en la Tabla II.17.

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Tabla II.17.- Propiedades y composición del gas combustible

Propiedades Especificaciones Presión, kg/cm2 man. 7.5 (TH-154 Tanque de Balance)*

Temperatura (°C) 21 Poder calorífico inferior, BTU/ft3 std. 959.8

Gravedad específica (referida al aire) 0.6280 Peso molecular 18.20

Composición % mol Hidrógeno 27.50

Metano 44.80 Etano + Etileno 10.40

n-Butano 0.60 Propano 3.70 Propileno 6.40 Butileno 0.40 i-Butano 1.30 i-Pentano 0.20 n-Pentano 0.00

Hexano + Pesados 0.40 Nitrógeno 3.20

Bióxido de Carbono 0.20 H2S 0.0 CO 0.80

Oxígeno 0.10 Total 100.0

i) Gas lnerte (Nitrógeno).- El nitrógeno es requerido para los procedimientos de arranque, paro

y regeneración del catalizador de la planta para lo cual se requiere la instalación de un

tanque termo nuevo.

j) Energía eléctrica.- Se instalará una subestación eléctrica nueva principal (SUB-58), con

transformadores reductores de 13 80014160 volts; 4160 1480 volts; 480 1220-127 volts, con

capacidad para alimentar la Planta ULSG 1 y sus unidades regeneradoras de amina; de

esta misma subestación eléctrica se alimentará en el nivel 41 60 volts a una nueva

subestación eléctrica derivada (SUB-59) con transformadores reductores a 4160 I 480 volts;

480 1 220-127 volts que suministrara energía a la torre de enfriamiento;

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Lo anterior incluye, la construcción de los edificios, cables de 15 KV, cables de 5 KV, ductos

subterráneos y registros eléctricos. La instalación cumplirá con la Norma NRF-048 PEMEX-

2003.

La alimentación a la subestación principal será desde los tableros Bus1 y Bus 3 en 13 800Volts

de la Planta Termoeléctrica "HW", los interruptores que se integrarán a estos tableros serán de

las mismas características técnicas de los existentes.

La subestación eléctrica SUB-58, tendrá transformadores de 10MVA de 13800/4160volts, para

suministrar la energía suficiente para la nueva Torre de Enfriamiento (SUB-59) y ampliaciones

futuras (Tabla II.18).

Tabla II.18.- Energía eléctrica requerida

MOTORES Potencia del

Motor kW (CP) Tensión Diseño

Motor (Volts) Tensión del

Sistema (Volts) Frecuencia

(Hertz) Fases

Menor de 0.746 (1.0)(1) 115, 220 120, 220 60 1 o 3

Actuadores de válvulas (todas las potencias)

220, 460 220, 480 60 3

De 0.746 (1.0) hasta 130.55

(175) 460 480 60 3

Mayores de 1942 (2000) 13200 13800 60 3

NOTA: (1) En áreas de proceso o en otras instalaciones pueden requerirse motores a un nivel de 460 Volts.

La instalación de 2 subestaciones eléctricas nuevas, una para la Planta ULSG 1 y el sistema de

amina y otra para la torre de enfriamiento, fue definida con base en las recomendaciones para

cubrir la demanda del proyecto que se presentaron en el “Estudio de Factibilidad Técnica

Económica, ingeniería conceptual y bases de usuario, para cubrir los servicios principales

requeridos por la planta para reducción de azufre en combustibles limpios de la Refinería de

Salamanca”.

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Todos los motores serán de eficiencia Premium, el aislamiento de los motores serán clase F, los

ventiladores serán metálicos, los motores seránr lubricados de acuerdo a NEMA MG-l, y

tendrán un tratamiento anticorrosivo, todos los motores de 55.95 kW (75 CP) y mayores,

tendrán calentadores de espacio.

Para el caso de los equipos accionados con motores eléctricos de corriente alterna, cuyo

arrancador sea con variador de frecuencia; tendrán un aislamiento reforzado.

k) Iluminación e instrumentos.- En general todas las luminarias, lámparas, balastros y

accesorios tendrán alto rendimiento, alta eficiencia de la luminaria, alto factor de potencia,

con el propósito de ahorro de energía.

El alumbrado de emergencia y las luces de obstrucción serán alimentados por medio un

sistema de energía ininterrumpible (UPS).

Los sistemas de alumbrado cumplirán con lo indicado en la sección 8.12 de la norma NRF-

048-PEMEX-2003.

Tabla II.19.- Especificaciones de iluminación.

Servicio Tipo de alumbrado Tensión

Iluminación en interiores Fluorescente, lámparas

ahorradoras de energía, con balastro eléctrico.

127 Volts, 1 fase, 60 Hz

Iluminación en exteriores de las plantas de proceso

Vapor de sodio alta presión, balastro integral de alto factor de

potencia. 220 Volts, 3 fases, 60 Hz

Instrumentos de control 127 Volts, 1 fase, 60 Hz 24 Volts Corriente Directa

l) Alimentación de energía eléctrica de emergencia.- Para la alimentación de instrumentos,

cargas críticas, sistemas de "shut down", sistema de gas y contraincendio, en general todos

los sistemas de Seguridad de planta, SCD, alumbrado de emergencia, luces de navegación;

serán suministrados por un Sistema de Energía lninterrumpible (UPS) con capacidad

suficiente para mantener energizado el sistema durante 30 minutos a falla total de energía.

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m) Desfogues.- Se instalará un sistema de desfogue completo nuevo e independiente a los

existentes en la Refinería.

Se considerarán como causas de desfogue: fuego, falla de agua de enfriamiento, falla de

energía eléctrica, emergencia.

El sistema completo de desfogue incluirá separadores, tanque de sellos, bombas de

hidrocarburos recuperados, un tanque acumulador dentro de LB de la planta y quemador

elevado (nuevo). La especificación del sistema de desfogues para la Planta ULSG 1, y la

Regeneradora de Amina, se efectuará de acuerdo con los estándares API-520, API-521 y

API-526.

Para los bloqueos de las válvulas de seguridad, se emplearán válvulas del tipo bola de paso

completo, cumpliendo así con los requerimientos del estándar internacional de diseño API

520.

El aceite recuperado de los tanques separadores y de sellos será enviado al circuito cerrado

de la Refinería.

El Licenciador debe indicar, con base en el proceso, los tanques de desfogue requeridos,

indicando el espacio necesario para su instalación dentro del LB. El diseño final será

responsabilidad de la empresa contratista a la que se adjudiquen los trabajos de la

Ingeniería y Construcción del proyecto según lo indicado en el documento Engineering

Project and Construction Contractor, EPC Contractor.

n) Sistemas contraincendio.- Dicho sistema incluirá diagramas para el sistema de detección de

humo, fuego y explosividad, considerando el estudio HAZOP. Se especificarán los niveles

del sistema de seguridad (SIL) requeridos para todas las entradas y salidas de los sistemas

de interconexiones del sistema de paro de emergencia y proporcionar los cálculos de los

mismos. Asimismo, se cumplirá con la normatividad técnica de PEMEX, según se indica en

el Capítulo III.

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II.2 Características particulares del proyecto

En esta sección se presenta información general de las obras y actividades principales de cada

una de las etapas del proyecto.

II.2.1 Programa general de trabajo

El programa general de trabajo comprende 31 meses de actividad, e incluye el periodo de

adquisiciones, preparación del sitio, construcción, pre-arranque y pruebas, según se muestra en

la Figura II.4.

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Figura II.4.- Programa de trabajo del proyecto.

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II.2.2 Preparación del sitio

Dado que las áreas asignadas para las diferentes instalaciones del proyecto son terrenos

planos, libres de vegetación natural y con accesos disponibles, las principales actividades de

preparación de sitio son las siguientes:

• Contratación de personal.

• Excavaciones para cimentaciones e instalaciones subterráneas.

• Acondicionamiento de áreas para maniobras, talleres y almacenes.

• Obras provisionales.

• Uso de maquinaria, equipo y vehículos.

Es importante mencionar que la ingeniería del proyecto considera a las instalaciones nuevas y

modificaciones (adecuación de tanques de almacenamiento e instalación del sistema de control

en el Cuarto de Control Centralizado-Búnker norte), como obras dentro de LB. Las obras y

actividades de las integraciones que se requieran de los equipos e instalaciones con las

instalaciones existentes de las plantas de proceso, servicios principales, tanques de

almacenamiento y casas de bombas que aportan corrientes y servicios a la Planta ULSG 1, se

consideran fuera de LB.

Cabe mencionar que entre las actividades previas a la construcción, fuera de LB, está el diseño

de la ingeniería y el desarrollo de estudios técnicos para la integración de las instalaciones del

proyecto con las instalaciones existentes, según se describe a continuación:

Planta catalítica FCC-2.- Se revisarán y actualizarán los DFP y DTI, identificando el punto de

integración y las adecuaciones necesarias a realizar dentro de LB de esta unidad en las

corrientes de Gasolina Ligera y gasolina pesada que alimentarán a la Planta ULSG 1 y hacia los

dos tanques de gasolina amarga que recibirán estas corrientes así como el producto fuera de

especificación de la Planta ULSG 1.

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Planta Recuperadora de Azufre U-I2 y SRU.- Se revisarán y actualizarán los DFP, DTI,

balances de materia y energía de las plantas recuperadoras de Azufre U-12 y SRU, para

modificar el proceso al incluir la corriente de gas ácido del sistema de Regeneración de Amina y

el gas ácido de aguas amargas de la Planta ULSG 1.

Plantas de Tratamiento de Aguas Amargas.- Se han revisado y actualizado los balances de

materia y energía de la modificación del proceso al incluir la corriente de agua amarga de la

Planta ULSG 1, así como los DFP y DTI que serán modificados. La línea de aguas amargas de

la Planta ULSG 1 se enviará a la planta de tratamiento de aguas amargas AZ y AA-4.

Sistemas de Drenajes.- El Licenciador de acuerdo con los estudios técnicos previos que se

han desarrollado, debe evaluar y verificar que los drenajes deben de estar de acuerdo con el

análisis de riesgo y deben garantizar que tengan capacidad para desalojar el agua necesaria en

caso de siniestro; asimismo, se deberá respetar la filosofía de drenajes de la Planta ULSG 1 y

de la Refinería.

El agua de lluvia colectada en las áreas de proceso, será retenida en una fosa construida ex

profeso para de ahí ser enviada con equipos de bombeo al drenaje pluvial existente. La fosa de

retención de agua pluvial deberá contar además con un sistema de recuperación de los

hidrocarburos que pudieran haber sido arrastrados con el agua de lluvia, para posteriormente

enviarlos a tanques de slop,

El agua aceitosa y la recuperación de purgas de hidrocarburos serán incluidas en la Ingeniería

La Planta contará con drenaje pluvial, drenaje químico, drenaje aceitoso y drenaje sanitario.

Se contará, dentro de LB con un sistema de sellado de separación de aceite del drenaje

aceitoso de copas y de vaciado de equipos.

El drenaje sanitario deberá ser totalmente independiente de los otros sistemas.

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La Planta debe contar con sistemas de drenajes cerrados y abiertos, se tendrán los tipos

siguientes:

• Aceitoso: Manejará purgas de las bombas, equipo en general y se envía a un cárcamo de

retención tipo API (cerrado), donde se recuperará el hidrocarburo para su envío a un

tanque de SLOP y el agua al drenaje aceitoso existente.

• Pluvial: Recolectará toda el agua de lluvia del área de proceso de la planta ULSG-1 y

sistemas de Regeneración de Amina y se tendrá la opción de enviarse al cárcamo de

retención tipo CPI (cerrado) o directamente a la red de drenaje aceitoso existente.

• Sanitario: Se debe colectar en una fosa séptica dentro de L.B. para interconectarse

después con el cárcamo de aguas sanitarias urbanas para su posterior tratamiento en la

PTAR.

• Químico: Se debe tener un sistema de drenaje químico cerrado para manejo de purgas

del circuito de DEA.

Los drenajes existentes fuera de LB, fueron verificados por el IMP para determinar y/o verificar

su capacidad para recibir el flujo de la Planta ULSG 1 y del sistema de Regeneración de Amina,

con objeto de integrar los drenajes a las instalaciones existentes. El Licenciador deberá

considerar los resultados de esta verificación y definir las acciones necesarias para atender las

limitantes detectadas en los drenajes existentes y ejecutar los cambios requeridos.

Líneas de Procesos.- Se realizará la revisión y actualización de los DFP’s y DTl's de las líneas

de Proceso de los productos a manejar que serán modificadas en este proyecto, en las

diferentes áreas involucradas.

Tanques de almacenamiento (carga).- En el diseño y selección de tanques de

almacenamiento para gasolinas, se considerará el uso de tanques con techo flotante externo

para minimizar riesgos y emisiones al ambiente, de acuerdo a lo establecido en el API, para los

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tanques de almacenamiento existentes TV-54 y TV-55; con dos bombas para su manejo a

reproceso de la misma planta y realizar las integraciones necesarias de estos tanques a la

Planta catalítica FCC-2 y la Planta ULSG 1.

II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto

Las obras y actividades provisionales son aquellas que se realizarán temporalmente durante las

etapas de preparación del sitio y la construcción; entre ellas se cuentan la habilitación de patios,

talleres y almacenes de obra, y servicios sanitarios. El área que puede ser ocupada durante

esta etapa se limitará a la superficie del proyecto; es decir a las áreas que ocuparán las

instalaciones, y en caso de ser necesario espacios adicionales, se utilizarían áreas libres

disponibles, con suelo cubierto con concreto.

II.2.4 Etapa de construcción

A continuación se presenta un listado del equipo y/o maquinaria que típicamente se utiliza

durante la construcción (unidades móviles):

• Grúas móviles

• Plataformas

• Camiones con grúa

• Cargueros delanteros

• Equipo de compactación

• Pick ups

• Máquinas soldadoras

• Compactadoras

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Asimismo, se considera el empleo y consumo de materiales de construcción, tales como:

• Cemento

• Madera para cimbra y triplay

• Mortero

• Gases para soldar (oxígeno y acetileno)

• Acero de refuerzo

• Malla ciclónica

• Acero estructural

• Lámina

• Pinturas

• Gases para soldar

Estos materiales serán adquiridos tanto en forma local cómo foránea y serán trasladados al sitio

por servicio de transporte de carga autorizado y apropiado.

El suministro de los servicios auxiliares, recursos y materiales necesarios para las actividades

de etapa del proyecto, es responsabilidad de los contratistas.

II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento

La función de diseño de la planta es reducir el contenido global de azufre de la gasolina (naftas

ligera y pesada) de la planta de desintegración catalítica (FCC-2). Las instalaciones principales

del proceso son dos columnas de destilación catalítica; la columna CDHydro y la columna

CDHDS.

La corriente de gasolina catalítica ligera es alimentada a la columna CDHydro en donde se

remueven los mercaptanos del producto destilado ligero. El producto de fondo de la columna

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CDHydro y la gasolina catalítica pesada son alimentados a la columna CDHDS, donde el azufre

que contiene la alimentación se convierte a ácido sulfhídrico (H2S). El ácido sulfhídrico en el gas

amargo es removido por contacto con una solución de amina pobre en la absorbedora de amina

del gas de recirculación de la CDHDS. Los productos de los domos y fondos de la columna

CDHDS son alimentados a una tercera columna, la columna agotadora de H2S para remover el

ácido sulfhídrico y otros componentes ligeros. Los productos del fondo de la columna agotadora

de H2S son pasados a través de tren de precalentamiento y luego alimentados al reactor de

pulido. El reactor de pulido trata la corriente líquida de la agotadora de H2S, haciendo

reaccionar los mercaptanos y otros compuestos de azufre residuales. El efluente del reactor de

pulido es alimentado a la estabilizadora de gasolina para remover el H2S y otros componentes

ligeros del producto final: gasolina de ultra bajo azufre, la cual contiene 10 ppm o menos en

peso de azufre. El producto ligero destilado de la columna CDHydro y el producto del fondo de

la estabilizadora de gasolinas son combinados antes de enviarse a almacenamiento fuera del

LB. Para mostrar de manera gráfica las principales operaciones y secuencia del proceso

productivo, en la Figura II.5 se presenta un diagrama de bloques del proceso que se llevará a

cabo en las instalaciones de la Plantas ULSG 1.

En el Anexo II.4, se incluyen los Diagramas de flujo de proceso y los planos que el Licenciador

ha emitido como parte de la ingeniería conceptual.

De forma general, la unidad de proceso CDHydro/CDHDS consiste en columnas de destilación

catalítica y columnas de destilación convencionales completas con acumuladores de reflujo,

bombas, rehervidor a fuego directo, compresor de hidrógeno fresco, compresor de gas de

recirculación , absorbedoras de amina, un reactor de lecho fijo y equipos asociados con los

trenes de integración de calor. La Tabla II.20, presenta una lista detallada del equipo que

integra las instalaciones del la Planta ULSG 1, la nomenclatura y descripción, corresponde a

los Diagramas de Flujo de Proceso proporcionados por el Licenciador, incluidos en el Anexo I.1

del Capítulo I.

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Figura II.5.- Diagrama de bloques del proceso Planta ULSG 1.

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Tabla II.20.- Lista general de equipo.

LISTA DE EQUIPOS SALAMANCA (U-3000) Cliente: PEMEX REFINACION

Proyecto: Planta desulfuradora de gasolina (ULSG 1) Localización: Salamanca, Gto, México

Rev. 2: 10/12/2007 No. Equipo Tipo de equipo Descripción de equipo

DA-3101 Torre Columna CDHYDRO

DA-3201 Torre Columna CDHDS

DA-3202 Torre Absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS

DA-3203 Torre Agotador de H2S

DA-3301 Torre Columna estabilizadora de nafta

DA-3302 Torre Absorbedor de gas de venteo con amina

DC-3301 Reactor Reactor de pulido

FA-3101 Tanque Tanque acumulador de carga de CDHYDRO

FA-3102 Tanque Tanque acumulador de reflujo de CDHYDRO

FA-3103 Tanque Tanque acumulador de carga de CDHDS

FA-3104 Tanque Tanque separador del compresor del gas de recirculación de CDHYDRO

FA-3105 Tanque Tanque separador del compresor Booster de Hidrógeno fresco.

FA-3201 Tanque Tanque acumulador fRío de CDHDS

FA-3202 Tanque Tanque separador fRío de CDHDS

FA-3203 Tanque Tanque separador de exhaustos del absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS

FA-3204 Tanque Tanque acumulador de reflujo del agotador de H2S

FA-3205 Tanque Tanque separador del compresor de gas recirculado de CDHDS

FA-3206 Tanque Tanque acumulador caliente del rector de pulido

FA-3301 Tanque Tanque acumulador fRío del reactor de pulido

FA-3302 Tanque Tanque acumulador de reflujo de la estabilizadora de nafta.

FA-3303 Tanque Tanque separador del absorbedor con amina de gas de venteo.

FA-3304 Tanque Acumulador de aguas amargas

Rev. No. 0







LISTA DE EQUIPOS SALAMANCA (U-3000) FA-3305 Tanque Tanque acumulador frío de CDHDS

FA-3701 Tanque Tanque de desfogue

EA-3101 A/B Intercambiador de

calor Coraza/Tubo

Precalentadores de carga de CDHYDRO

EA-3102 A/B Intercambiador de calor Enfriador de vapor de CDHYDRO

EA-3103 A/B Intercambiador de calor Rehervidor de fondos de CDHYDRO

EA-3104 A/B Intercambiador de calor Rehervidor lateral de CDHYDRO

EA-3105 A/B Intercambiador de calor Enfriador del producto de Nafta Catalítica Ligera

EA-3107 A/B Intercambiador de calor

Precalentador de carga de Nafta Catalítica Pesada

EA-3108 A/B Intercambiador de calor Enfriador de Hidrógeno Fresco de retorno

EA-3108S A/B Intercambiador de calor Enfriador de Hidrógeno Fresco de retorno

EA-3201 A/B Intercambiador de calor Intercambiadores de carga/domos de CDHDS

EA-3202 A/B Intercambiador de calor Generador de vapor de media


Enfriador del venteo del separador fRío de CDHDS

EA-3204 Intercambiador Coraza – Tubo Condensador de gas amargo

EA-3205 Intercambiador Coraza – Tubo Calentador del agotador de H2S


Intercambiadores de carga/ efluente del Reactor de Pulido

EA-3302 Intercambiador Coraza – Tubo Calentador de la carga al Reactor de Pulido

EA-3303 Intercambiador Coraza – Tubo Enfriador de gas de purga

EA-3304 Intercambiador Coraza – Tubo Calentador de la estabilizadora de Nafta

EA-3305 Intercambiador Coraza – Tubo

Enfriador de producto estabilizado de Nafta Catalítica Pesada

EA-3306 Intercambiador Coraza – Tubo

Enfriador de vapor del separador fRío del Reactor de Pulido

EC-3101 Intercambiador – Condensador de CDHYDRO

Rev. No. 0







LISTA DE EQUIPOS SALAMANCA (U-3000) Enfriado con aire

EC-3102 Intercambiador – Enfriado con aire

Enfriador Solo-aire de Naftas Catalíticas Ligeras producto

EC-3201 Intercambiador – Enfriado con aire Enfriador de vapor de domos de CDHDS

EC-3202 Intercambiador – Enfriado con aire Condensador del agotador de H2S

EC-3203 Intercambiador – Enfriado con aire Enfriador de domos de CDHDS


Condensador de vapor caliente del Reactor de Pulido

EC-3302 Intercambiador – Enfriado con aire Condensador de la estabilizadora de Nafta


Enfriador de Nafta Catalítica Pesada Estabilizada producto

BA-3201 Intercambiador – Calentado con combustible

Calentador de CDHDS

GB-3101 Compresor Compresor de gas de recirculación de CDHYDRO

GB-3102/S Compresor Compresor del Booster de Hidrógeno Fresco

GB-3201/S Compresor Compresor de gas de recirculación de CDHDS

GA-3101/S Bomba Bombas de carga hacia CDHYDRO

GA-3102/S Bomba Bombas de reflujo de CDHYDRO

GA-3103/S Bomba Bombas de fondos de CDHYDRO

GA-3104/S Bomba Bombas de carga de CDHDS

GA-3201/S Bomba Bombas de reflujo de CDHDS

GA-3202/S Bomba Bombas de circulación del calentador de CDHDS

GA-3203/S Bomba Bombas de reflujo del agotador de H2S

GA-3204/S Bomba Bombas de carga del reactor de pulido

GA-3301/S Bomba Bombas de reflujo de la estabilizadora

GA-3302/S Bomba Bombas de fondos de la estabilizadora

GA-3303/S Bomba Bombas de recirculación de fondos de la Estabilizadora

GA-3304/S Bomba Bombas de aguas amargas

GA-3701/S Bomba Bombas de quemadores

Rev. No. 0







LISTA DE EQUIPOS SALAMANCA (U-3000) FD-3101/S Filtro Filtros de reflujo de la columna CDHYDRO

FD-3102/S Filtro Filtros de carga de la columna CDHDS

FD-3103/S Filtro Filtros de carga de Nafta

FD-3201/S Filtro Filtros de reflujo de CDHDS

M-3201 Sobrecalentador Desobrecalentador a Vapor de Media

PA-3101 Paquete de lubricación de aceite para el GB-

3101 Sistema de aceite de lubricación para GB-3101

PA-3102/S Paquete para compresor reciprocante GB-3102/S

Equipo auxiliar para compresor reciprocante GB-3102/S

PA-3201/S Paquete para compresor reciprocante GB-3201/S

Equipo auxiliar para compresor reciprocante GB-3201/S

PA-3202 Paquete DMDS Sistema de inyección de Disulfuro de Dimetilo (DMDS)

Fuente: List Equipment Rev 3. CDTECH, 2007

La columna CDHydro contiene dos camas de catalizadores. El catalizador de la cama inferior

es base níquel. El catalizador de la cama superior es base paladio.

Los catalizadores pueden perder su actividad por diferentes mecanismos y la pérdida puede ser

temporal o permanente. Los principales venenos del catalizador son los metales pesados, tales

como plomo o arsénico, que les causan una desactivación permanente. El agua, azufre

elemental y compuestos de azufre son inhibidores.

El catalizador del reactor de pulido es base cobalto y molibdeno. Su principales venenos son el

silicón, metales pesados (plomo y arsénico) y agua.

Para el arranque de las instalaciones de la Planta ULSG 1, se requiere de procesos de

acondicionamiento de los catalizadores en el que se utilizan sustancias químicas.

Para el catalizador de la columna CDHydro se requiere de un hidrocarburo C5 saturado dulce

como gasolina, diesel ligero o keroseno puede ser aceptado, tal que sea calentado a 350o F.

Rev. No. 0







Para la activación de los catalizadores de la columna CDHDS y el reactor de pulido, se requiere

de hidrocarburos más pesados. Para la sulfuración de estos catalizadores se requiere de DMDS

de alta pureza (99%) y MDEA al 40 % en peso. Adicionalmente debe considerarse que como el

sustrato del catalizador de CDHDS es higroscópico, se requiere nitrógeno puro para remover la

humedad que éste haya absorbido de la atmósfera durante su empacado y manejo. El proceso

de secado dura aproximadamente 10 horas. En caso de que la reactivación de los

catalizadores, se requiere nitrógeno y solución de sosa cáustica, así como vapor de baja

presión y aire.

En relación al consumo de agua estimado para el Proyecto, PEMEX estima un flujo aproximado

de 320.5 Ton/h, lo que representa menos del 17% del consumo actual total de la Refinería,

según se muestra en la Tabla II.21.

Tabla II.21.- Consumo y descarga de agua

CONCEPTO UNIDAD FLUJO Flujo autorizado de extracción (1) T/h 2671.2

Flujo de consumo total actual (flujo medio modal) (2) T/h 1956.7

Flujo total con Proy. Gasolinas (2) T/h 2277.2 Flujo Proyecto Gasolinas (2) T/h 320.5

Consumo de Proyecto Gasolina, respecto al consumo actual % 16.4

Consumo actual, respecto al flujo autorizado % 73.3

Consumo total con Proyecto de Gasolina, respecto al flujo

autorizado %

85.3 Agua residual actual (3) T/h 415.1 Agua residual respecto al

consumo total actual % 21.2

Agua residual adicional con Proyecto (4) T/h

320.5 NOTAS: (1) Flujo total autorizado por la CNA (2) Balance hidráulico. PEMEX-Refinación (3) COA PEMEX-Refinación. 2005 (4) Considerando la descarga del total de consumo por el proyecto de Planta ULSG 1

Rev. No. 0







II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto

Tal como se ha descrito en este capítulo, el proyecto consta básicamente de la Planta ULSG 1 y

su sistema de Regeneración de Amina y como obras asociadas al proyecto se pueden citar las

siguientes (las cuales han sido descritas en la sección II.1.1).

• Cuarto satélite

• Tanques de almacenamiento para producto

• Equipos de bombeo

• Líneas de arranque y lavado de catalizador

• Cuarto de operadores

• Control distribuido en el Cuarto de Control Búnker – Norte

• Servicios auxiliares

• Integración de instalaciones

• Quemador

• Subestaciones eléctricas

II.2.7 Etapa de abandono del sitio

Al final del periodo de vida útil de las instalaciones, normalmente se realiza una evaluación

técnica-económica tomando en cuenta factores tales como el nivel de mantenimiento recibido,

el estado de los equipos e instalaciones, para definir el costo de su reparación o reposición, tal

que se compare con el costo de operación, para decidir si es conveniente reinvertir para

prolongar la vida del proyecto, como se hace frecuentemente o se suspende la operación al

término de los primeros 20 años.

En caso de suspensión de operaciones, las instalaciones serán desmanteladas y el sitio debe

ser estudiado para determinar sus condiciones ambientales, principalmente del suelo y

Rev. No. 0







subsuelo. En caso de ser requerido se definirían y ejecutarían acciones de restauración

adecuadas de mitigación o recuperación ambiental.

II.2.8 Utilización de explosivos

No se prevé el uso de explosivos en ninguna de las etapas del proyecto.

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

El diseño del proyecto incluye la optimización de recursos y procesos, así como el uso de la

mejor tecnología disponible, lo cual es propio de los requerimientos de la ingeniería del mismo;

de tal manera que se tiene considerada la minimización de la generación de residuos y de

emisiones en cada etapa del proyecto.

De igual forma, como parte de las políticas y especificaciones del proyecto, se cumplirá con las

obligaciones aplicables en la legislación ambiental de tal manera que se deberá contar con los

recursos humanos, materiales y económicos necesarios, para el control de residuos sólidos y

líquidos, así como de emisiones a la atmósfera.

Etapa de preparación del sitio

Por las actividades que se realizarán durante esta etapa del proyecto, se prevé la generación de

los siguientes residuos y emisiones:

• Residuos sólidos: basura general y de servicios sanitarios del personal

• Aguas residuales sanitarias, generadas por el personal contratista.

• Residuos peligrosos: aceite usado y sólidos con aceite y grasas de maquinaria, equipos

y vehículos de contratistas

Rev. No. 0







• Emisiones a la atmósfera de gases de combustión generados por los motores de la

maquinaria y vehículos de contratistas.

• Emisiones a la atmósfera de polvos y partículas debido a la carga, descarga y transporte

de tierra o suelo de las excavaciones.

• Residuos de tierra, proveniente de las excavaciones de suelo para las cimentaciones

• Residuos de materiales de construcción generados por el acondicionamiento de áreas

para maniobras, talleres y almacenes, y obras provisionales.

Etapa de construcción y arranque

Entre los principales residuos y emisiones que se prevén debido a las actividades a desarrollar

son los siguientes:

• Residuos de materiales de construcción, que pueden incluir cascajo, restos de morteros,

mampostería y ladrillos, plásticos, chatarra de fierro, pedacería de metal, cables y otros.

• Residuos peligrosos como aceites gastados, filtros usados, sólidos impregnados de

grasa, aceite o solvente, envases de sustancias químicas tales como solventes, pinturas

y limpiadores, restos de soldadura, lodos de limpieza de tanques por habilitar, y de

tubería y equipos por integrar, catalizadores usados en pruebas de arranque, lodos

acumulados e equipos y tubería durante pruebas de arranque, entre otros.

• Emisiones a la atmósfera de gas combustible, gas amargo, gas ácido y ácido sulfhídrico

provenientes de las pruebas de arranque de los venteos de equipos y del quemador

elevado.

Rev. No. 0







• Emisiones a la atmósfera como gases de combustión provenientes de los motores de la

maquinaria y equipo de contratistas, así como del venteo del calentador de combustión

directa de la torre CDHDS durante las pruebas de arranque.

• Residuos sólidos como basura general y de servicios sanitarios del personal

• Aguas amargas generadas durante las pruebas de arranque de los equipo de proceso.

• Aguas residuales sanitarias generadas por el personal contratista.

• Emisiones a la atmósfera de polvos, partículas, humos y vapores debido a la carga,

descarga y transporte de tierra o suelo de las excavaciones, y por la construcción,

soldadura y pintado de instalaciones.

Etapa de operación y mantenimiento

Los principales residuos y emisiones previstos durante esta etapa del proyecto son los

siguientes:

• Residuos sólidos generados durante actividades de mantenimiento tales como cascajo,

restos de morteros, mampostería y ladrillos, plásticos, chatarra de fierro, pedacería de

metal, cables y otros.

• Residuos peligrosos como aceites y solventes gastados, filtros usados, sólidos

impregnados de grasa, aceite o solvente, envases de sustancias químicas tales como

solventes, pinturas y limpiadores, restos de soldadura, lodos y sedimentos de limpieza

de tanques, de tubería, equipos y drenajes, catalizadores usados, restos de aceite

dieléctrico, entre otros.

• Emisiones a la atmósfera de gas combustible, gas amargo y gas ácido provenientes de

venteos de equipos y del quemador elevado.

Rev. No. 0







• Emisiones a la atmósfera como gases de combustión provenientes de los motores de la

maquinaria y equipo de contratistas, así como de venteo del calentador de combustión

directa de la torre CDHDS.

• Residuos sólidos como basura general y de servicios sanitarios del personal

• Aguas amargas generadas durante las pruebas de arranque de los equipo de proceso.

• Aguas residuales sanitarias generadas por el personal.

• Emisiones a la atmósfera de polvos, partículas, humos y vapores debido a las

actividades eventuales de soldadura y pintado de instalaciones por mantenimiento.

II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición adecuada de los residuos

Se reitera que el diseño del proyecto ha previsto la minimización y el manejo adecuado de

residuos que se pueden generar en las diferentes actividades y etapas del proyecto. Asimismo y

en cumplimiento de la legislación mexicana vigente, en cada etapa del proyecto, los residuos

serán debidamente clasificados y separados, considerando su tipo (orgánicos e inorgánicos),

potencial de reúso o reciclaje, su volumen y sus características de peligrosidad (peligrosos y no

peligrosos).

De acuerdo con la Ley General Para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, PEMEX

es responsable de los residuos que se generen durante las diferentes etapas del proyecto y

tendrá corresponsabilidadad con el contratista que designe para el manejo y disposición final de

los mismos.

Para el manejo de los residuos generados durante las actividades de operación, la Refinería

cuenta con almacén temporal de residuos peligrosos, el cual será también ocupado para el

almacenamiento temporal de los residuos peligrosos que se generarán durante la etapa de

operación y mantenimiento del proyecto. Este almacén es actualmente controlado por personal

Rev. No. 0







capacitado, y sus instalaciones cumplen con los requisitos establecidos en la legislación

aplicable en lo relativo al envasado, etiquetado, control de entradas y salidas del almacén

Además las operaciones de manejo dentro del almacén de residuos peligrosos son realizadas

conforme procedimientos establecidos para asegurar con debido control de cantidades de

residuos, el tiempo de almacenamiento, la entrega a empresas de servicio autorizado para

transporte y disposición final. El personal asignado, se encarga del registro documentado de los

movimientos de residuos en el almacén y los envíos a sitios autorizados para disposición final.

En general, el manejo de los residuos y su disposición final, así como de las emisiones líquidas

y gaseosas, incluye lo siguiente:

• El manejo de estos residuos cumplirá con los requisitos legales vigentes, tal que serán

debidamente clasificados y separados, envasados en contenedores identificados,

almacenados temporalmente en instalaciones adecuadas, enviados a sitios de

tratamientos, reciclaje o disposición final con empresas de servicio y de transporte

autorizado, manteniéndose los registros tales como bitácoras de generación, y

manifiestos de entrega a transporte y disposición final.

• Los residuos no peligrosos, serán debidamente separados y manejados para obtener la

máxima recuperación de materiales reciclables, evitando su contaminación con residuos

peligrosos.

• Los residuos sanitarios generados durante las etapas de preparación del sitio,

construcción y pruebas de arranque, y mantenimiento (cuando sea necesario), serán

colectados en sanitarios portátiles provisionales, cuyo contenido será retirado del sitio

por camiones apropiados y enviados a sitios autorizados para su disposición final.

Durante la etapa operación, los servicios e instalaciones sanitarias, contarán con drenaje

segregado acorde con la configuración actual de la Refinería, de tal forma que los

residuos de aguas sanitarias se envíen al sistema de tratamiento correspondiente,

previo a su descarga conforme con las condiciones autorizadas.

Rev. No. 0







• Los residuos sólidos, especiales y peligrosos que sean factibles de ser reciclados o

reutilizados, (aceite, papel, cartón, plásticos, vidrio, latas, metales y trapos, entre otros)

puedrán ser entregados a empresas de servicio autorizadas.

• Los residuos de construcción, se almacenarán temporalmente en áreas cercanas a los

puntos donde se realice la obra dentro del predio, su recolecta y disposición final se

llevará a cabo a través de un contratista externo en un sitio autorizado por las

autoridades correspondientes.

• Para los residuos no peligrosos (de tipo urbano) generados por el personal en las

diferentes etapas del proyecto (orgánicos e inorgánicos), se establecerá un sistema de

recolección con la ubicación de un número adecuado de contenedores por tipo residuo,

en diferentes puntos de las áreas del proyecto. Los residuos que no sean factibles de

ser reciclados, serán dispuestos en depósitos o rellenos sanitarios autorizados para tal

efecto.

• Entre los residuos líquidos, se encuentran las aguas amargas las cuales se enviarán a

plantas de tratamiento existentes en la Refinería, cuya descarga general hacia el Río

Lerma, deberá cumplir con la calidad indicada en la normatividad ambiental igente

aplicable.

• Las emisiones a la atmósfera que se prevén en el proyecto provenientes de venteos de

los diferentes tanques separadores, de recirculación y de almacenamiento, las

descargas de relevo o desfogues que se emitirán en condiciones de paros ordenados o

por ensuciamiento de la planta, estarán dirigidas a la red de combustible de la Refinería

y eventualmente al quemador elevado nuevo.

• En relación gas combustible generado durante las pruebas de arranque y durante la

operación normal de las instalaciones, será tratado en las absorbedoras de amina para

reducir su concentración de azufre a 20 ppm en volumen, y posteriormente será

alimentado a la red general de combustible de la Refinería.

Rev. No. 0







• Otras corrientes gaseosas, como las emitidas en los tanques separadores previos a la

estabilizadora de naftas (DA-3301) y en la absorbedora de gas de purga (DA-3202),

podrán ser recuperadas por su composición en hidrógeno, como H2 de reciclo, el cual

será recirculado al calentador de la columna CDHSD (DA-3201) y a la columna

agotadora de H2S (DA-3203).

• El gas ácido que se generará en Regeneradora de Aminas, será enviado a la planta

recuperadora de azufre, la cual será rehabilitada para mejorar su eficiencia y capacidad

para tratar esta corriente. El azufre elemental recuperado (sólido) tiene un valor

comercial, por lo que la Refinería lo maneja como un subproducto.

Anexo II.1.- Identificación general de instalaciones del proyecto.

Anexo II.2.- Video de presentación.

Anexo II.3.- Fotografías del sitio.

Anexo II.4.- Diagramas y planos de ingeniería conceptual

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proyecto: RPSA044071




III.- VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO

CONTENIDO

III. VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO........................................................................................................................3

III.1. Planes y programas de desarrollo .....................................................................................4 III.1.1. Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012..........................................................................4 III.1.2. Programa Sectorial de Medio Ambiente y Recursos Naturales 2007-2012 ..................12 III.1.3. Plan Estatal de Ordenamiento Territorial ......................................................................12 III.1.4. Plan de Gobierno Municipal de Salamanca 2006-2009 ................................................13 III.1.5. Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas...............................15

III.2. Marco legal .........................................................................................................................15 III.2.1. Tratados Internacionales...............................................................................................16

III.2.1.1 Protocolo de Kioto....................................................................................................16 III.2.1.2 Acuerdo por el que se propone fortalecer y consolidar la posición de México en

materia de cambio climático.....................................................................................19 III.2.2. Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente....................................20 III.2.3. Ley de Aguas Nacionales..............................................................................................21 III.2.4. Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos ............................22 III.2.5. Ley General de Desarrollo Sustentable Forestal ..........................................................23 III.2.6. Ley para la Protección y Preservación del Ambiente del Estado de Guanajuato .........23 III.2.7. Ley de Aguas para el Estado de Guanajuato................................................................24 III.2.8. Ley para la Gestión Integral de Residuos del Estado y los Municipios de Guanajuato 25 III.2.9. Reglamentos .................................................................................................................25 III.2.10. Normas Oficiales Mexicanas.........................................................................................28

III.3. Análisis de la vinculación con los ordenamientos jurídicos .........................................33

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LISTA DE TABLAS

Tabla III.1. Normas Oficiales Mexicanas ambientales aplicables al Proyecto. ........................... 28 Tabla III.2. Otras Normas adicionales vinculadas con el Proyecto. ............................................ 30

LISTA DE FIGURAS

Figura III.1.-Pirámide Jurídica de Kelsen. ..................................................................................... 4

ANEXOS

Anexo III.1.- Zonificación ecológica de Salamanca. Anexo III.2.- Proyecto MDL Formato “Project Idea Note” (PIN). Anexo III.3.- Autorizaciones oficiales de la Refinería.

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III. VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO

Con base en las características del proyecto, en este Capítulo se identifican y analizan los

diferentes instrumentos de planeación que ordenan la zona donde se ubicará. Lo anterior a fin

de sujetarse a los lineamientos y disposiciones aplicables. De acuerdo con el contenido del

Capítulo 2, el proyecto se encuentra insertado en el marco jurídico de la Industria del Petróleo,

es un proyecto de inversión pública de una Planta de Desulfurización de Gasolina Catalítica

para la producción de Gasolina Ultra Bajo Azufre (proyecto Planta USLG 1), sus servicios

auxiliares e integración a la Refinería en el municipio de Salamanca del estado de Guanajuato.

Las obras y actividades del proyecto se desarrollarán dentro de la Refinería “Ing. Antonio M.

Amor”, la cual está políticamente ubicada en el municipio de Salamanca, del estado de

Guanajuato.

De esta manera, por su ubicación el proyecto Planta ULSG 1 se vincula con Planes de

Ordenamiento Territorial, Programas de Desarrollo Nacional, así como Planes de Desarrollo del

Estado de Guanajuato, entre otros. Por su naturaleza industrial (industria del petróleo) el

proyecto se vincula con la legislación ambiental en materia de impacto y riesgo ambiental,

aprovechamiento de agua, generación y manejo de residuos (peligrosos y no peligrosos),

generación de ruido y emisiones a la atmósfera.

El análisis de los ordenamientos jurídicos nacionales que en materia ambiental se encuentran

vinculados con el proyecto, se presenta conforme a la estructura de Kelsen es decir, ordenados

jerárquicamente. Para la ejecución de los mismos se debe tomar en cuenta el nivel de gobierno

al que corresponden con competencia de los tres niveles del gobierno: Federal, Estatal y

Municipal (Figura III.1).

De igual forma, se revisa la aplicación de las NOM vigentes, en los rubros y las temáticas que

competen a este análisis.

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Figura III.1.-Pirámide Jurídica de Kelsen.

III.1. Planes y programas de desarrollo

La vinculación del proyecto Planta ULSG 1 con los planes de desarrollo es totalmente aplicable

en materia de política económica y medio ambiente. Lo anterior se desprende de lo indicado en

el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012.

III.1.1. Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012

El Plan Nacional de Desarrollo (PND) tiene como finalidad establecer los objetivos nacionales,

las estrategias y las prioridades que durante la Administración 2007 a 2012 deberá regir la

acción del gobierno, de tal forma que ésta tenga un rumbo y una dirección clara. Representa el

compromiso que el Gobierno Federal establece con los ciudadanos y que permitirá, por lo tanto,

la rendición de cuentas, que es condición indispensable para un buen gobierno.

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El P ctores:

1. Estado de Derecho y seguridad.

2. Economía competitiva y generadora de empleos.

3. Igualdad de oportunidades.

4. Sustentabilidad ambiental.

subtemas; también tienen

definidos sus objetivos y sus estrategias de acción. Debido a la relevancia de los ejes 2 y 4, a

a de empleos

Objetivo 15.- Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los

mandan los consumidores.

y productividad en los distintos

segmentos de la cadena productiva. Por otro lado, la capacidad de refinación en México se ha

ND está estructurado en cinco ejes re

5. Democracia efectiva y política exterior responsable.

Cada uno de los ejes rectores se divide en diferentes temas y

continuación se transcribe su contenido vinculado con el proyecto.

Eje 2: Economía competitiva y generador

Tema: Infraestructura para el desarrollo

Subtema: 2.11 Energía: electricidad e hidrocarburos

insumos energéticos que de

Sector de hidrocarburos

El sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el petróleo crudo,

el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a precios competitivos,

minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares de calidad internacionales. Ello

requerirá de medidas que permitan elevar la eficiencia

mantenido prácticamente constante en los últimos 15 años.

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en

petroquímica existe una industria desintegrada, con altos costos de producción y baja

ncia y mejorar la rendición de cuentas. También resulta

indispensable realizar acciones para elevar los estándares de seguridad y reducir el impacto

introducción de las mejores prácticas de gobierno

corporativo y de mecanismos que permitan un mejor manejo y utilización de los hidrocarburos,

ilibrar la extracción de hidrocarburos y la

incorporación de reservas, a fin de garantizar que las generaciones futuras de mexicanos gocen

y

ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la capacidad de almacenamiento,

de

infraestructura energética de alta tecnología, así como promover proyectos de investigación y

eciendo a Petróleos Mexicanos y promoviendo mejores condiciones de

competencia en aquellas áreas en las que, por sus características, se incorpore inversión

complementaria.

Las importaciones de gasolina han crecido significativamente y en 2006 casi cuatro de cada

diez litros consumidos en el país fueron suministrados por el exterior. Por su parte,

competitividad, lo que genera montos insuficientes de inversión e importaciones crecientes.

Finalmente, Petróleos Mexicanos tiene áreas de oportunidad en materia de organización que le

permitirían operar con mayor eficie

ambiental de la actividad petrolera.

En este sentido, es necesario fomentar la

con seguridad y responsabilidad ambiental.

ESTRATEGIA 15.1 Fortalecer las atribuciones rectoras del Estado sobre las reservas y la

administración óptima de los recursos, procurando equ

de los beneficios de la riqueza del subsuelo nacional.

ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la modernización

suministro, transporte y el desarrollo de plantas procesadoras de productos derivados y gas.

ESTRATEGIA 15.3 Fomentar mecanismos de cooperación para la ejecución de proyectos

desarrollo tecnológico que aporten las mejores soluciones a los retos que enfrenta el sector.

ESTRATEGIA 15.4 Revisar el marco jurídico para hacer de éste un instrumento de desarrollo

del sector, fortal

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ESTRATEGIA 15.6 Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad

y de mitigación del impacto ambiental.

ESTRATEGIA 15.7 Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en especial de crudos

pesados.

En este sentido, con el proyecto de la Planta ULSG 1, PEMEX manifiesta su compromiso de

invertir en sus procesos productivos para aumentar su competitividad que permitan un mejor

manejo y utilización de los hidrocarburos, con seguridad y responsabilidad ambiental.

Eje 4. Sustentabilidad ambiental

La sustentabilidad ambiental se refiere a la administración eficiente y racional de los recursos

naturales, de manera tal que sea posible mejorar el bienestar de la población actual sin

comprometer la calidad de vida de las generaciones futuras.

Es momento de convertir la sustentabilidad ambiental en un eje transversal de las políticas

públicas. México está aún a tiempo de poner en práctica las medidas necesarias para que todos

los proyectos, particularmente los de infraestructura y los del sector productivo, sean

compatibles con la protección del ambiente.

Tema: Protección del medio Ambiente Subtema: Cambio Climático

El uso de combustibles fósiles y tecnologías industriales atrasadas, el cambio de uso del suelo y

la destrucción de millones de hectáreas forestales están provocando un aumento en la

concentración de los Gases de Efecto Invernadero (GEI) en la atmósfera.

En el contexto del actual modelo global de desarrollo, se han propiciado mejoras en algunos

países y regiones; sin embargo el medio y los recursos naturales continúan deteriorándose a

una velocidad alarmante. El cambio climático, la reducción de la capa de ozono, la lluvia ácida,

el incremento de los residuos municipales e industriales, la contaminación del suelo y el agua

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con contaminantes como metales pesados, desechos tóxicos, entre otros. La pérdida de

recursos forestales, la desertificación, la sobreexplotación de los recursos hídricos y la pérdida

de la biodiversidad son algunas de sus consecuencias.

Para que el país implante el sistema de desarrollo enfocado en la sustentabilidad ambiental, es

indispensable que los sectores productivos y la población adopten modalidades de producción y

consumo que aprovechen con responsabilidad los recursos naturales.

Objetivo 10.- Reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero

Como signatario del Protocolo de Kioto, México ha aprovechado, aunque aún de manera

incipiente, el potencial para generar proyectos bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio. Al

respecto, se están desarrollando actividades estratégicas para instrumentar este tipo de

proyectos, tales como el aprovechamiento de metano en rellenos sanitarios, plantas de

tratamiento de aguas residuales, granjas agropecuarias, minas de carbón y en instalaciones

petroleras, o la generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables (eólica, biomasa,

hidráulica, solar).

ESTRATEGIA 10.3 Impulsar la adopción de estándares internacionales de emisiones

vehiculares.

Para lograrlo es necesario contar con combustibles más limpios y establecer incentivos

económicos que promuevan el uso de vehículos más eficientes y la renovación de la flota

vehicular, así como utilizar las compras del gobierno para impulsar ese mercado. Se deberán

establecer normas y estándares que obliguen a incrementar la eficiencia de los nuevos

vehículos y limitar así las emisiones de dióxido de Carbono (CO2). Se necesitan establecer en

todo el país programas periódicos y sistemáticos de inspección y mantenimiento vehicular, así

como sistemas eficientes de trasporte público e impulsar el transporte ferroviario.

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ESTRATEGIA 10.4 Fomentar la recuperación de energía a partir de residuos.

Se apoyarán proyectos de investigación aplicada enfocados al desarrollo de tecnologías de

recuperación de energía a partir de residuos, de manera que se aproveche el potencial de los

desechos generados por diversas actividades.

OBJETIVO 11.- Impulsar medidas de adaptación a los efectos del cambio climático

Para enfrentar los efectos del cambio climático será necesario desarrollar capacidades

preventivas y de respuesta ante los impactos adversos previsibles. Éstas incluyen la generación

de información y conocimiento sobre la vulnerabilidad de distintas regiones y sectores del país,

así como de los impactos potenciales, el desarrollo de estrategias específicas y el trabajo

coordinado de las distintas instancias del gobierno y la sociedad.

ESTRATEGIA 11.1 Promover la inclusión de los aspectos de adaptación al cambio climático en

la planeación y quehacer de los distintos sectores de la sociedad.

De no iniciarse un proceso de adaptación, la vulnerabilidad ante el cambio climático puede ir en

aumento, por lo que resulta prioritario crear una cultura preventiva para los proyectos

económicos y de desarrollo. Diseñar y desarrollar capacidades nacionales de adaptación es un

elemento indispensable y urgente en la planeación del desarrollo. Para ello se promoverá la

consideración de los riesgos asociados con el cambio climático en las iniciativas de desarrollo

socioeconómico. Esto requerirá la integración y coordinación de disciplinas, instituciones y

grupos expertos los cuales deberán considerar aspectos tales como los efectos del cambio

climático sobre la seguridad alimentaria, las condiciones de pobreza y desigualdad social, así

como otros factores que pueden condicionar la capacidad de adaptación.

La evaluación de los impactos, la vulnerabilidad y las posibilidades de adaptación al cambio

climático de los distintos sectores, deberán integrarse y adecuarse considerando las

características de los distintos ámbitos geográficos regionales o subregionales de México, con

el objeto de orientar las estrategias de uso, planificación y gestión del territorio.

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En este sentido, se buscará preservar y fortalecer las funciones de amortiguamiento que existen

en las cuencas hidrológicas y ecosistemas costeros, restaurar cuerpos de agua que permitan

mantener las capacidades de almacenamiento de agua, fortalecer al Servicio Meteorológico

Nacional, los sistemas de vigilancia epidemiológica y al Sistema Nacional de Protección Civil,

desarrollar estrategias de conservación de suelos, entre otras acciones.

ESTRATEGIA 11.2 Desarrollar escenarios climáticos regionales de México.

Para disponer de información precisa sobre los impactos del cambio climático en nuestro

territorio, se requiere sistematizar la información climática, geofísica y oceánica y desarrollar

nuevos estudios de clima a escalas nacional y regional. También hace falta mayor y mejor

información científica sobre el comportamiento de los ecosistemas ante el cambio climático. Es

imperativo el uso de información climática en la planeación y en la toma de decisiones sobre

acciones preventivas o de emergencia ante un evento extremo, ya que esta información no es

sólo útil para prevenir efectos desfavorables, sino también para el aprovechamiento de ciertos

eventos favorables.

ESTRATEGIA 11.3 Evaluar los impactos, vulnerabilidad y adaptación al cambio climático en

diferentes sectores socioeconómicos y sistemas ecológicos.

La vulnerabilidad ante la variabilidad climática y a los efectos del cambio climático tiene que ver

con factores como el crecimiento poblacional, la pobreza, las condiciones de salud pública, las

características de los asentamientos humanos, la existencia y condiciones de la infraestructura

disponible y el deterioro ambiental.

Una de las tareas fundamentales en el desarrollo de capacidades de adaptación ante el cambio

climático, es la generación de conocimiento científico estratégico para la toma de decisiones.

Por ello, es de suma importancia generar información científica junto con los estados y

municipios vulnerables, enfocada al diseño de mecanismos de monitoreo de la vulnerabilidad de

los diversos sectores y regiones ante el fenómeno, así como desarrollar estudios sobre la

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definición de umbrales de sensibilidad de los sistemas socioambientales y la identificación de

oportunidades que los cambios esperados pueden ofrecer.

ESTRATEGIA 11.4 Promover la difusión de información sobre los impactos, vulnerabilidad y

medidas de adaptación al cambio climático.

La educación y la sensibilización de la sociedad desempeñan un papel muy importante en la

reducción de los riesgos que supone el cambio climático, particularmente en aquellos sectores

de la población que son más vulnerables a sus efectos. Para ello se requiere desarrollar

recursos educativos destinados a una amplia gama de usuarios, así como proporcionar

capacitación a diversos actores sociales, a fin de que puedan enfrentar los efectos del

calentamiento global.

Otro aspecto a considerar es la evaluación de los impactos, la vulnerabilidad y las posibilidades

de adaptación al cambio climático de los distintos sectores que deberán integrarse y adecuarse

considerando las características de los distintos ámbitos geográficos regionales o subregionales

de México, con el objeto de orientar las estrategias de uso, planificación y gestión del territorio.

Es importante subrayar que la infraestructura energética permite la creación de oportunidades

de desarrollo sustentable de México, la productividad y la eficiencia. El proyecto de la Planta

ULSG 1, para la producción de gasolinas de Ultra Bajo Azufre, es una respuesta operativa

nacional al compromiso de México por promover un crecimiento sustentable, con su

construcción se reducirá significativamente las emisiones de azufre a la atmósfera por

combustión.

Considerando la importancia del sector petrolero en el desarrollo de la economía nacional, el

proyecto Planta ULSG 1 es consistente con la política económica marcada en el PND 2007-

2012, como una inversión emprendedora para la optimización de procesos productivos y

obtener gasolinas de Ultra Bajo Azufre.

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III.1.2. Programa Sectorial de Medio Ambiente y Recursos Naturales 2007-2012

Este programa tiene como principal marco de referencia la sustentabilidad ambiental, que es

uno de los cinco ejes del PND 2007-2012. Como elemento central del desarrollo, la

sustentabilidad ambiental (Eje 4 PND) es indispensable para mejorar y ampliar las capacidades

y oportunidades humanas actuales y venideras, forma parte integral de la visión de futuro para

nuestro país, además contempla la creación de una cultura de respeto y conservación del

medio ambiente.

En el Marco de la Sustentabilidad Ambiental destacan entre sus objetivos la consolidación del

marco regulatorio y aplicación de políticas para la Prevención y Control de la Contaminación,

reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero e impulsar medidas de adaptación a

los efectos del cambio climático. También se destacan entre sus líneas de acción, la promoción

y el desarrollo de proyectos del MDL.

Considerando lo anterior el proyecto Planta ULSG 1, se apega a dichas políticas mediante el

empleo de nueva infraestructura, que permitirá la reducción de compuestos azufrados

contaminantes en las gasolinas que se usan actualmente en los procesos de combustión de

fuentes fijas y unidades de transporte en el país. Lo relativo a proyectos MDL, es analizado en

la sección III.2.1.1 (Protocolo de Kioto) de este Capítulo.

III.1.3. Plan Estatal de Ordenamiento Territorial

El Plan Estatal de Ordenamiento Territorial (PEOT) es un instrumento estratégico de planeación

intersectorial que promueve la adecuada distribución de la población y sus actividades en el

territorio, la distribución equilibrada de los proyectos de inversión, la organización funcional del

territorio y la promoción de actividades productivas, siempre respetando las condiciones

económicas, sociales y naturales del Estado de Guanajuato, coadyuvando así a mejorar la

calidad de vida de sus habitantes.

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El PEOT ayuda a definir políticas públicas, claras y compartidas en materia de ordenamiento

territorial, apoyando con esto la gestión y coordinación de esfuerzos, con el gobierno federal,

otras entidades federativas y municipios.

Este plan en sus políticas y directrices de ordenamiento territorial sitúa al Municipio de

Salamanca en zonas destinadas a los aprovechamientos siguientes:

Aprovechamiento A.- áreas con limitaciones agrícolas debido al tipo de suelo y clima, pero

donde los forrajes tolerantes pueden sostener un número limitado de cabezas de ganado, por lo

que se debe de brindar apoyo a los pequeños productores, buscando su inclusión en la

sociedad con el fin de facilitar la transferencia de tecnología y obtención de financiamiento.

Aprovechamiento G.- zonas para agricultura de riego moderado, industria y uso urbano, la

cual caracteriza las áreas con agua suficiente para usos urbanos, industriales y agrícolas,

limitada por la poca profundidad del suelo, este es bajo en nutrimentos y captación de agua. Por

lo que al introducir programas de financiamiento se debe considerar que estos permitan un uso

más eficiente del agua.

III.1.4. Plan de Gobierno Municipal de Salamanca 2006-2009

El Plan de Gobierno Municipal (PGM) constituye un documento de planeación estratégica para

el desarrollo del municipio de Salamanca, contienen los programas a implementar en la actual

administración, así como las metas, responsables e indicadores de seguimiento y evaluación.

Los ejes base del PGM son el desarrollo:

1. Ambiental

2. Económico

3. Social

4. Humano

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Se destaca el desarrollo ambiental debido a que sus objetivos están encaminados a revertir el

daño de los recursos naturales y a cuidar que las actividades económicas tengan un impacto

nulo en éste.

En el ámbito económico, el municipio en coordinación con el poder Ejecutivo Federal y Estatal

están enfocados a generar riqueza para garantizar un ingreso a las familias que integran la

comunidad, desarrollando actividades económicas orientadas al mercado y con potencial de

desarrollo en la localidad de Salamanca.

El PGM se enmarca en el ámbito económico geofísico donde se pone particular atención a la

contaminación del aire, suelo y agua. Entre las áreas de oportunidad están los proyectos de

expansión de PEMEX y CFE, teniendo como objetivos la creación y difusión de programas

tripartitos (Municipio, organizaciones formales y ciudadanos) en la mejora de la imagen de la

ciudad.

En el desarrollo municipal se plantea como estrategia, impulsar de manera integral la

sustentabilidad y el equilibrio en el desarrollo.

Lo anterior teniendo en cuenta que los programas son conducidos a la reducción de las

emisiones contaminantes, revertir las perdidas del suelo, aumentar la cobertura vegetal y

mejorar el manejo de desechos sólidos.

A continuación se mencionan los programas para el desarrollo geofísico contemplados para

alcanzar los objetivos del ámbito antes referido.

• Evaluación de Impacto y Riesgo Ambiental y Expedición de Licencias Ambientales de

Funcionamiento.

• Conciencia Ambiental.

• Regulación y Ordenamiento Ambiental de Giros Municipales.

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III.1.5. Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas

En Materia de Áreas Naturales Protegidas, de acuerdo con la Comisión Nacional de Áreas

Naturales Protegidas y al Plan de Ordenamiento Territorial de Salamanca, el sitio del proyecto

Planta ULSG 1 no se encuentra en predios colindantes o dentro de áreas naturales protegidas

por la Federación o el Estado de Guanajuato, por lo que no existe vinculación directa del

proyecto en esta materia.

Adicionalmente, es importante mencionar que de acuerdo con lo indicado en el Plan Municipal

de Ordenamiento Territorial de Salamanca, en este mismo municipio existen tres áreas sujetas

a protección ecológica: 1) Área de Uso Sustentable “La Cuenca Alta del Río Temascatío”,

localizada a 20 km de Salamanca; 2) el Parque Ecológico “Las Fuentes”, ubicado en Cerro

Gordo, aproximadamente a 5 km de la Refinería y 3) de Preservación Ecológica Intensiva

(PEIA) de las áreas agrícolas de alta productividad, pero están localizadas en la zona centro del

municipio, a una distancia de 2 km de la Refinería, por lo que dichas áreas de protección

ecológica no se verían afectadas por el proyecto, ver Anexo III.1. Zonificación Ecológica de

Salamanca.

III.2. Marco legal

El análisis del marco jurídico ambiental vinculado al proyecto Planta ULSG 1, inicia con el

análisis de las bases establecidas en la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos

que otorgan protección al medio ambiente en su conjunto; entonces partiendo de la premisa de

la “Supremacía de la Constitución”, se identificaron las bases constitucionales que enmarcan la

viabilidad jurídico - administrativa del proyecto Planta ULSG 1.

La primera de estas bases - según el orden en el que aparecen mencionados en la

Constitución, no así en el orden cronológico en el que fueron incorporadas al texto

Constitucional - son las disposiciones respecto del derecho irrestricto de los mexicanos del

derecho a un medio ambiente adecuado, contenido en el artículo 4º del texto de nuestra Carta

Magna; asimismo, las bases relativas al cuidado del medio ambiente con motivo de la

regulación del uso de los recursos productivos por los sectores social y privado contenidos en el

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artículo 25 Constitucional y aquellas relativas a la conservación, preservación y restauración de

los recursos naturales, contenidas en el artículo 27 Constitucional.

En el Artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos se dicta el

derecho para “…regular, en beneficio social, el aprovechamiento de los elementos naturales

susceptibles de apropiación, con objeto de hacer una distribución equitativa de la riqueza

publica, cuidar de su conservación, lograr el desarrollo equilibrado del país y el mejoramiento de

las condiciones de vida de la población rural y urbana…”. El proyecto Planta ULSG 1 se vincula

compatible con este artículo de la Constitución por ser relativo al aprovechamiento del petróleo

como recurso natural y para la producción de gasolinas más limpias que las que se utilizan

actualmente, específicamente con menor concentración (reducción de aproximadamente el 95

% de la concentración actual), con lo cual se contribuirá a mejorar la calidad del aire y las

condiciones de la vida de la población rural y urbana.

III.2.1. Tratados Internacionales

En esta materia, debido a que el proyecto está directamente enmarcado con la reducción de

contaminantes a la atmósfera, se realizó el análisis de los instrumentos jurídicos internacionales

relativos al cambio climático, los cuales a los incluyen GEI. Es importante desatacar que H2S,

SOx no están considerados como gases de efecto invernadero por lo que no se podría esperar

que el proyecto pueda optar por la búsqueda de un beneficio económico por la realización del

proyecto.

III.2.1.1 Protocolo de Kioto

La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC), creó el

Protocolo de Kioto (PK), el cual es un instrumento internacional que regula la reducción de

emisión de GEI, como son el bióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y óxido nitroso (N2O),

además de gases industriales fluorados como hidrofluorocarbonos (HFCs), perfluorocarbonos

(PFCs) y el hexafluoruro de azufre (SF6) y propone niveles máximos permisibles per cápita

necesarios para la protección efectiva del sistema climático planetario.

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En ese orden de ideas, el PK busca:

1. Formular programas nacionales y regionales para mejorar la calidad de los factores de

emisión.

2. Aplicar y difundir tecnologías.

3. Cooperar en el plano internacional en la elaboración y la ejecución de programas de

educación y capacitación.

4. Proporcionar recursos financieros para cubrir la totalidad de los gastos convenidos que

tengan los países en desarrollo, al llevar adelante el cumplimiento de los compromisos

del PK.

Los mecanismos que el PK prevé para su debida implementación son esencialmente tres:

• Mecanismo de implementación conjunta.

• Mecanismo de desarrollo limpio.

• Transacción de emisiones.

Adicionalmente, el PK prevé reglas de cumplimiento, establece penalidades para los países que

no cumplan los compromisos e incorpora un sistema de intercambio de permisos, el cual facilita

a los países más contaminantes la compra de permisos de emisión a los países menos

contaminantes o a invertir en tecnologías limpias (Naciones Unidas, 1998

FCCC/INFORMAL/83).

A través del PK se intercambia y comparte información sobre los GEI y las políticas nacionales

en la materia; se preparan estrategias nacionales encaminadas a la reducción de la generación

de dichos gases y se considera el apoyo financiero y tecnológico de los países en vías de

desarrollo; y cooperan en la elaboración de métodos para mitigar las consecuencias de los GEI.

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Mecanismo de Desarrollo Limpio

MDL es un procedimiento internacional que está relacionado con el PK, y proporciona a los

países que tienen por obligación reducir sus emisiones de GEI, la oportunidad de realizar estas

reducciones en países en desarrollo (incluido México). El mecanismo está definido en el artículo

12 del PK y tiene dos objetivos principales: ayudar a los países en desarrollo para obtener un

desarrollo sustentable mediante la implementación en su territorio de proyectos de reducción de

emisiones, que permitan obtener Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE´s) y, por otro

lado, ayudar a los países desarrollados en el cumplimiento de sus compromisos de

cuantificación de límites de reducción de emisiones.

Lo que se pretende en la reducción de emisiones de GEI, es que se puedan comercializar las

reducciones comprobables para así obtener recursos económicos que ayuden a promover

proyectos encaminados a distribuir los fenómenos ocasionados por el cambio climático,

llamados proyectos MDL.

Con base en las características del proceso de la Planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica

(Planta ULSG 1), no puede ser implantado como proyecto MDL dado que el alcance propuesto

hasta el momento se limita a la reducción de azufre en la gasolina. Lo anterior se debe a que

las formas gaseosas del azufre en el proceso, no están considerados como GEI. Por otro lado

la generación y emisión de forma directa de GEI tales como CO, CO2 y NOX, provenientes de

los sistemas de calentamiento se verá minimizada, sin embargo, no se cuenta con los

porcentajes de reducción necesarios para acceder a los fondos MDL. Además, como se

describe en el Capítulo II, el diseño y la tecnología que se utilizará, garantiza la optimización de

la eficiencia energética y la minimización de emisiones contaminantes.

De manera indirecta, con la producción de gasolinas de Ultra Bajo Azufre, el proyecto de la

Planta ULSG 1 contribuirá a mejorar la eficiencia de los catalizadores en los sistemas de

combustión interna de fuentes fijas y móviles, con lo que se obtendrá una reducción en la

emisión de GEI, tales como CO, CO2 y NOx. Sin embargo, hasta el momento no se dispone de

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los datos y análisis suficientes, que permitan evaluar o cuantificar los porcentajes de reducción

en las emisiones.

Como comentario adicional al tema, puede mencionarse que la Refinería “Ing. Antonio M.

Amor”, tiene una propuesta de proyecto MDL, cuyo objetivo principal es modernizar un

economizador de la caldera CB-9 para aprovechar la energía del CO producido por la planta

Catalítica FCC, disminuyendo así las emisiones producidas por la quema de combustible; lo que

representa alrededor del 20% del ahorro de combustible. Este proyecto MDL ya está

documentado formalmente en el formato oficial “Project Idea Note” (PIN), ver Anexo III.2.

Esto demuestra que en la Refinería se tienen oportunidades de reducción de emisiones GEI,

pero deben ser estudiadas con mayor profundidad a fin de obtener el beneficio económico que

el MDL promueve.

III.2.1.2 Acuerdo por el que se propone fortalecer y consolidar la posición de México en materia de cambio climático

Este Acuerdo es emitido el 10-10-2006 durante el primer período ordinario de la Cámara de

Senadores de nuestro país. Reiterándose que el incremento de los gases de invernadero en

adición con la pérdida de biodiversidad y degradación de ecosistemas y sus servicios

ambientales, como el problema ambiental de mayor trascendencia en el siglo XXI y uno de los

mayores desafíos globales que enfrenta la humanidad.

Por lo anterior México apoya sin reservas los instrumentos jurídicos tales como: la CMNUCC y

el PK, para enfrentar el problema del cambio climático y reitera la importancia de emprender

una transformación del modelo de desarrollo con tecnologías más limpias.

Teniendo como puntos de Acuerdo relevantes lo siguiente:

1. Exhortación a la Comisión del Medio Ambiente a urgir con sus trabajos legislativos para

aprobar las iniciativas relacionadas con la reducción de emisiones de GEI a la atmósfera

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y fomentar la propuesta de nuevas iniciativas relacionadas a la instrumentación de

acciones de mitigación y adaptación al cambio climático.

2. Exhortación a la autoridad correspondiente (Cámara de Diputados del Congreso de la

Unión) para que, en el ámbito de su competencia constitucional y en el marco del

análisis y aprobación del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio

Fiscal de 2007, establezca los recursos necesarios destinados a apoyar las diversas

áreas para el manejo del cambio climático dentro de la estructura de las dependencias

de la Administración Pública Federal relacionadas al tema.

3. Se exhorta a la autoridad Federal a que apruebe una partida presupuestal que ayude a

la elaboración e implementación de proyectos para aprovechar el MDL vigente y así

México pueda acceder con mayor rapidez al mercado de los bonos verdes.

III.2.2. Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente

La Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente (LGEEPA) es reglamentaria

de las disposiciones constitucionales en lo relativo a la preservación y restauración del equilibrio

ecológico, así como a la protección del ambiente en el territorio nacional y en las zonas sobre

las que la nación ejerce su soberanía y jurisdicción. Sus disposiciones son de orden público e

interés social y tienen por objeto propiciar el desarrollo sustentable.

En esta Ley se establecen las bases de regulación y observancia de todos los aspectos

ambientales. De esta manera, la LGEEPA se vincula con todos los componentes ambientales

del proyecto Planta ULSG 1:

• La evaluación de impacto y riesgo ambiental, conforme los artículos 28, 29 y 30, 34,

35, 35 BIS 1, y los establecidos en el Reglamento de ésta Ley en Materia de Impacto

Ambiental. Por lo que se elabora el presente Estudio de Impacto Ambiental y Estudio de

Riesgo para su evaluación y la obtención de la autorización correspondiente.

• El aprovechamiento del agua superficial del proyecto, está vinculado con el artículo

129 de esta Ley; en relación con las Concesiones y Títulos con que cuenta la Refinería

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para el aprovechamiento de agua, mediante pozos de extracción y los respectivos

volúmenes autorizados por la Comisión Nacional del Agua (CNA).

• La generación, responsabilidad del manejo y disposición final de los residuos está

regulada por esta Ley conforme los artículos 136, 140 y 151. El proyecto incluye el

cumplimiento de la normatividad aplicable y consistentemente con sus políticas

ambientales, a través de sus prácticas de operación, manejo, almacenamiento,

tratamiento, transporte y disposición final de residuos.

• En relación con la emisión de ruido, vibraciones, energía térmica y lumínica, olores y contaminación visual, en el artículo 155 y 156 se establecen las prohibiciones y las

competencias en la metodología y tecnología para el control. El proyecto Planta ULSG 1

mantendrá vigilancia de la emisión controlada de ruido con la operación de maquinaria

en la etapa de construcción en horarios permitidos, la instalación y operación de equipo

de alta tecnología y mínima emisión de ruido en proceso; asimismo, realizará monitoreo

periódico como acción de vigilancia y control.

• Emisiones a la atmósfera. En materia de emisiones a la atmósfera el artículo 111,

establece lo relativo al control, reducción o evitar la contaminación del aire por lo que el

proyecto se encuentra sujeto a los programas que las autoridades formulen para la

calidad del aire, como son NOM, programas de verificación vehicular, y reportes de

emisiones. Asimismo el artículo 111 - Bis menciona que para la operación y

funcionamiento de fuentes fijas de jurisdicción federal que emitan o puedan emitir olores,

gases o partículas sólidas o líquidas a la atmósfera, se requerirá autorización de la

SEMARNAT, para lo cual la Refinería deberá obtener la actualización de su Licencia

Ambiental Única.

III.2.3. Ley de Aguas Nacionales

Con base en lo indicado en el Artículo 82 de la Ley de Aguas Nacionales (LAN), el uso o

aprovechamiento de las aguas nacionales en actividades industriales puede realizarse

previamente otorgada la Concesión por la autoridad competente, y en sus artículos 20 y 118,

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esta Ley establece las atribuciones de la CNA y los Organismos de cuenca (autoridad del

agua), para otorgar concesiones de aprovechamiento y uso de las aguas nacionales. Asimismo,

en el artículo 21 y 21 BIS se establecen los requisitos para la solicitud de concesiones y en el

artículo 23 se describen las características y condiciones que se establecen en las concesiones

que la otorga la autoridad del agua.

En cumplimiento con las obligaciones aplicables al proyecto que se mencionan en la LAN, la

Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, cumple porque cuenta con los Títulos de Concesión para el

aprovechamiento de agua subterránea de los pozos de aprovechamiento conforme con el

volumen total autorizado aproximado de 2,671. 2 T/h. El consumo promedio actual de la

Refinería es del orden de 1,956.7 T/h, cumpliendo así con lo estipulado en el artículo 80 de la

LAN.

Dado que en promedio el consumo total de agua de la Refinería, proyectado con la operación

de la Planta ULSG 1, es de 1,974.2 T/h, no se rebasa el volumen autorizado que es de

23,399,784 m3/año, se prevé que no será necesario solicitar autorización nueva o cambio para

extracción adicional de agua de pozos.

Conforme lo establece el INEGI en la Carta de aguas subterráneas, el sitio del proyecto de la

Planta ULSG 1 se ubica en zona de veda para uso de aguas subterráneas, por lo que deberá

tenerse en cuenta que la Refinería se mantenga en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo

42 de la LAN y los ordenamientos estatales en la materia que establece entre los derechos y

obligaciones del usuario para mantener la concesión de pozos, su Programa de Manejo y Uso

de Agua y pagos de derechos correspondientes.

III.2.4. Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos

La Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos (LGPGIR) está vinculada

con las actividades del proyecto en sus diferentes etapas: 1) preparación del terreno; 2)

construcción; 3) operación y mantenimiento y 4) abandono del sitio. Esta Ley define y clasifica a

los residuos en diferentes tipos con base en la actividad o procesos que son fuente de

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generación, los volúmenes generados, características físicas y químicas, y la factibilidad de su

reuso o reciclaje. Asimismo, esta Ley establece las políticas generales del manejo de residuos

peligrosos, de manejo especial, incompatibles y sólidos urbanos.

La LGPGIR clasifica a los generadores de residuos en función de la cantidad de generación

anual de residuos peligrosos. PEMEX está como un gran generador, por lo que se debe cumplir

con el requerimiento especificó de elaborar y aplicar una Planta de Manejo de Residuos, el cual

debe ser aprobado por la SEMARNAT. El proyecto de la ULSG 1, se agregará a los

lineamientos de manejo de disposición de residuos establecidos por la Refinería en su Plan de

Manejo de Residuos.

En los artículos 7 al 14 Capítulo Segundo de esta ley, se establecen las facultades de los tres

niveles de gobierno para su aplicación, por lo que el proyecto Planta ULSG 1 incluye la

comunicación directa y vinculada con las autoridades competentes en la SEMARNAT, el

Gobierno del Estado de Guanajuato y el Municipio de Salamanca.

III.2.5. Ley General de Desarrollo Sustentable Forestal

Debido a la naturaleza y ubicación del proyecto, el cual no tiene relación con el manejo de

recursos forestales y las instalaciones propuestas se ubican dentro de la Refinería “Ing. Antonio

M. Amor”, que es una zona de uso de suelo industrial según la autorización cuya copia se

presenta en el Anexo III.3, no hay vinculación, ni aplicación de la Ley General de Desarrollo

Sustentable Forestal.

III.2.6. Ley para la Protección y Preservación del Ambiente del Estado de Guanajuato

En su artículos 108, se establece que mediante la colaboración del ejecutivo del estado, a

través del Instituto de Ecología del Estado y con la colaboración de los Ayuntamientos, integrará

un registro de fuentes, emisiones y transferencia de contaminantes al aire, agua, suelo y

subsuelo, materiales y residuos de su competencia, así como de aquellas sustancias que

determinen las disposiciones jurídicas aplicables.

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En los artículos 120, 127 y 138, se determinan los criterios para prevenir y controlar la

contaminación en los elementos ambientales del agua, suelo y subsuelo, materiales y residuos

de su competencia.

La competencia de los estados en materia ambiental, para proyectos de la Industria del

Petróleo, se enfoca a la regulación y vigilancia del manejo de residuos no peligrosos. Es

responsabilidad del estado el desarrollar la infraestructura y lineamientos para la recolección,

reuso, almacenamiento y disposición final de los residuos no peligrosos. De esta manera, el

proyecto Planta ULSG 1, cumplirá con la obtención de los registros y permisos aplicables, así

como el manejo adecuado de los residuos no peligrosos que se generen en las diferentes

etapas y actividades del proyecto.

Asimismo, el gobierno estatal es competente para la vigilancia del cumplimiento de la

normatividad ambiental, condicionantes de permisos o autorizaciones federales y estatales, y en

general el de la regulación federal, incluyendo algunas sanciones complementarias a las que

pueda imponer la Federación en caso de incumplimiento legal ambiental. Por lo tanto, el

cumplimiento de las condicionantes indicadas en permisos y autorizaciones del proyecto Planta

ULSG 1, estarán debidamente documentados, para acreditar lo necesario a las autoridades en

inspecciones o visitas al sitio.

III.2.7. Ley de Aguas para el Estado de Guanajuato

En los artículos 51, 52, 53 y 54 de esta Ley, relativos a los Derechos y Obligaciones de los

Usuarios se establece el pago del servicio público con base a las tarifas fijadas en los términos

de esta Ley y a las responsabilidades de los usuarios por el adeudo y trasferencias de

inmuebles, así como la exigencia de la prestación del servicio, información de fechas de

suspensión, denuncia de incumplimiento en el suministro.

En el artículo 73 se establece que los usuarios deberán de contar con permiso de la Comisión

del Estado para descargar aguas residuales en forma permanente o intermitente en cuerpos

receptores, previo estudio de impacto ambiental. Los artículos 74 y 75 establecen que la

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autoridad tendrá la facultad de clausurar las descargas de aguas residuales bajo los criterios

mencionados en estos artículos, en caso de no contar con los permisos o infringir las

condiciones autorizadas. Ver copia de la autorización vigente de la Refinería en el Anexo III.3.

El proyecto de la Planta ULSG 1 considera que sus descargas de aguas residuales se

integrarán a la red de drenajes separados que existe actualmente en la Refinería, de tal forma

que recibirá el tratamiento correspondiente para su aprovechamiento como agua reciclada y su

descarga al Río Lerma con la calidad que cumpla con la Norma Oficial Mexicana (NOM) NOM-

002-SEMARNAT-1996.

III.2.8. Ley para la Gestión Integral de Residuos del Estado y los Municipios de Guanajuato

El artículo 35 de la Ley para la Gestión Integral de Residuos del Estado y los Municipios de

Guanajuato (LGIR de Guanajuato) establece que los residuos sólidos urbanos (RSU) y de

manejo especial que sean generados en el estado, deberán ser manejados conforme a lo

dispuesto en la presente ley y demás disposiciones que resulten aplicables.

Los generadores de RSU y de manejo especial tienen la obligación de separar, reducir,

fomentar su reutilización y cumplir con las disposiciones específicas, criterios, normas y

recomendaciones técnicas aplicables al manejo integral de los RSU y de manejo especial.

En cuanto a la generación de residuos considerados de tipo urbano y manejo especial en el

ámbito estatal y municipal, el proyecto se apegara a los requerimientos aplicables.

III.2.9. Reglamentos

a) El Reglamento de la LGEEPA en materia de Impacto Ambiental, se vincula directamente

con el proyecto Planta ULSG 1 para todo el proceso de evaluación del impacto ambiental,

por ser éste un proyecto de la industria del petróleo conforme lo indica el artículo 5, inciso e).

Este proyecto cumplirá con el proceso de evaluación ambiental a nivel federal conforme los

artículos 9, 12, 17, 22 y 28 de este Reglamento, en los que se establece la modalidad de la

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Manifestación de Impacto Ambiental a presentar información del proyecto, los requisitos de

la Manifestación de Impacto Ambiental y el Estudio de Riesgo por tratarse de una actividad

altamente riesgosa, la presentación de información adicional requerida por la autoridad (en

su caso) y la presentación de información necesaria en caso de que el proyecto se

modifique respecto a la descripción inicial.

Asimismo, se vinculan los artículos relacionados con las características y condicionantes de

la Resolución que emita la autoridad, según artículos 45, 47, 48, 49 y 50, que indican los

términos para la autorización o condicionamiento del proyecto, el cumplimiento de las

disposiciones legales aplicables y el plazo de vigencia para la realización de las actividades

del proyecto. Lo indicado aplicable para el proyecto, debidamente cumplidos por el

promovente.

Finalmente, también se vinculan las condiciones de inspección, medidas correctivas o de

urgente aplicación en caso de afectación al medio ambiente, así como medidas de

seguridad y sanciones aplicables por parte de la autoridad competente, según lo establecido

en los artículos 57, 58 y 59 de este Reglamento.

b) El Reglamento de la LGPGIR en sus artículos 43, 45, 46 y 47 se mencionan las

obligaciones sobre la generación, el manejo, la disposición, el registro como generadores y

reciclaje de residuos peligrosos. El proyecto Planta ULSG 1 cumplirá con este requisito, así

como con las obligaciones del generador entre las que se incluye la documentación

controlada de la generación de residuos peligrosos y cantidades en bitácoras, condiciones

de envasado, etiquetado, clasificado, almacenamiento temporal, transporte, disposición final,

manifiestos e informes a la SEMARNAT. El proyecto Planta ULSG 1, establece el

cumplimiento de los requisitos de este Reglamento en relación a la separación y

clasificación de los residuos, las prácticas para su almacenamiento, transporte y disposición.

c) El Reglamento para la protección del ambiente contra la contaminación originada por la emisión del ruido es de observancia general en todo el Territorio Nacional y tiene por

objeto proveer, en la esfera administrativa, al cumplimiento de la Ley Federal de Protección

al Ambiente, en lo que se refiere a emisión contaminante de ruido, proveniente de fuentes

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artificiales. El proyecto Planta ULSG 1 cumplirá con este requisito así como con las

obligaciones de las empresas contratistas que generen ruido conforme con los artículos 6, 8

y 11 de este Reglamento, en donde se define lo que es una fuente de ruido fija, y los

compromisos de los generadores de ruido con las autoridades federales y finalmente. El

nivel de emisión de ruido máximo permisible en fuentes fijas es de 68 dB (A) de las seis a

las veintidós horas, y de 65 dB de las veintidós a las seis horas. Los niveles de emisión de

ruido deben medirse en forma continua o semicontinua en las colindancias del predio,

durante un lapso no menor de quince minutos, conforme a las normas correspondientes.

d) El Reglamento de la Ley de Aguas Nacionales, está vinculado consistentemente al

proyecto Planta ULSG 1 de la misma manera como se vincula la LAN, en lo relacionado con

las concesiones para la explotación del agua subterránea, en virtud de tener un volumen de

extracción autorizado. Ver autorización vigente con la que cuenta la Refinería, en el Anexo

III.2.

e) Reglamento de la Ley Para la Protección y Preservación del Ambiente del Estado de Guanajuato en Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. El artículo 7 establece las atribuciones que le corresponden al H. Ayuntamiento se establece

la formulación y condición de la política y de los criterios ecológicos en congruencia con los

que en su caso hubiera formulado la Federación y el Estado, asimismo indica que el Estado

de Guanajuato se mantendrá actualizado en coordinación con dichos poderes mantener el

inventario actualizado de las fuentes fijas y se encargará de la preservación y control de

emergencias y contingencias ambientales, cuando la magnitud o la gravedad de los

desequilibrios ecológicos o daños al ambiente no rebasen el territorio Municipal o no hagan

necesaria la participación del Gobierno del Estado o de la Federación.

Es claro que el proyecto de la Planta ULSG 1 se sujetará a los programas de calidad del aire

y contingencias que el estado y el municipio establezcan en la materia, para proporcionar

oportunamente la información necesaria que contribuya a mantener actualizado el inventario

de fuentes fijas del Gobierno Estatal y sobre todo mantendrá actualizado su Programa de

Prevención de Accidentes y Respuesta a Emergencias.

Rev. No. 0







III.2.10. Normas Oficiales Mexicanas

La Federación tiene, entre sus atribuciones, la emisión de Normas Oficiales Mexicanas

(NOM’s), entre las cuales se encuentran las de carácter ambiental, mismas que establecen las

especificaciones técnicas ambientales que se deben cumplir y su respectivo campo de

aplicación. Lo anterior, a efecto de dar el debido cumplimiento a lo indicado en las Leyes,

Reglamentos y demás disposiciones legales ambientales nacionales vigentes. A este respecto,

las principales NOM’s directamente vinculadas y/o aplicables al proyecto de planta

desulfuradora de gasolinas catalíticas (ULSG 1), sus servicios auxiliares e integración de la

Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca, Gto., se indican en la Tabla III.1 y se encuentran

señaladas en los Capítulos II y V de la presente Manifestación de Impacto Ambiental. Es

importante que señalar que PEMEX y sus contratistas deberán observar el debido cumplimiento

de dicha normatividad, principalmente en casos como el de manejo de residuos peligrosos y de

manejo especial, en el cual, de acuerdo con la Ley General para la Prevención y Gestión

Integral de los Residuos y su reglamento, son corresposables.

En la Tabla III.2 se presenta una relación de otras Normas adicionales vinculadas con el

Proyecto, incluidas las emitidas por parte de PEMEX.

Tabla III.1. Normas Oficiales Mexicanas ambientales aplicables al Proyecto.

CLAVE DESCRIPCIÓN AGUA

NOM-001-CNA-1995 Establece las condiciones de hermeticidad que deben cumplir los sistemas de alcantarillado sanitario que trabajen a superficie libre. D.O.F. 10-11-1996.

NOM-001-SEMARNAT-1996

Establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas y bienes nacionales. Última aclaración D.O.F. 30-04-1997.

AIRE NOM-041-SEMARNAT- Establece los límites máximos permisibles de emisión de gases

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CLAVE DESCRIPCIÓN 2006 contaminantes provenientes del escape de los vehículos

automotores en circulación que usan gasolina como combustible. 06/MAR/07


Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas. D.O.F. 22-10-1993.


Establece los límites máximos permisibles de coeficiente de absorción de luz y el porcentaje de opacidad, provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan diesel como combustible, procedimiento de prueba y características técnicas del equipo de medición. D.O.F. 22-04-1997.


Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición. D.O.F. 13-01-1995.


Para fuentes fijas que utilizan combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, que establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto por combustión; así como los niveles máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo por combustión. D.O.F. 02-12-1994.

NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005

Establece las especificaciones sobre protección ambiental que deben cumplir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se comercializan en el país. D.O.F. 30-01-2006.

NOM-022-SSA1-1993

Establece el valor permisible para la concentración de bióxido de azufre en el aire ambiente. Salud ambiental. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al bióxido de azufre (SO2). Valor normado para la concentración de bióxido de azufre (SO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población. D.O.F. 23-12-1994.

NOM-023-SSA1-1993

Establece el valor permisible para la concentración de bióxido de nitrógeno en el aire ambiente. Salud ambiental. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al bióxido de nitrógeno (NO2). Valor normado para la concentración de bióxido de nitrógeno (NO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población. D.O.F. 23-12-1994.

RESIDUOS


Lodos y biosólidos- Establece las especificaciones y los niveles máximos permisibles de contaminantes para su aprovechamiento y disposición final. D.O.F. 15-08-2003.


Establece las características, el procedimiento de identificación, clasificación y los listados de los residuos peligrosos D.O.F. 23-06-2006.

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CLAVE DESCRIPCIÓN


Establece el procedimiento para llevar a cabo la prueba de extracción para determinar los constituyentes que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente. D.O.F. 22-10-1993.

NOM-005-SCT2/1994

Establece los datos y descripción de las especificaciones que debe contener la Información de Emergencia para el Transporte Terrestre de Substancias, Materiales y Residuos Peligrosos, que indiquen las acciones a seguir para casos de incidente o accidente (fugas, derrames, exposiciones o incendios), que debe llevar toda unidad de transporte terrestre destinada al traslado de este tipo de substancias, en un lugar visible y accesible. D.O.F. 24-07-1995.

ELABORACIÓN CONJUNTA CON OTRAS SECRETARÍAS

NOM-138-SEMARNAT/SS-2003

Establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelos y las especificaciones para su caracterización y remediación. D.O.F. 29-03-2005.

Tabla III.2. Otras Normas adicionales vinculadas con el Proyecto.

CLAVE DESCRIPCIÓN AIRE


Establece los requisitos para la recuperación de azufre proveniente de los procesos de refinación de petróleo con el fin de reducir las emisiones de compuestos de azufre a la atmósfera. Establece también el método de cálculo correspondiente. D.O.F. 28-11-2007.

AGUA

NOM-127-SSA1-1994 Agua para uso y consumo humano-límites permisibles de calidad y tratamiento. D.O.F. 18-01-1996.

NOM-011-CNA-2000

Establece el método base para determinar la disponibilidad media anual de las aguas nacionales superficiales y subterráneas, para su explotación, uso o aprovechamiento. D.O.F. 17-04-2002.

SEGURIDAD, HIGIENE INDUSTRIAL Y MEDIO AMBIENTE LABORAL

NOM-001-STPS-1999 Establece las condiciones de seguridad e higiene en los edificios, locales, instalaciones y áreas de los centros de trabajo. D.O.F. 22-11-99

NOM-002-STPS-2000 Establece las condiciones de seguridad para la prevención y protección contraincendio en los centros de trabajo. D.O.F. 8-09-2000 (aclaración D.O.F. 2-I-2001).

NOM-004-STPS-1999 Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la

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CLAVE DESCRIPCIÓN maquinaria y equipo que se utilice en los centros de trabajo. D.O.F. 31-05-99

NOM-005-STPS-1998 Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de sustancias químicas peligrosas. D.O.F. 2-02-99.

NOM-010-STPS-1999

Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se produzcan, almacenen o manejen sustancias químicas capaces de generar contaminación en el medio ambiente laboral. D.O.F. 13-03-2000 (aclaración D.O.F. 21-08-2000).

NOM-011-STPS-2001 Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido. D.O.F. 17-04-2002

NOM-014-STPS-2000 Establece las condiciones de seguridad e higiene en ambientes de presiones anormales D.O.F. 10-04-2000 (aclaración D.O.F. 22-08-2000).

NOM-015-STPS-2001 Establece las condiciones de seguridad e higiene bajo condiciones térmicas elevadas o abatidas D.O.F. 14-06-2002.

NOM-017-STPS-2001 Equipo de protección personal para los trabajadores en los centros de trabajo. D.O.F. 5-11-2001

NOM-020-STPS-2002

Establece los requisitos mínimos de seguridad para el funcionamiento de los recipientes sujetos a presión y calderas en los centros de trabajo, para la prevención de riesgos a los trabajadores y daños en las instalaciones. D.O.F. 28-10-2002

NOM-027-SEGD-1996 Controles de seguridad contra falla de quemadores D.O.F.16-07-1997

NOM-048-SSA1-1993 Método normalizado para la evaluación de riesgos a la salud como consecuencia de agentes ambientales. D.O.F. 09-01-1996.

DG GPASI-SI-2720 Alarma y accionamiento automático del sistema de aspersores para mezclas explosivas.

NORMATIVIDAD PEMEX

NRF-001-PEMEX-2007

Establece los requisitos de calidad que debe cumplir el proveedor en la fabricación, inspección y pruebas de tubería de acero microaleado para la recolección y transporte de hidrocarburos.

NRF-009-PEMEX-2004 Regular la identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento, mediante código de colores y textos específicos.

NRF-010-PEMEX-2004

Establece los requisitos que deben cumplirse en la implementación, adquisición y contratación de los equipos o servicios correspondientes a los sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o por atmósferas riesgosas (SAAFAR).

NRF-012-PEMEX-2001 Establece los requisitos mínimos para el diseño, fabricación, construcción y pruebas de tuberías a base de polímeros reforzados con fibra de vidrio, destinadas a la recolección,

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CLAVE DESCRIPCIÓN transporte y distribución de hidrocarburos y fluidos corrosivos líquidos.

NRF-015-PEMEX-2003 Establece los requisitos mínimos para la contratación de los servicios de ingeniería para la protección de las áreas y tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles.

NRF-017-PEMEX-2007

Establece los requisitos técnicos y documentales mínimos para la adquisición o contratación de los servicios para el diseño, construcción, mantenimiento, inspección y pruebas de los sistemas de protección catódica para tanques de almacenamiento que contengan hidrocarburos

NRF-050-PEMEX-2001 Establece los requisitos a cumplir para el diseño, selección de materiales, fabricación y pruebas de bombas centrífugas.

NRF-140-PEMEX-2005 Establece los requisitos técnicos que deben cumplir los servicios de diseño o construcción de los sistemas de drenajes que se utilizan en las instalaciones industriales.

PROY-NRF-206-PEMEX-2007

Esta de aplicación general y de observancia obligatoria en la contratación de servicio de tratamiento químico integral para torres de enfriamiento de agua, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios


Establece los requisitos técnicos y documentales para la adquisición o contratación en el diseño y selección de materiales para tanques atmosféricos de acero, para el almacenamiento de petróleo y sus derivados en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.


Establece los requisitos que deben cumplir las compañías en la elaboración de los estudios de análisis y evaluación de riesgos en las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos.

D.O.F. Diario Oficial de la Federación.

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III.3. Análisis de la vinculación con los ordenamientos jurídicos

Como objetivos comunes del Marco Jurídico, los Planes y los Programas ambientales en

México, se persigue asegurar la mejora y preservación de la calidad del aire que proporcione

bienestar a la población y la protección del equilibrio ecológico en las regiones donde se ubican

y operan instalaciones industriales; así como promover el desarrollo sustentable con

actividades productivas que permitan mejorar las condiciones de vida de la población, a través

de la generación de empleos, el desarrollo de infraestructura y servicios, y el uso de tecnologías

eficientes y limpias.

En ese contexto, el proyecto de la Planta ULSG 1 es una extensión y mejora directa de las

instalaciones productivas de uno de los sectores productivos más importante del país. La Planta

ULSG 1 es una etapa adicional a los actuales procesos de refinación de PEMEX, mediante la

cual eliminará de forma sustancial la concentración de azufre en la gasolina catalítica actual de

200 ppm para producir gasolina de Ultra Bajo Azufre a 10 ppm; se trata de un proceso de alta

tecnología y representa un importante monto de inversión. El beneficio de este proyecto es en

su totalidad ambiental, ya que financieramente el costo de la gasolina no aumentará en las

cantidades directas para la recuperación de la inversión.

La inversión es alta respecto a proyectos típicos, porque contará con tecnología en estado de

arte; es decir la más específica y eficiente desarrollada hasta el momento para este tipo de

procesos.

En materia de agua, el consumo previsto para el proyecto, representará menos del 17%

adicional del consumo actual de toda la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”. Aún con el consumo

adicional de agua requerido por el proyecto, el volumen total de agua que la Refinería

consumirá, es menor al volumen máximo autorizado por la CNA. Ver autorización en Anexo

III.3.

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La cantidad de aguas residuales adicionales que se generarán en la Refinería, por el proyecto

de la Planta ULSG 1, será en la misma proporción que incrementará el consumo de agua; es

decir, un 17% más en volumen que la descarga total actual, ver la autorización en el Anexo III.3.

Las aguas residuales, como se ha mencionado anteriormente, serán colectadas en drenajes

separados y enviadas a tratamiento para su reciclaje en los sistemas de enfriamiento de la

Refinería, y el flujo remanente, será descargado al Río Lerma con la calidad permitida por la

NOM-002-SEMARNAT-1996.

En materia de residuos, el proyecto tiene previsto el seguimiento del Plan de Manejo de

Residuos de PEMEX, en el que se estipula el cumplimiento legal relativo a la clasificación y

separación de residuos, el envasado y almacenamiento, así como el tratamiento adecuado y

correcta disposición final.

En materia de aire, se identifica una baja calidad de aire en la zona de estudio; es muy

difundido que en el municipio de Salamanca actualmente se reporta la mayor concentración de

dióxido de azufre (SO2) en la atmósfera, por lo que un criterio clave de diseño de este proyecto

debe ser el control de emisiones y prevención de la contaminación con este gas contaminante.

Entre la normatividad vigente y aplicable al proyecto de la Planta ULSG 1 (Tabla III.1), en

materia de emisiones a la atmósfera sobresalen la NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 y

la NOM-148-SEMARNAT-2006; la primera define las especificaciones sobre protección

ambiental para los combustibles tal que tiene como objeto disminuir significativamente las

emisiones a la atmósfera, acorde con las características de los equipos y sistemas de

combustión que los utilizan en fuentes fijas y en el transporte. La segunda, establece la

eficiencia mínima de recuperación de azufre aplicable en todas las Refinerías del país.

Dado que PEMEX es el responsable de la refinación de las gasolinas en México mediante su

subsidiaria PEMEX-Refinación, ha analizado diversas acciones para fomentar el desarrollo

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sustentable de su actividad productiva, en conjunto con el Ejecutivo Federal, la Secretaría del

Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Secretaría de Energía, para lo cual ha incluido su

infraestructura y situación operacional actual de las Refinerías y los costos para su

instrumentación.

El proyecto de la Planta ULSG 1 es un compromiso de PEMEX-Refinación, para una producción

y operación sustentable de la Industria de Refinación de Hidrocarburos en México.

El proyecto es un importante cambio en sus esquemas de producción para producir gasolinas

de Ultra Bajo Azufre (≤10 ppm). Con lo anterior, incorporará un notable avance en la mejora de

la calidad de los combustibles desde el punto de vista ambiental, asimismo, al abastecer el

mercado contribuirá de forma sustantiva al cumplimiento de los límites máximos permisibles de

emisión de SO2, de los equipos y sistemas de combustión que los utilizan en fuentes fijas y en

el transporte (fuentes móviles). Por otro lado, las emisiones de gas ácido que generará en su

proceso productivo serán enviadas a Plantas recuperadoras de azufre que cumplirán con los

requisitos de eficiencia mínima de recuperación de azufre, como la establece la norma NOM-

148-SEMARNAT-2006.

Puede afirmarse que el proyecto Planta ULSG 1 responde directamente a la necesidad de

mejorar la calidad del aire, al producir un combustible más limpio por medio de procesos de

producción sustentables.

Por lo anterior, se concluye que el proyecto Planta ULSG 1 es consistente con las disposiciones

y planteamientos de los Planes de Ordenamiento Territorial y Programas de Desarrollo Nacional

y Urbano Estatal, basado en dos premisas básicas generales:

a) El compromiso del promovente del proyecto Planta ULSG 1 del cumplimiento integral de la

regulación mexicana aplicable, de tal forma que dichos lineamientos serán vigilados como

componentes prioritarios de la política ambiental en el desarrollo de las actividades del

proyecto Planta ULSG 1.

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b) La instalación de la tecnología moderna disponible de los procesos de desulfurización

(estado del arte), con el consecuente para beneficio local, regional y nacional que

representa la instalación y operación de procesos productivos sustentables y seguros, tales

como la preservación de la calidad del aire y agua, aprovechamiento optimizado de agua y

energía eléctrica, así como la minimización en la generación de ruido, aguas residuales y

residuos.

Anexo III.1.- Zonificación ecológica de Salamanca.

Anexo III.2.- Proyecto MDL Formato “Project Idea Note” (PIN).

Anexo III.3.- Autorizaciones oficiales de la Refinería.

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IV.- DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL

CONTENIDO

IV. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL....................................................... 5

IV.1 Delimitación del área de estudio..................................................................................... 5

IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental ......................................................... 8 IV.2.1 Aspectos abióticos ..........................................................................................................8

A Clima.............................................................................................................................................. 8 B Geología y Geomorfología .......................................................................................................... 17 C Suelos.......................................................................................................................................... 33 D Hidrología superficial y subterránea............................................................................................ 39

IV.2.2 Aspectos bióticos ..........................................................................................................47 A Vegetación................................................................................................................................... 47 B Fauna........................................................................................................................................... 51

IV.2.3 Paisaje ..........................................................................................................................53 IV.2.4 Medio socioeconómico .................................................................................................53

A Demografía .................................................................................................................................. 54 B Factores socioculturales.............................................................................................................. 76

IV.2.5 Diagnóstico Ambiental ..................................................................................................80

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LISTA DE TABLAS

Tabla IV.1.- Coordenadas de áreas disponibles para instalaciones del proyecto. ................... 6 Tabla IV.2.- Clima dominante del municipio de Salamanca. .................................................... 8

Tabla IV.3.- Registro Mensual de Temperatura Media en °C................................................. 11 Tabla IV.4.- Temperatura media mensual del municipio. ....................................................... 11 Tabla IV.5.- Registro anual de precipitación pluvial acumulado (mm).................................... 13 Tabla IV.6.- Registros de precipitación total media mensual.................................................. 13 Tabla IV.7.- Meses con la mayor incidencia de heladas ........................................................ 16 Tabla IV.8.- Provincias y subprovincias fisiográficas.............................................................. 21 Tabla IV.9.- Cuencas y subcuencas hidrológicas................................................................... 39 Tabla IV.10.- Corrientes de agua próximas al municipio de Salamanca. ............................... 43 Tabla IV.11.-Agricultura y vegetación..................................................................................... 49 Tabla IV.12.- Fauna representativa del municipio de Salamanca. ......................................... 51 Tabla IV.13.- Población según sexo ....................................................................................... 58 Tabla IV.14.- Población inscrita al sistema educativo municipal ............................................ 63 Tabla IV.15.- Población de mayor a 15 años por grupo quinquenal de edad en condiciones

de analfabetismo ............................................................................................... 63 Tabla IV.16.- Población de derechohabientes de instituciones de seguridad social en 1996 y

2002. ................................................................................................................. 64 Tabla IV.17.- Número de consultas médicas particulares ...................................................... 65 Tabla IV.18.- Distribución en número y porcentaje de la PEA por sectores económicos...... 68 Tabla IV.19.- Población avícola y existencia de colmenas 1996 y 2002 ................................ 71 Tabla IV.20.- Número de establecimientos comerciales y de abasto..................................... 73 Tabla IV.21.- Establecimientos y cuartos de hospedaje, por clase del establecimiento para el

los años 1996 al 2002ª/ .................................................................................... 75

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LISTA DE FIGURAS

Figura IV.1.- Delimitación del área de estudio.......................................................................... 7 Figura IV.2.- Carta climática de Salamanca. .......................................................................... 10 Figura IV.3.- Gráfica de la temperatura mensual registrada en Salamanca........................... 12 Figura IV.4.- Gráfica de precipitación total promedio mensual............................................... 14 Figura IV.5.- Regiones Geológicas......................................................................................... 18 Figura IV.6.- Regiones fisiográficas de México. ..................................................................... 20 Figura IV.7.- Provincias y subprovincias fisiográficas del municipio de Salamanca............... 22 Figura IV.8.- Carta geológica de Salamanca.......................................................................... 25 Figura IV.9.- Carta Topográfica del Municipio. ....................................................................... 28 Figura IV.10.-Fallas sísmicas de la Ciudad de Salamanca. ................................................... 31 Figura IV.11.- Regionalización sísmica de la República Mexicana ........................................ 32 Figura IV.12.- Carta edafológica de suelo. ............................................................................. 36 Figura IV.13.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca............................................. 38 Figura IV.14.- Regiones hidrográficas de Guanajuato............................................................ 40 Figura IV.15.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales. ...................................................... 42 Figura IV.16.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas ...................................................... 45 Figura IV.17.- Carta de Vegetación. ....................................................................................... 50 Figura IV.18.- Población urbana y rural por grandes grupos de edad.................................... 55 Figura IV.19.- Distribución de la población que habla alguna lengua indígena...................... 56 Figura IV.20.- Población total por grandes grupos de edad. .................................................. 57 Figura IV.21.- Población total por grupo quinquenal. ............................................................. 59 Figura IV.22.- Tasa bruta de natalidad y mortalidad............................................................... 60 Figura IV.23.- Nacimientos y defunciones de 1996-2001....................................................... 61 Figura IV.24.- Volumen de (toneladas/año) producción de los principales cultivos en los años

agrícolas 1995/96 y 2001/02 ............................................................................. 69

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Figura IV.25.- Rendimiento medio de los principales cultivos, en los años agrícolas 1995/96 y

2001/02. ............................................................................................................ 70 Figura IV.26.- Población ganadera (cabezas de ganado) 1996 – 2002. ................................ 71 Figura IV.27.- Unidades en actividades manufactureras por subsector en 1998 ................... 72 Figura IV.28.- Personal ocupado en actividades industriales................................................. 73 Figura IV.29.-Actividades del sector comercial....................................................................... 74 Figura IV.30.- Ocupación hotelera en el período de 1996-2002............................................. 76

LISTA DE ANEXOS

Anexo IV.1. Plano de Zonificación de Uso de Suelo de Salamanca. Anexo IV.2. Registros climáticos de Salamanca, SMN 2007. Anexo IV.3.- Carta climática de Salamanca. Anexo IV.4.- Carta geológica de Salamanca. Anexo IV.5.- Carta Topográfica del Municipio. Anexo IV.6.- Carta edafológica de suelo. Anexo IV.7.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca. Anexo IV.8.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales. Anexo IV.9.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas. Anexo IV.10.- Carta de Vegetación.

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IV. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL

La descripción del sistema ambiental del área de proyecto, se realizó considerando en forma

conjunta las siguientes dimensiones:

• Dimensión regional, a nivel municipio, cartas consultadas del INEGI con escala de 1:250

000 para variables de medio físico como clima, edafología, geomorfología e hidrología.

• Dimensión local, de la organización de hojas del INEGI con escala de 1:50 000 se

identificaron variables de medio abiótico, biótico e infraestructura, como es relieve,

geología, hidrología superficial, edafología, procesos de erosión, vegetación, fauna, vías

de comunicación y asentamientos humanos.

• Dimensión socioeconómica, referida estadísticamente por las unidades político-

administrativo, nivel municipal y estatal, para las variables de población y actividades

económicas; obtenida del cuaderno estadístico municipal de Salamanca 2003.

La información referida en los puntos anteriores se tomó de las cartas temáticas y el Cuadernillo

Estadístico del Municipio 2000 que el INEGI tenía disponible en las fechas de realización del

presente estudio. Además como los resultados preliminares del II Censo de Población y

Vivienda del 2005.

IV.1 Delimitación del área de estudio

Las áreas disponibles para las instalaciones del proyecto están localizadas dentro de la

Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, la cual se ubica en la Zona Urbana del municipio de

Salamanca del estado de Guanajuato; es decir, las obras y actividades para la construcción de

la Planta USLG 1, sus servicios auxiliares e integración, cuentan con un área disponible dentro

de la Refinería de aproximadamente 60, 225 m2. Dichas áreas ya se encuentran impactadas y

no están dentro o colindando con áreas naturales protegidas o reservas ecológicas del territorio.

En la Tabla IV.1, se indican las coordenadas correspondientes de las áreas asignadas al

proyecto (Ver Anexo IV.1).

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IV.-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL

Tabla IV.1.- Coordenadas de áreas disponibles para instalaciones del proyecto.

PUNTOS N E 1, 2 y 3 1530.85 - 1678.74 855.09 a 1043.254 y 7 1836.00 -1975.70 870.40 – 943.10 5 1420.85 – 1530.85 658.70- 753.65 8 a 400.00 -800.00 800.00 – 1043.008 b 400.00 - 600.00 600.00 – 800.00 10 800.00 – 1000.00 1200.00- 1400.00

El área de estudio para describir el sistema ambiental o zona de influencia del proyecto sobre la

que se podrían observar efectos de manera directa e indirecta, se define con aproximadamente

7 km2, estimando un radio de 1.5 km medido a partir del centro del área principal del proyecto.

En la Figura IV.1, se presenta un mapa topográfico con la delimitación del área de estudio.

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r = 1.5 Km

xr = 1.5 Km

x

Figura IV.1.- Delimitación del área de estudio.

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IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental

IV.2.1 Aspectos abióticos

A Clima

El clima en el municipio es semicálido subhúmedo AC(w0) con lluvias en verano, de humedad

baja en un 92.3% del territorio del municipio y el resto de la superficie, es templado subhúmedo

C(w1) con lluvias en verano, de humedad media. Éste último se encuentra localizado en la parte

norte del municipio.

La zona urbana de Salamanca y, en particular donde se ubica el predio del proyecto, tiene un

clima de tipo semicálido subhúmedo AC(w0), como se observa en la Tabla IV.2 (INEGI 1:1 000

000).

Tabla IV.2.- Clima dominante del municipio de Salamanca.

CLIMAS TIPO O SUBTIPO SÍMBOLO % DE LA SUPERFICIE

Semicálido sub-húmedo con lluvias en verano,

De menor humedad AC(w0) 92.43

Templado sub-húmedo con lluvias en verano,

Humedad media C(w1) 7.57

FUENTE: CGSNEGI. Carta de Climas, 1:1 000 000.

A continuación se describen las características climáticas generales del tipo predominante en el

sitio del proyecto.

Clima Semicálido Subhúmedo (menor humedad)

El menos húmedo, con porcentaje de lluvia invernal menor de cinco, está ubicado en la parte

centro y suroeste del estado, en los municipios de Abasolo, Irapuato, Salamanca, Romita, parte

sur del municipio de Pénjamo y Valle de Santiago.

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Los intervalos de precipitación media anual están entre los 700 y 800 mm. La temperatura

media anual va de los 18 a los 20°C. El mes de máxima lluvia es agosto, con un valor entre los

160 y los 170 mm. El mes de menor incidencia pluvial es febrero con una precipitación menor a

5 mm.

El mes más cálido se registra en mayo, señalando una temperatura entre los 23 y los 24°C, el

más frío se presenta en enero con un valor de 15 a 16°C.

El mapa municipal con la clasificación de los climas de la zona de estudio, se presenta en la

Figura IV.2, la carta climática se presenta en el Anexo IV.3.

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IV.-

Figura IV.2.- Carta climática de Salamanca.

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL

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Temperatura

Para la localidad de Salamanca, las estaciones meteorológicas más cercanas son Los Pericos,

Los Razos y La Joyita. Sus registros de temperatura media anual promedio de par a el sitio del

proyecto son 17.8, 20.7 y 19.1ºC respectivamente.

Tabla IV.3.- Registro Mensual de Temperatura Media en °C.

TEMPERATURA MEDIA ANUAL (°C)

ESTACIÓN PERIODO TEMPERATURA PROMEDIO

TEMPERATURA DEL AÑO MÁS FRÍO

TEMPERATURA DEL AÑO MÁS CALUROSO

PERICOS De 1940 a 2007 29.5 16.7 19.9 LOS RAZOS De 1969 a 2001 20.7 19.7 22.1 LA JOYITA De 1979 a 2002 19.1 18.2 20.0

FUENTE: CNA. Inédito.

En el caso de la temperatura media mensual del municipio (Tabla IV.4) se reporta que el mes

de mayo fue el más caluroso en el año 2003. Cabe mencionar que la temperatura máxima, a

partir de ese año, empezó a registrarse por arriba de los 30º C (Figura IV.3). Los años más fríos

se registraron en 1956, 1979 y 1992, siendo enero el mes con menor temperatura (SMN, 2007,

ver Anexo IV.2).

Tabla IV.4.- Temperatura media mensual del municipio.

TEMPERATURA MEDIA MENSUAL (°C) MES ESTACIÓN PERIODO

E F M A M J J A S O N D PERICOS 2002 14.5 16.0 18.1 21.3 23.5 22.7 21.4 21.3 28.8 20.1 16.1 15.0

PROMEDIO De 1940 a 2002 13.7 14.8 16.9 19.2 21.0 21.2 20.0 19.8 19.3 17.6 15.8 14.3

AÑO MÁS FRÍO 1956 11.2 15.1 17.5 19.1 19.5 18.8 18.2 18.9 17.3 16.4 14.7 13.8

AÑO MÁS CALUROSO 2002 14.5 16.0 18.1 21.3 23.5 22.7 21.4 21.3 28.8 20.1 16.1 15.0

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TEMPERATURA MEDIA MENSUAL (°C) 2001 14.3 17.2 19.8 22.6 22.3 21.5 19.9 19.9 19.8 19.1 17.1 15.9 LOS RAZOS

De 1969 a 2006 PROMEDIO 16.3 17.7 20.7 23.1 24.4 23.7 22.4 22.2 22.0 20.6 19.1 16.4

AÑO MÁS FRÍO 2003 ** 16.2 16.9 18.8 22.3 22.6 23.9 22.9 19.4 18.9 20.5 17.8 16.1

AÑO MÁS CALUROSO 1972 17.9 18.3 21.6 25.3 26.3 24.1 22.9 23.5 23.5 22.4 21.3 17.9

2002 14.4 15.5 18.9 22.3 24.6 22.8 20.0 19.4 19.7 19.3 16.2 14.8 LA JOYITA De 1979 a

2002 PROMEDIO 14.8 16.2 18.6 21.2 23.3 22.6 20.9 20.4 19.7 18.9 17.1 15.4

AÑO MÁS FRÍO 1992 13.1 14.6 18.6 19.4 21.3 21.7 21.0 19.8 19.9 17.7 15.8 15.9

AÑO MÁS CALUROSO 1988 15.4 18.9 18.5 21.3 24.0 23.9 20.8 20.7 20.0 19.6 18.6 18.4

oFUENTE: CNA. Registro Mensual de Temperatura Media en C. Inédito. **FUENTE: SMN, 2OO7.

TEMPERATURA PROMEDIO Gráfica 1.1(Grados centígrados)

0

5

10

15

20

25

E F M A M J J A S O N D

PERICOS (De 1940 a 2002) LOS RAZOS (De 1969 a 2001) LA JOYITA (De 1979 a 2002)MES

TEM

PE

RA

TUR

A

FUENTE: Cuadro 1.6.2.1

Figura IV.3.- Gráfica de la temperatura mensual registrada en Salamanca.

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Precipitación

Considerando los datos de la precipitación total anual se estima un promedio de 195.3 mm

(Tabla IV.5), lo cual en conjunto con la temperatura, es propio del clima semicálido subhúmedo

donde la precipitación no es abundante o copiosa.

Tabla IV.5.- Registro anual de precipitación pluvial acumulado (mm).

PRECIPITACIÓN TOTAL ANUAL (mm)

ESTACIÓN PERIODO PRECIPITACIÓN PROMEDIO

PRECIPITACIÓN DEL AÑO MÁS SECO

PRECIPITACIÓN DEL AÑO MÁS LLUVIOSO

1965-1975 168.3 167 259 1976- 1986 256.5 153 294.4 1987- 1997 198.8 78.5 278

LOS RAZOS

1998- 2006 157.8 130 229 FUENTE: CNA. Registro Mensual de Precipitación Pluvial en mm, SNM, 2007.

En el caso de la precipitación mensual, entre los años de 1940 y 2002, los datos registrados por

las tres estaciones registran a los meses de junio, julio y agosto como los más lluviosos, siendo

el segundo donde se reportan las lluvias más intensas. En contraste, como se puede apreciar

en la Tabla IV.6 los meses de noviembre a febrero corresponden a los períodos con menor

cantidad de lluvias.

Tabla IV.6.- Registros de precipitación total media mensual

PRECIPITACIÓN TOTAL MENSUAL (mm) MES ESTACIÓN PERIODO

E F M A M J J A S O N D PERICOS 2002 23.8 22.0 56.7 2.0 5.0 100.0 220.8 166.5 105.0 58.1 30.9 0.0

PROMEDIO De 1940 a 2002 12.4 5.4 6.6 12.2 24.2 119.9 150.6 138.8 110.3 41.1 11.9 8.7

AÑO MÁS SECO 1993 9.0 0.0 0.0 5.0 0.0 47.4 109.6 54.0 106.2 16.0 4.7 0.0 AÑO MÁS

LLUVIOSO 1958 65.8 5.0 0.0 0.0 18.8 211.5 180.4 190.9 239.1 125.7 29.0 12.8

LOS RAZOS** 2006 3.0 2.0 8.0 17.5 95.0 209.0 101.0 91.5 43.5 11.0 0.0 0.0

PROMEDIO De 1969 a 2006 12.9 4.0 3.8 8.0 28.5 121.3 172.1 151.1 107.2 39.8 6.8

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PRECIPITACIÓN TOTAL MENSUAL (mm) AÑO MÁS SECO 1996 0 0 0 0 4 11 30 26.5 - 7 0 0

AÑO MÁS LLUVIOSO 1981 20 2.5 37 21 24 61.5 41 21 44 0 13

LA JOYITA 2002 33.5 24.0 7.5 16.5 10.0 118.5 276.8 123.0 125.0 29.0 52.0 0.0 De 1978 a

2002 PROMEDIO 18.7 7.3 6.9 12.9 33.1 108.0 162.8 145.5 91.4 46.3 9.4 7.9

AÑO MÁS SECO 1989 3.5 0.6 0.0 1.2 0.8 26.9 143.8 177.3 34.7 8.0 0.6 2.0 AÑO MÁS

LLUVIOSO 1986 0.0 7.2 0.0 22.0 47.6 310.6 143.5 119.7 148.0 66.5 21.8 0.0

FUENTE: CNA. Registro Mensual de Precipitación Pluvial en mm. Inédito **FUENTE: SMN,2007.

Figura IV.4.- Gráfica de precipitación total promedio mensual.

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Viento

La dirección de los vientos reinantes que se presentan en esta región generalmente es de

Sur-y Oeste, con una velocidad de 21 m/s, mientras que la dirección de los vientos dominantes

es Norte-Este y circulan a una velocidad 17.9 m/s.

Fenómenos climatológicos (nortes, tormentas tropicales y huracanes, entre otros eventos extremos). Inundaciones.

El 19 de Junio de 1888, inició la inundación más catastrófica registrada durante ese siglo,

desbordándose tanto el Río Grande (Lerma), como el arroyo de San Antonio, al inundarse

prácticamente todo el Bajío de Guanajuato, quedando incomunicadas la mayoría de

poblaciones existentes.

En el 2003, año en que la ciudad de Salamanca celebró 400 años de fundación, se vio

impactada por una inundación que afecto gravemente a la población. Dicha inundación fue

causada por una tromba que desbordo el Río Lerma, afectando severamente construcciones,

muebles y enseres de zonas habitadas, así como algunas vías de comunicación (carretera libre

Salamanca – Irapuato por el desbordamiento del canal 20, a la altura de la Charca).

Nevadas

Las nevadas, son muy raras en el Municipio. El único testimonio que se tiene al respecto, es del

día 7 de febrero de 1881, éste marca el inicio de la nevada después de una lluvia. Posterior a

este testimonio no se tiene registros de este fenómeno en la esta zona.

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Granizadas

La granizada es el fenómeno mediante el cual cae agua congelada previamente condensada,

dicho fenómeno es asociado con la presencia de vientos fríos en la región. Los meses donde se

favorecen las condiciones para que se manifieste este fenómeno son: marzo, mayo y

septiembre. Generalmente, la afectación puede tener varios kilómetros, provocando daños y

problemas en el campo (sembradíos, ganado) y ocasionalmente en la población. Durante la

década de los 70’s, se presentó una granizada que afectó la parte central del estado, pasando

desde Cortazar, Salamanca, hasta Silao.

En lo que respecta a granizadas, el fenómeno no guarda un patrón de comportamiento bien

definido, aunque comúnmente está asociado con los períodos de precipitación. Se dan casos

particulares, en donde las granizadas se presentan en noviembre, diciembre, enero y febrero

con una frecuencia de uno a tres días al año (SNM, 2007).

Heladas

La frecuencia de heladas en los climas templados es de 10 a 40 días en los meses de

noviembre, diciembre, enero, febrero, presentándose en enero la máxima incidencia, con una

frecuencia de 42 días, según lo muestra la Tabla IV.7.

Tabla IV.7.- Meses con la mayor incidencia de heladas

DÍAS CON HELADAS MES ESTACIÓN PERIODO

E F M A M J J A S O N D PERICOS

TOTAL De 1940 a 2002 362 246 69 12 0 0 0 0 0 28 147 305

AÑO CON MENOS a/ 1978 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AÑO CON MÁS 1966 14 2 3 0 0 0 0 0 0 0 9 19 LOS RAZOS

TOTAL De 1969 a 22 13 0 0 0 0 0 0 0 0 4 13

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DÍAS CON HELADAS 2006

AÑO CON MENOS a/ 1995 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

AÑO CON MÁS a/ 1981 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 LA JOYITA

TOTAL De 1978 a 2002 42 22 4 0 0 0 0 0 0 3 4 25

AÑO CON MENOS 1978 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 AÑO CON MÁS 1998 5 9 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0

a/ Se han registrado dos o más años que cumplen con esta característica. Sólo se presentan los datos del año más reciente. FUENTE: CNA. Registro de Heladas. Inédito.

B Geología y Geomorfología

Fisiografía y geomorfología

En el estado existen afloramientos de todo tipo de rocas: ígneas, sedimentaria y metamórficas;

sus edades varían desde el mesozoico hasta el reciente, como se muestra en la Figura IV.5

(INEGI Carta Geológica, del Estado de Guanajuato. 1:1 000 000). Las más antiguas en la

entidad, corresponden a metamórficas del triásico-jurásico, sedimentarias del cretácico y las

que constituyen la mayoría de las rocas del estado, ígneas extrusivas del cenozoico (Terciario y

Cuaternario). Las estructuras en estas últimas son aparatos volcánicos, coladas de lava, fallas

regionales, fracturas y vetas de diferentes dimensiones.

La importancia de la geología en el estado radica fundamentalmente en la minería. En esta

actividad, Guanajuato ha destacado como un gran productor de oro y plata. Por otra parte, una

peculiar conformación geológica, ha permitido la existencia y explotación de acuíferos

subterráneos, principalmente en las partes central y sur de la entidad (INEGI, 2000).

Se distinguen, en el estado, tres grandes regiones geológicas, cada una de ellas con origen

particular y características geológicas distintivas: la Mesa Central, el Eje Neovolcánico y la

Sierra Madre Oriental.

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IV.-

Figura IV.5.- Regiones Geológicas.


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Eje Neovolcánico

El municipio de Salamanca se ubica en la región fisiográfica de la provincia del Eje

Neovolcánico, esta provincia colinda al norte con la Llanura Costera del Pacífico, la Sierra

Madre Occidental, la Mesa Central, la Sierra Madre Oriental y la Llanura Costera del Golfo

Norte; al sur, con la Sierra Madre del Sur y la Llanura Costera del Golfo Sur. Por el oeste llega

al Océano Pacífico y por el este al Golfo de México. Abarca parte de los estados de Jalisco,

Michoacán, Guanajuato, Querétaro, México, Hidalgo, Colima, Puebla y Veracruz, así como todo

el estado de Tlaxcala y el Distrito Federal (Figura IV.6). Se considera que se trata de una

antigua sutura reabierta a fines del Cretácico que formó un sistema volcánico transversal a las

sierras Madre Oriental y Occidental. Se caracteriza por la presencia de una gran cantidad de

aparatos volcánicos diversos conos, calderas y coladas que en su mayoría han conservado

intacta su estructura original.

Existen también en el lugar, gran cantidad de fracturas y fallas asociadas al vulcanismo

Terciario y Cuaternario que han dado lugar a fosas largas y de alguna profundidad, que han

originado la formación de lagos como el de Yuriria.

En esta provincia se presentan rocas ígneas y sedimentarias del Terciario, así como los

aluviones que han llenado valles y llanuras, originando los suelos de esas áreas los cuales

provienen del Cuaternario, se presentan algunos recursos minerales y manantiales termales.

De mucho menor cantidad y más dispersos que los de la Mesa Central. Hay yacimientos de

minerales no metálicos como ópalos y ágatas en Pénjamo y Tarimoro y de diatomitas en

Acámbaro.

http://mapserver.inegi.gob.mx/geografia/espanol/estados/definiciones/provincia.cfm#ejeneo

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Fuente: Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática, Dirección General de Geografía. Cartas biográficas escala 1:1 000 000, México.

Figura IV.6.- Regiones fisiográficas de México.

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El Eje Neovolcánico, cuenta con cinco subprovincias: El Bajío Guanajuatense, sierras y bajíos

michoacanos, Altos de Jalisco, llanos y sierras de Querétaro y las sierras volcánicas y lagos del

centro; es la provincia fisiográfica más extensa, abarca casi el 50% del territorio estatal en su

parte sur, cubriendo el Bajío, las sierras volcánicas y cuencas lacustres del sur, y las sierras y

mesetas del suroeste. Predomina en el Estado una altura de 2,000 metros sobre el nivel del

mar, lo que crea un paralelo térmico que modifica el clima del Estado y lo hace equiparable al

de la zona del Mediterráneo; las partes de mayor altura, superiores a los 2,500 metros sobre el

nivel del mar, se localizan en la Sierra de Guanajuato. Cabe mencionar que en esta sierra, en el

punto denominado “La Giganta”, es donde se presenta la mayor altura registrada, de 2,960

metros sobre el nivel del mar.

De manera particular el sitio del proyecto se ubicará en la provincia X del Eje Neovolcánico

(Tabla IV.8) en la subprovincia 51 del Bajío Guanajuatense, en el sistema 500 de topomorfas de

llanura, que abarca en total de 55.65% las superficie municipal.

Tabla IV.8.- Provincias y subprovincias fisiográficas

PROVINCIA SUBPROVINCIA SISTEMA DE TOPOFORMAS

% DE LA SUPERFICIE

Clave Nombre Clave Nombre Clave Nombre Municipal

IX Mesa del Centro 44

Sierras y llanuras del Norte de Guanajuato

100 Sierra 11.87

200 Lomerío 7.98 300 Meseta 7.57

302 Meseta

con lomeríos

6.47

320 Meseta

con cañadas

10.46

X Eje Neovolcánico 51 Bajío

Guanajuatense

500 Llanura 55.65 FUENTE: CGSNEGI. Carta Fisiográfica, 1:1 000 000

En la Figura IV.7 se muestra de manera gráfica la ubicación fisiográfica del sitio del proyecto

(FUENTE: INEGI: 1,250 000).

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Figura IV.7.- Provincias y subprovincias fisiográficas del municipio de Salamanca.

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Características litológicas del área

Las rocas más antiguas reconocidas en los afloramientos superficiales y en reportes de cortes

litológicos en el Valle pertenecen a la Unidad Ignimbrita Cuatralba que comprende todas las

rocas de naturaleza piroclástica y composición félsica, en ocasiones presenta abundante

brechamiento y fracturamientos. Dada su variación vertical en la región de León, se ha dividido

en dos miembros a esta unidad (Rodríguez et al., 1991). En la parte superior predominan

ignimbritas consolidadas con textura porfirítica con fenocristales de cuarzo, sanidino y escasa

plagioclasa, inmersos en una matriz vítrea. La parte inferior predominan tobas masivas, poco

consolidadas de coloración félsica, compuesta por cenizas volcánicas escasos fragmentos

líticos pómez. El miembro superior se reporta en el Valle que comprende Salamanca –

Querétaro.

Una secuencia de rocas basálticas y andesíticas, algunas veces riolíticas, estas unidades han

sido identificadas en diferentes localidades como Basaltos de Río Lerma y Andesita Ordeña, en

general se encuentran cubriendo a la ignimbrita cuatralba cubriendo a basaltos e ignimbritas se

encuentra el Terciario Granular Indiferenciado (Tci) (Rodríguez et al, op cit.). Esta unidad

consiste de conglomerados polimícticos con clástos subredondeados, pobremente clasificados.

Al parecer estos depósitos sedimentarios rellenaron las depresiones tectónicas presentes en el

valle, en ambientes de abanicos aluviales.

Los sedimentos cuaternarios incluyen todos los depósitos continentales clásticos no

consolidados (gravas, arenas, limos, arcillas y suelo residual), se localizan en la planicie y pie

de monte de las partes altas (Figura IV.8). Este paquete es clasificado como tobas en las

descripciones de columnas de pozos. Los estratos de arcillas, gravas y arenas varían en

espesor de centímetros a un par de metros en la parte superior, los primeros 50 m.

El Cerro Gordo, al noreste de la zona urbana está compuesto por basaltos y flujos de lavas. Al

sur del cauce del Río Lerma se localizan dos conos cineríticos constituidos por brechas

volcánicas. Hacia el sur oriente se localizan rocas basálticas cuaternarias de la formación

campo volcánico Michoacán - Guanajuato.

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Localmente, la mancha urbana de Salamanca se localiza en un valle originado por una fosa

tectónica, ver Figura IV.8, la carta geológica de Salamanca se encuentra en la Anexo IV.4

(INEGI 1: 250 000). El tipo de roca superficial prevaleciente son alternancias de sedimentos

lacustres, aluviones y suelos residuales de grano fino a medio. En el área se encuentran

distribuidas rocas volcánicas y rocas sedimentarias, cuyas edades van del terciario al reciente.

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Figura IV.8.- Carta geológica de Salamanca.

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Orografía

La entidad se encuentra atravesada por diversos accidentes orográficos, cuyas elevaciones

fluctúan entre los 2,300 metros y los 3,000 metros sobre el nivel del mar, siendo su altura media

del relieve topográfico de 2,305 metros para las partes altas y en 1,725 metros para las llanuras.

El suelo, topográficamente hablando, es muy accidentado. Entre las elevaciones más notables,

se pueden citar la Sierra Gorda al norte y al centro con dirección al noroeste, ocupando el

4.86% del territorio estatal; al sureste se localiza la Sierra de Guanajuato, la cual se une al

noroeste con la de Comanja o de Ibarra, y al este con la de Codorniz. Estas sierras atraviesan

la entidad de poniente a oriente y ocupan el 35.20% del territorio estatal, para dividirla en tres

zonas.

La primera zona corresponde al Bajío Guanajuatense o también conocida como el Bajío, que es

una región llana, interrumpida por algunos lomeríos y cerros aislados, destacando la Gavia y el

Culiacán; y cráteres extinguidos en Salamanca, Valle de Santiago y Yuriria. Esta región, ocupa

toda la parte del estado que se ubica al sur de la Sierra de Guanajuato. Se caracteriza por una

llanura de 1,700 a 1,800 metros de altitud sobre el nivel del mar y en su mayoría esta ocupada

por labores agrícolas altamente tecnificadas. Los suelos son de tipo chernozem de color negro y

chesnut, con predominio de los primeros. La precipitación pluvial anual promedio es de 700 mm,

y se considera que las tierras de esta zona son de las más ricas del país.

La segunda zona está formada por la Sierra de Guanajuato, compleja en cuanto a paisajes, se

caracteriza por la alternancia de zonas de laderas abruptas y cañadas ramificadas con algunas

mesetas alargadas y una altura promedio de 2,305 metros sobre el nivel del mar. La

precipitación pluvial es de 400 a 600 mm anuales, y sus suelos son de tipo chernozem, por lo

que se le considera con una mayor aptitud ganadera.

La tercera zona corresponde a la región del norte de la Sierra de Guanajuato, en la que también

predominan los llanos y algunas mesetas o cerros rocosos. El nivel promedio es de 2600

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metros sobre el nivel del mar, y se caracteriza por ser una zona seca, mejor conocida por los

llanos del Norte.

Particularizando por la localización el sitio de interés, éste se ubica en la zona 1,

encontrándose como las elevaciones más próximas Cerro Gordo y Cerro Comaleros, y como se

observa en la Figura IV.9, la carta topográfica se muestra en el Anexo IV.5 (INEGI, 1:50 000), el

área del proyecto se localizará en una superficie donde no se encuentra ninguna elevación del

terreno presentan lomeríos o serranías.

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Figura IV.9.- Carta Topográfica del Municipio.

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Presencia de fallas y fracturamientos

En el municipio, se tienen detectadas 4 fallas geológicas que afectan seriamente la

infraestructura urbana y rural, así también se ha detectado una zona de fracturamiento por la

avenida Faja de Oro, a la altura de la Facultad de Ingeniería Mecánica Eléctrica y Electrónica

(FIMEE). Las vías de ferrocarril están afectadas por una falla geológica activa 15 m antes de

llegar a la Av. Héroes de Cananea.

La zona urbana esta prácticamente divida por una falla ocasionada por los desplazamientos

diferenciales de dos bloques. Esta situación fue reportada desde 1982. La extensión de la falla

es de varios kilómetros; se tienen manifestaciones desde Cerro Gordo y se conoce una falla

paralela en J. Rosas. Se asocia la subsidencia a la extracción de agua subterránea.

En el caso del medio rural la problemática debido a este fenómeno geológico es la pérdida

considerable del agua agrícola en las grietas, así como también ruptura de canales y el

hundimiento de tierras de cultivo causando desnivel.

Zonas afectadas por causa de fallas geológicas

Las fallas afectan tres zonas urbanas y una rural, las cuales se mencionan a continuación.

• El bordo del Río Lerma entre las calles Andrés Delgado y Río Lerma zona centro se

encuentra afectada por una falla geológica activa.

• El Convento de San Agustín

• El Bordo del Río Lerma a la altura del Eco-parque

Los bordos del Canal Coria se encuentran afectados por una falla geológica activa a la altura de

la comunidad de Los Aguilares, motivo por el cual cuenta con una geomembrana con una

longitud aproximada de 800 m. La autopista es atravesada por una falla geológica activa a la

altura de la comunidad de Cerro Gordo. (Atlas de Riesgo del Estado de Guanajuato, 2007).

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En particular, la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, en su área Sureste, se encuentra afectada

por una falla geológica activa que en 1996 afectó el drenaje de la Refinería (Figura IV.10).

De acuerdo a las observaciones hechas durante la visita técnica realizada, en el área donde se

ubicará la planta ULSG-1 y sus servicios auxiliares, a pesar de la existencia de la falla de la

Ave. Faja de Oro, que atraviesa la zona sureste de la Refinería, no se observaron

agrietamientos o cuarteaduras en los terrenos destinados para su construcción (Atlas Riesgo

del Estado de Guanajuato, 2007). En este sentido, los estudios de mecánica de suelos

brindarán información precisa sobre la viabilidad o no de las construcciones a realizar.

Susceptibilidad de la zona a Sismicidad

De acuerdo a la clasificación de municipios de la República Mexicana y con la Regionalización

Sísmica, el municipio de Salamanca se encuentra considerado en la zona B, en donde se

registran sismos no tan frecuentemente o son zonas afectadas por altas aceleraciones pero que

no sobrepasan el 70% de la aceleración del suelo (Cenapred, 2000). En consecuencia, la zona

del proyecto no se encuentra sujeta a frecuentes movimientos sísmicos (Figura IV.11).

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Figura IV.10.-Fallas sísmicas de la Ciudad de Salamanca.

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Figura IV.11.- Regionalización sísmica de la República Mexicana

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Derrumbes

En el sitio del proyecto no se reportan zonas de derrumbes ocasionados por desgajamiento de

terrenos elevados. Asimismo, tampoco existen riesgos por deslizamientos debido a que la zona

está conformada por una planicie suave.

C Suelos

En la provincia del Eje Neovolcánico, se pueden encontrar zonas planas o semiplanas. Los

suelos más frecuentes son el vertisol pélico en las semiplanas, con pendientes moderadas:

También son frecuentes los de tipo feozem lúvicos y pélicos.

Los litosoles, por su poca profundidad, son útiles para la agricultura y el pastoreo. Los litosoles,

asociados con feozem háplico en las sierras, pueden utilizarse con fines pecuarios y forestales,

el drenaje interno es bueno (Carranza, 2005).

La geología superficial del Estado es muy variada y está conformada principalmente por rocas

ígneas extrusivas ácidas y básicas, y menos frecuentemente por las sedimentarias, sobre todo

las calizas. También se encuentran extensas zonas de aluviones (Rzedowski, 1978 y 2006).

Por otra parte, se delimitan 10 unidades edafológicas diferentes en la entidad que forman

complejas asociaciones. Las dos más abundantes corresponden a los suelos feozem y vertisol,

que en conjunto cubren más de 80% de la superficie y en gran parte son aptos para la

agricultura.

El municipio de Salamanca se caracteriza por tener suelos de aluviales originados en el

cenozoico por depósitos aluviales (al), de acuerdo a la Síntesis Geográfica del Estado de

Guanajuato los suelos predominates en el Municipio son el vertisol pélico y feozem lúvico.

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Vertisol pélico

Son suelos con textura fina y fase pedregosa (fragmentos mayores de los 7.5 cm en la

superficie o cerca de ella, que impide el uso de maquinaria agrícola), con topográfica diferente:

a) Pendientes menores de 8%. Este tipo de suelo se ubica en parte Norte y centro del

municipio; ocupando la mayor parte de la superficie del mismo.

b) Pendientes mayores de 20%, terreno con disección severa a terreno montañoso, se

ubica en la porción Sur del municipio.

La descripción de este tipo de suelo es la siguiente: tienen textura fina con fase pedregosa y por

su topografía se reportan como terrenos planos a ligeramente ondulados (de menos de 8% de

pendiente) y con pendientes pronunciadas (mayores de 20% al Sur del terreno).

Feozem

El término Feozem deriva del vocablo griego "phaios" que significa oscuro y del ruso "zemlja"

que significa tierra, haciendo alusión al color oscuro de su horizonte superficial, debido al alto

contenido en materia orgánica. El material original lo constituye un amplio intervalo de

materiales no consolidados; destacan los depósitos glaciares.

Se asocian a regiones con un clima suficientemente húmedo, para que exista lavado, pero con

una estación seca. El clima puede ir de cálido a frío y van de la zona templada a las tierras altas

tropicales. El relieve es llano o suavemente ondulado y la vegetación de matorral tipo estepa o

de bosque. El perfil es de tipo AhBC el horizonte superficial suele ser menos oscuro y más

delgado que en los Chernozem. El horizonte B puede ser de tipo Cámbico o Árgico.

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Feozem lúvico

En este tipo de suelos se presenta un horizonte árgico con una saturación en bases del 50 % o

más hasta una profundidad de 100 cm.

Los suelos de éste tipo da al municipio características de uso potencial para el desarrollo de

vida silvestre en su parte Sur, y al Noroeste la praticultura (cultivo de pastos) es limitada por el

suelo pedregoso, la mayor parte del terreno es destinado para actividades agrícolas, siendo el

suelo pedregoso el factor restrictivo para esta actividad, ver Figura IV.12, la carta edafológica se

muestra en el Anexo IV.6 (INEGI 1:250 000).

http://www.unex.es/edafo/FAO/Feozem.htm

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Figura IV.12.- Carta edafológica de suelo.

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Clasificación y Uso del Suelo

Existen en el municipio superficies que cuentan con una cobertura natural, con pocas

actividades antropogénicas y cuya permanencia ayuda a limitar la erosión de áreas agrícolas, a

la preservación de la variabilidad genética endógena, y a la recarga de acuíferos y la

disminución de contaminación por partículas suspendidas es necesaria mantenerla en una

política de conservación.

En la región se practica la agricultura intensiva, siendo la parte norte de la ciudad de

Salamanca, potencialmente de agricultura de riego anual semipermanente y al sur de la misma,

de agricultura de temporal.

En la Figura IV.13, la carta de uso potencial de suelo en Salamanca se presenta en el Anexo

IV.7 (INEGI 1:250 000) de uso potencial de suelo de Salamanca, la Capacidad I señala a

aquellas zonas destinadas para actividades agrícolas.

La zona urbana de la ciudad de Salamanca distingue en la los principales usos del suelo, la

zona industrial al norte y oriente; la zona del Centro Histórico, que proporciona servicios básicos

y medios; y el gran sector habitacional, ubicado al norte y sur del Río Lerma.

Con respecto al sitio del proyecto, donde se ubicará la planta desulforadora ULSG-1 y servicios

auxiliares (dentro del predio de la Refinería), al estar al norte de la ciudad de Salamanca, zona

de tipo industrial, no se requerirá tramitar cambio de uso de suelo, ya que es compatible con el

uso actual (ver Figura IV.13).

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Figura IV.13.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca.

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D Hidrología superficial y subterránea

Recursos hidrológicos localizados en el área de estudio

El estado de Guanajuato queda comprendido en parte de las regiones hidrológicas: Lerma-

Chapala-Santiago, que abarca la mayor parte del estado y del alto Río Pánuco (en la zona

norte). La división, entre estas dos regiones, es un tramo del parteaguas continental, ya que es

una región que drena al Golfo de México y otra al Pacífico (ver Figura IV.14).

Cuenca Río Lerma-Salamanca

La región hidrológica RH12 donde se localiza el municipio se encuentra divida en las cuencas

B (Río Lerma-Santiago) y H (Río Laja), cuatro subcuencas: Presa Solís Salamanca;

Salamanca-Río Angulo y Arrollo Temascalcingo las cuales se anotan en la Tabla IV.9:

Tabla IV.9.- Cuencas y subcuencas hidrológicas

REGIÓN CUENCA SUBCUENCA % Superficie municipal

Clave Nombre Clave Nombre Clave Nombre

a Presa Solís Salamanca 11.49

b Salamanca-Río Angulo 14.55 B

Río Lerma

Santiago

c Arrollo Temascalcingo 61.23

RH12 Lerma-Santiago

H Río Laja c Río Laja-Celaya 12.73

FUENTE: CGSINEGI. Carta Hidrológica de Aguas Superficiales, 1:250 000.

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IV.-

Figura IV.14.- Regiones hidrográficas de Guanajuato


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El proyecto se localiza en la Cuenca del Río Lerma-Salamanca en la subcuenca Salamanca-Río

Lerma Ángulo, la cual drena una superficie correspondiente a la zona centro y sur del estado.

Tiene su origen en la presa Solís en donde recibe las aguas de las subcuenca Presa Solís-

Salamanca y forma la conocida bifurcación del Lerma; comprende además los afluentes del

centro de la entidad, Salamanca-Río Angulo, arroyo Temazcatío y Río Guanajuato-Silao. Dentro

de esta subcuenca se localizan dos de los cuatro almacenamientos más importantes del estado

que son: las presas “La Purísima y La Gavia”.

Además recibe las aguas del Río Turbio-Presa Palote, Río Turbio-Manuel Doblado, donde se

originan el cauce del Río Turbio y finalmente Río Turbio-Corralejo. El área el Río Lerma recibe

la corriente Arroyo Feo, que conduce aguas residuales de la zona urbana de la ciudad de

Salamanca y aguas residuales industriales, que provienen del corredor industrial de esta

localidad, así como la Refinería de Pemex que se encuentra en la zona ver Figura IV.15, la

carta hidrológica de aguas superficiales se muestra en el Anexo IV.8.

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IV.

(INEGI 1:250 000)

Figura IV.15.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales.

-DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL

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Las corrientes y cuerpos de agua que se encuentran cercanos a la zona donde se ubicará el

proyecto se muestran en la Tabla IV.10 y en su totalidad son corrientes superficiales. La

corriente de agua más próxima a la Refinería se encuentra más o menos A 10 Km de distancia

en dirección sur.

Tabla IV.10.- Corrientes de agua próximas al municipio de Salamanca.

NOMBRE UBICACIÓN Lerma RH12Ba,b Temascatío-Ortega RH12Bc Laja RH12Hc Potrerillos RH12Bc Canal ing. Antonio Coria RH12Hc,Bc Canal Bajo Salamanca RH12Ba,Hc,Bc

Fuente: CGSNEGI. Carta Hidrológica de Aguas Superficiales, 1:250 000. INEGI. Carta Topográfica, 1:50 000.

Estas corrientes aun su próximidad con la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, no son fuente de

agua para consumo humano y procesos que se desarrollan dentro éstas instalaciones.

Almacenamientos

Los almacenamientos en esta parte del estado son escasos y de poca importancia

encontrándose obras intermitentes como bordos y represas de uso agrícola temporalero y

ganadero. Salamanca se ubica en una zona donde se ha incrementado el uso del agua

(poblacional agrícola, ganadero, industrial y de servicios) ocasionando que la extracción del

agua subterránea se incremente año con año, a costa del almacenamiento acuífero.

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Hidrología Subterránea

EL área se localiza en una unidad material no consolidado conocida como el Bajío, comprende

los valle de Celaya, Salamanca, Irapuato y Silao, el origen de estos es tectónico, producto de

fallas que originaron horts (pilares) y gravens (depresiones), estos últimos fueron rellenados por

material aluvial, ver Figura IV.16, la carta hidrológica de aguas subterráneas se muestra en el

Anexo IV.9(INEGI 1: 250 000).

La formación de subsuelo en la zona de estudio es escasa y su profundidad es muy somera.

Sólo se encontró reportado un pozo cercano a la Ciudad de Salamanca, con un corte litológico

de 700 m de profundidad. De acuerdo con las características del lugar y las unidades del suelo

reportadas, no se presentan basamentos bien definidos (Rodríguez et al., 1991).

Los acuíferos son de tipo libre, que se explotan por medio de norias y pozos, el tipo de agua es

dulce, y su uso es generalmente para riego, actividades pecuarias y consumo humano. Con

gastos máximos de 80 L/s.

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Figura IV.16.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas

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Sistema Acuífero

Desde el punto de vista regional en el área de Salamanca la explotación del agua del subsuelo,

se produce de dos acuíferos con diferentes características geohidrológicas.

1. Un acuífero superior constituido por materiales granulares del Terciario y principios del

Cuaternario, estos materiales presentan intercalaciones de basalto fracturado, con

espesor de hasta 40 m. La temperatura media de este acuífero se reporta de 24°C, y en

él se encuentran perforados la mayoría de los pozos de la zona; con profundidad

promedio de 150 m y un gasto medio de 40 litros por segundo (L/s).

2. El segundo acuífero se encuentra subyaciendo al primero, esta formado por roca riolítica

fracturada del Terciario, y en él se encuentran la mayoría de los pozos de uso industrial.

Es somero y está constituido por materiales granulares, y ha sido el más vulnerable a la

contaminación local.

Localmente en la Ciudad de Salamanca el Río Lerma delimita al sistema acuífero subterráneo.

En la parte Norte del cauce esta constituida por una formación somera, una intermedia y una

profunda. En tanto que en la zona sur no está bien definida, su extención es reducida de

geometría irregular, presenta un acuífero condiciones libres a semiconfinadas y confinadas..

La hidroestratigrafía local está fuertemente controlada por alternancia irregular de material de

grano muy fino a grueso, secuencia que incluye paleocanales de diferente geometría y

magnitud, la permeabilidad de los mismos facilita la movilidad de flujos someros. Cuenta con

una capa de arcilla impermeable que puede estar sosteniendo también acuíferos colgados de

dimensiones variables. No se conoce con precisión los espesores de la formación somera, su

profundidad al nivel estático varia de 18 a 19 m y como ya se comentó se emplaza en material

aluvial, se destaca que esta formación actualmente no se encuentra en explotación (Guysa,

1988 ).

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Uso potencial de las aguas subterráneas

En el uso potencial de acuíferos de acuerdo a la información del INEGI 2007 en el estado de

Guanajuato el uso es principalmente para consumo humano y de riego. También existen zonas

de veda clasificadas en la forma siguiente:

• Veda Rígida. Se recomienda no incrementar la explotación para ningún fin o uso por

sobre explotación del acuífero. Comprende los municipios de San Luis de la Paz, ciudad

Porfirio Díaz, Doctor Mora, San José Iturbide, Comonfort, Celaya, Apaseo el Alto,

Empalme Escobedo, Villagrán, Juventino Rosas, Salmanca, León y parcialmente San

Francisco del Rincón.

• Veda Intermedia. Zona donde se recomienda no incrementar la explotación con fines

agrícolas, reservándose para satisfacer demandas futuras de agua potable en centros

de población. Comprende los municipios de San Miguel de Allende, Irapuato, Manuel

Doblado y parcialmente San Francisco del Rincón.

• Veda Elástica. Zona donde puede incrementarse la explotación de agua subterránea

para cualquier uso, pero con control. Abarca los municipios de Dolores Hidalgo, Silao,

Romita, Pénjamo, Abasolo, Valle de Santiago, Jaral del Progreso, Yuriria, Maravatío,

Salamanca, Tarimoro y Acámbaro.

Con relación a este tema el municipio de Salamanca se ubica en dos zonas de veda la rígida y

la elástica, en ambas casos el aprovechamiento de agua se debe de hacer con uso controlado y

racional, sujetándose lo establecido en la Ley Nacional de Aguas.

IV.2.2 Aspectos bióticos

A Vegetación

Considerando la orografía y la hidrografía como factores principales, el Estado se divide en tres

grandes regiones:

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a) Región Norte: se caracteriza por un régimen pluviométrico escaso (500 mm) y por un clima

templado semiárido, extremoso en verano y en invierno. En ella los terrenos agrícolas son

delgados y poco fértiles y generalmente las cosechas son escasas.

b) Región centro o Bajío: El Bajío es la región más importante del estado y fue considerada

durante mucho tiempo como el granero de la república. En ella se encuentra la mayoría de

los mejores terrenos del territorio estatal. Esta región es un distrito de riego, tomando en

cuenta el sistema de la Presa Solís y de la Presa Ignacio Allende.

La región del Bajío tiene un buen régimen pluviométrico, que se calcula en 700 mm.,

promedio anual. La temperatura es sumamente agradable todo el año. Los terrenos son

planos y bien irrigados, lo que permite el cultivo de una gran variedad de productos

agrícolas. Entre otros se tiene: maíz, cebada, frijol, cacahuate, alfalfa, habas, sorgo, lenteja,

jitomate, lechuga, zanahoria, espárrago, cebolla, tomatillo, chícharos, garbanzo, papas,

cilantro, perejil, apio, betabel. Chiles varios, como: serrano, jalapeño, habanero, chilaca,

morrón y secos en todas sus variedades, como: negro, para guisar, mira cielo, mulato,

piquin, guajillo, pasilla para rellenar.

c) Región sur, aquí se encuentra La Presa Solís, que contribuye a su riqueza

Agropecuaria, su clima es semicálido y subhúmedo.

El territorio municipal cuenta con bosques de encino, mezquite y selva baja caducifolia.

Entre las especies forrajeras, se encuentra el zacatón, triguillo, lobero, navajita, liendrilla,

mezquite, pata de gallo, de zorra, banderita y colorado. Otras especies son pingüica, sotol,

nopal, huisache, gatuño, largoncillo, cuijote, tepehuaje, palo blanco, pochote, órgano,

garambullo, tepame, vara dulce, casahuate y mezquite. En la Tabla IV.11, se listan las

especies que son cultivables y las que conforman las asociaciones vegetales

representativas del municipio.

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Tabla IV.11.-Agricultura y vegetación

CONCEPTO NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE LOCAL UTILIDAD

Agricultura 67.23 % de la superficie municipal

Sorghum vulgare Triticum aestivum Hordeum sativum

Zea mays Medicago sativa

Sorgo Trigo

Cebada Maíz

Alfalfa

Forraje Industrial Industrial

Comestible Forraje

Pastizal 7.75 % de la superficie municipal

Distichlis spicata Heliotropium sp.

Aristida sp. Bouteloua sp.

Zacate salado Cola de alacrán

Zacate tres barbas Navajita

Forraje Forraje Forraje Forraje

Bosque 5.97 % de la superficie municipal

Quercus castanea Quercus resinosa

Arbutus xalapensis Arctostaphylos pungens

Encino colorado Roble

Madroño Manzanilla

Leña Leña Leña Leña

Matorral 14.17 % de la superficie municipal

Ipomoea sp. Bursera sp.

Myrtillocactus sp. Acacia farnesiana

Forestiera sp.

Cazahuate Copal

Garambullo Huizache Panalero

Leña Leña

Comestible Leña

Forraje Otro 4.88 % de la superficie municipal

_ _ _

NOTA: Sólo se mencionan algunas especies útiles. FUENTE: INEGI. Carta de Uso del Suelo y Vegetación, 1:250 000.

En la Figura IV.17 (INEGI 1:250 000) se pude apreciar el tipo de vegetación que se puede

encontrar en las zonas aledañas a la Refinería, corresponde a especies agrícolas de temporal y

riego, y la Carta de Vegetación se presenta en el Anexo IV.10.

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Figura IV.17.- Carta de Vegetación.

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Debido a que el área donde se instalará la planta ULSG-1 se encuentra dentro de las

instalaciones de la Refinería “Ing. Antonio M. Amor” de PEMEX, y zona urbana de la Ciudad de

Salamanca, éstas no cuentan con asociaciones vegetales nativas representativas del municipio,

como tampoco sitios de cultivo, por lo cual éste factor no será afectado en ninguna etapa por la

ejecución del proyecto.

B Fauna

Se ha reportado que para la composición faunística en el municipio está formada por

ejemplares descritos en la Tabla IV.12, es importante mencionar que ninguna de las especies

anotadas se encuentra sujeta a protección federal de acuerdo a la NOM-051- SEMARNAT-

2001.

Tabla IV.12.- Fauna representativa del municipio de Salamanca.

FAUNA NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMÚN

Mamíferos pequeños Spermophilus variegatus Ardilla o ardillón Didelphis marsupialis Tlacuache Mephitis macroura Zorrillo Sylvilagus floridanus Conejo Canis latrans Coyote

Avifauna Selasphorus rufus Colibrí Quiscalus mexicanus Urraca Columbina inca Torcacita Columbina passerina Tortolita pechipunteada Zenaida asiática Paloma alas blancas Zenaida macroura Huilota Carpodacus mexicanus Gorrión Spizella passerina Gorrión

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FAUNA Campilorhynchus brunneicapillus Matraca desértica Icterus parisorum Calandria Toxostoma curvirostre Huitlacoche Mimus polyglotus Cenzontle Pyrocephalus rubinus Cardenalillo Buteo jamaicensis Halcón cola roja Falco peregrinus Halcón peregrino Falco sparverius Halcón cernícalo Colinus virginianus Codorniz Chordeiles minor Chotacabras Piranga flava Tangaras Passer domesticus Gorrión

Reptiles Crotalus sp Víbora de cascabel Thamnophis sp. Culebra Pituophis deppei Alicante Lagartija

Insectos y arácnidos

Existe gran diversidad de ejemplares de la clase insecta y arácnida, representados por varias

especies de los siguientes órdenes, entre otros, que seguramente se encuentran el sitio de

estudio: Coleoptera (escarabajos), Diptera (moscos), Hemiptera (chinches de las plantas),

Hymenoptera (hormigas, avispas y abejorros), Lepidoptera (mariposas), Odenato (libélulas),

Orthoptera (chapulines).

Considerando que el sitio donde actualmente se localiza la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, y

que es una zona urbanizada donde no se encuentran habitando por fauna silvestre o bien de

tipo comercial ganadero, éste factor no será afectado en forma alguna.

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IV.2.3 Paisaje

El término paisaje ha sido empleado a lo largo de la historia con muy diversos significados. Por

paisaje se entiende naturaleza, territorio, área geográfica, medio ambiente, sistema de

sistemas, recurso natural, hábitat, escenario, ambiente cotidiano, entorno de un punto, pero

ante todo y en todos los casos el paisaje es manifestación externa, imagen, indicador o clave de

los procesos que tienen lugar en el territorio, ya que corresponden al ámbito natural o al

humano.

El paisaje como expresión externa y perceptible del ambiente, es sensible con el entorno y es

evidencia infalible de las actividades históricas desarrolladas por el hombre (los usos del suelo,

su actividad frente a los recursos naturales y los valores de la sociedad).

La construcción del proyecto como se ha venido mencionando se ubicará al lado Sureste de la

Refinería “Ing. Antonio M. Amor”; donde el uso de suelo es industrial por lo que no se tendrá

ninguna afectación significativa por la construcción de las plantas sobre el paisaje en ninguno

de sus aspectos: visibilidad, calidad paisajista y fragilidad visual de la zona circunadante.

IV.2.4 Medio socioeconómico

El medio físico y social están íntimamente vinculados, de tal manera que el social se comporta

al mismo tiempo como un sistema receptor de las alteraciones producidas en el medio físico. A

diferencia de los pocos o nulos efectos que en el medio físico se van a presentar, en el medio

socioeconómico se tendrán algunos, como son la generación de empleos, incremento en la

economía local y regional, entre otros, permitiendo a la población tener una fuente de ingresos o

mejorar su calidad de vida.

Por lo anterior, se tratará de hacer una descripción de los diversos aspectos que integran el

medio socioeconómico, es decir, estudiar los factores que configuren el medio social en un

sentido amplio profundizando en aquellos que puedan revestir características especiales en el

ambiente a afectar. El municipio de Salamanca se ubica en la cuidad de Salamanca, al norte de

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Guanajuato y posee una extensión territorial de 2,961.3 km2 que representan el 3.7% de la

extensión del estado. Está integrado por 261 localidades, de las cuales las más importantes

son: Salamanca, Los Altos, Los Cavazos, El Guerrero, Rancho Grande, Palo Blanco, Llorona

Nueva, Las Burras, Santa Gertudis, Rodolfo M. Rocha, 10 de Noviembre, Alfredo V. Bonfil,

Nuevo Santa Ana y el Porvenir.

A Demografía

La población en Salamanca, según el XII Censo General de Población y Vivienda, para el año

2000 fue de 226 654 habitantes, cifra que representa el 4.86% de la población total del Estado

(INEGI.Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003).

De acuerdo a dicha fuente información en el 2000 la población urbana representó el 73.85%,

mayor que la rural, correspondiendo al grupo entre los 15-64 años de edad el mayor

porcentajes de ésta población (Figura IV.18).

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IV.-


fuente INEGI

Figura IV.18.- Población urbana y rural por grandes grupos de edad

Grupos Étnicos

La población indígena existente en el municipio es de 321 personas, es decir, el 0.14% de la

población total del municipio, también existen 83 niños menores de 5 años que sus padres

hablan alguna lengua indígena, ver Figura IV.19.

http://www.ini.gob.mx/

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IV.-

Figura IV.19.- Distribución de la población que habla alguna lengua indígena.

De acuerdo a los resultados que presenta el II Conteo de Población y Vivienda del 2005, en el

municipio habitan un total de 363 personas que hablan alguna lengua indígena.

Crecimiento y distribución de la población

El constante crecimiento del municipio por población principalmente inmigrante ha incrementado

las diferentes necesidades por asentamiento generados de manera rápida, principalmente en

lugares con mayores dificultades para la conducción de los servicios básicos, esto contribuye a

la disminución de los niveles de bienestar para un gran segmento que requiere contar con mejor

nivel de vida.

En la estructura poblacional de Salamanca, registrada hasta el año 2000, según datos oficiales

del INEGI, se destaca un alto porcentaje de población económicamente activa, agrupada en el

intervalo de edad de entre 15 y 64 años, ver Figura IV.20.


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IV.-

Figura IV.20.- Población total por grandes grupos de edad.

Las principales localidades de acuerdo a la aportación de población al municipio son: la

cabecera municipal Salamanca aporta el 60.4% de la población total del municipio (137,000

habitantes). Valtierrilla aporta el 5.01% (11,372 habitantes), San José Temascatío aporta el 2%

(4,586 habitantes) y San Rafael aporta el 1.9% (4,479 habitantes).

Estructura por sexo y edad

La población total del municipio de Salamanca es de 226,654 habitantes, cifra que representa el

4.86% de la población total del Estado. De la población total del municipio el 47.9% son

hombres y el restante 52.1%, mujeres (Tabla IV.13 y Figura IV.21).


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Tabla IV.13.- Población según sexo

POBLACIÓN TOTAL SEGÚN SEXO Años censales 1950 a 2000

AÑO TOTAL HOMBRES PORCENTAJE MUJERES PORCENTAJE 1950 ESTADO 1 328 712 657 552 49.5 671 160 50.5 MUNICIPIO 49 255 24 883 50.5 24 372 49.5 1960 ESTADO 1 735 490 867 212 50.0 868 278 50.0 MUNICIPIO 67 097 34 160 50.9 32 937 49.1 1970 ESTADO 2 270 370 1 139 123 50.2 1 131 247 49.8 MUNICIPIO 105 548 52 666 49.9 52 882 50.1 1980 ESTADO 3 006 110 1 484 934 49.4 1 521 176 50.6 MUNICIPIO 160 040 79 267 49.5 80 773 50.5 1990 ESTADO 3 982 593 1 926 735 48.4 2 055 858 51.6 MUNICIPIO 204 311 99 441 48.7 104 870 51.3 1995 ESTADO 4 406 568 2 139 104 48.5 2 267 464 51.5 MUNICIPIO 221 125 107 693 48.7 113 432 51.3 2000 ESTADO 4 663 032 2 233 315 47.9 2 429 717 52.1 MUNICIPIO 226 654 108 627 47.9 118 027 52.1

F UENTE: INEGI. Guanajuato. VII, VIII, IX, X y XI Censos Generales de Población y Vivienda, 1950, 1960, 1970, 1980 y 1990. INEGI. Guanajuato. Conteo de Población y Vivienda 1995; Resultados Definitivos; Tabulados Básicos. INEGI. Xll Censo General de Población y Vivienda 2000; Tabulados Básicos Nacionales y por Entidad Federativa; Base de Datos y Tabulados de la Muestra Censal (Versión Disco Compacto).

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IV.-

Figura IV.21.- Población total por grupo quinquenal.

Natalidad y mortalidad

En lo que respecta a las tasas brutas de natalidad (TBN) y mortalidad (TBM) de este municipio

se han observado en la TBN la una tendencia a la baja debido a que en 1995 la TBN fue de 28

y de 25.2 habitantes para el 2000, en el caso de la segunda la TBM se mantuvo casi constante

esto por que se registró un ligero aumento del 0.5 Figura IV.22.


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IV.-

Figura IV.22.- Tasa bruta de natalidad y mortalidad.

En cuando al número de nacimientos el municipio en el período de 1996-2001 ha presentado un

comportamiento constante con un promedio de 5996 nuevos habitantes anuales y de 1007

defunciones (INEGI, 2002).

En las gráficas de la Figura IV.23, se puede observar que en al año de 1996 se reportan el

mayor número de nacimientos 6,206 en tanto que en 2001 se registraron la mayor cantidad de

fallecimientos 1,049 en el municipio. En su relación con el estado estos representan el 4.48% y

0.77%, respectivamente.


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IV.-

Figura IV.23.- Nacimientos y defunciones de 1996-2001.

Migración

Por otro lado el índice de intensidad migratoria para el municipio es de 0.1520 personas de

cada mil, es decir un grado de intensidad migratoria medio y la tasa anual de emigración a los

Estado Unidos 5.6 personas por cada mil. De acuerdo a los resultados que presenta el II

Conteo de Población y Vivienda del 2005, el municipio cuenta con un total de 233,623

habitantes.

Vivienda

El municipio tiene censadas 49,198 viviendas particulares de acuerdo al XII Censo de Población

y Vivienda. De éstas el 90.3% son casa habitación, y una mínima parte son departamentos o


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vivienda en vecindad, 4.6%. En cuanto a los ocupantes de las viviendas de Salamanca, se

puede decir que la mayoría reside en casa sola. Por otro lado, el promedio de ocupantes en

Salamanca es de 5.23 habitantes por vivienda.

En cuanto a la tenencia de las viviendas, el 83.3% son propias. Por otro lado, el 91.32% de las

viviendas del municipio tienen pisos diferentes a tierra, 93.5% tienen tabique en paredes y el

75.2% con techo de concreto. Aunque los materiales predominantes en las viviendas de

Salamanca son buenos, los servicios de la red pública no cubren la demanda existente.

De acuerdo a los resultados que presenta el II Conteo de Población y Vivienda del 2005, en el

municipio cuentan con un total de 53,480 viviendas de las cuales 49,974 son particulares.

Infraestructura social y de comunicaciones Educación

De acuerdo al XII Censo de Población y Vivienda aplicado por INEGI el 88.79% de la población

mayor de 15 años en el municipio está alfabetizada y el resto es analfabeta, Siendo el promedio

de escolaridad de la población municipal es de 6.9 años escolares.

Para la educación básica existen planteles de enseñanza preescolar, primaria y secundaria, así

también, se cuenta con escuelas de capacitación para el trabajo, de educación media,

bachillerato y superior.

En cuanto al porcentaje de analfabetismo en el municipio a partir de año de 1950 al 2000, este

ha ido decreciendo del 60 al 11.2%, es decir una disminución de el 81.4%.

http://www.inegi.gob.mx/

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Tabla IV.14.- Población inscrita al sistema educativo municipal

Nivel Educativo Alumnos Personal Docente Escuelas Preescolar 10,049 385 158 Primaria 32,927 1,149 160 Secundaria 12,924 515 54 Profesional Medio 1,221 154 10 Normal 245 30 2 Bachillerato 6,190 466 32 Superior 1,819 266 8 Licenciatura 1,701 230 6 Postgrado 118 36 2 Total 65,375 2,965 424

Fuente. Instituto de Información para el Desarrollo, Compendios Estadísticos Municipales, 2001.

Tabla IV.15.- Población de mayor a 15 años por grupo quinquenal de edad en condiciones de analfabetismo

POBLACIÓN DE 15 Y MÁS AÑOS POR GRUPO QUINQUENAL DE EDAD SEGÚN CONDICIÓN DE ALFABETISMO Y SEXO

Al 14 de febrero de 2000 TOTAL ALFABETA ANALFABETA NO ESPECIFICADA Intervalo de

edades HOMBRES MUJERES HOMBRES MUJERES HOMBRES MUJERESTOTAL 149,063 63,280 69,065 6,017 10,593 54 54 15 A 19 AÑOS 23,382 10,989 11,952 217 210 9 5 20 A 24 AÑOS 21,214 9,383 11,261 235 316 6 13 25 A 29 AÑOS 19,058 8,261 10,212 247 329 6 3 30 A 34 AÑOS 17,020 7,408 8,753 284 562 5 8 35 A 39 AÑOS 15,121 6,582 7,197 445 890 4 3 40 A 44 AÑOS 12,538 5,332 5,683 518 994 6 5 45 A 49 AÑOS 10,115 4,305 4,173 544 1,090 2 1 50 A 54 AÑOS 8,169 3,335 3,198 555 1,077 1 3 55 A 59 AÑOS 6,147 2,386 2,098 556 1,101 3 3 60 A 64 AÑOS 5,138 1,883 1,556 591 1,102 4 2 65 Y MÁS AÑOS 11,161 3,416 2,982 1,825 2,922 8 8

FUENTE: INEGI. Xll Censo General de Población y Vivienda 2000; Tabulados Básicos Nacionales y por Entidad Federativa; Base de Datos y Tabulados de la Muestra Censal (Versión Disco Compacto)

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En la Tabla IV.15 se puede observar que para el 2000, son las mujeres del municipio quienes

tienen los mayores números totales de alfabetismo, como de analfabetismo, esto en una parte

se debe a que son las mujeres la mayor parte de la población municipal.

Salud

Para proporcionar atención médica a la ciudadanía, el municipio dispone con la infraestructura

suficiente y de buen nivel, tanto del sector público como privado, ya que existen instituciones

como el Instituto Mexicano del Seguro Social (IMSS), la Secretaria de Salud (SSG), el Instituto

de Seguridad y Servicios Sociales de los Trabajadores del Estado (ISSSTE) y los servicios del

hospital de los trabajadores del petróleo (PEMEX), ver Tabla IV.16.

Tabla IV.16.- Población de derechohabientes de instituciones de seguridad social en 1996 y 2002.

INSTITUCIÓN TOTAL ASEGURADOS O TRABAJADORES

FAMILIARES, PENSIONA-DOS Y DEPENDIENTES

ESTADO MUNICIPIO ESTADO MUNICIPIO ESTADO MUNICIPIO 1996 TOTAL 1,805,496 118,756 513,576 47,544 1,291,920 71,212 IMSS 1,453,861 60,205 398,842 15,786 1,055,019 44,419 ISSSTE 293,315 8,070 83,002 2,945 210,313 5,125 PEMEX 50,481 50,481 28,813 28,813 21,668 21,668 SDN 7,839 0 2,919 0 4,920 0 2002 TOTAL 2,547,243 137,873 722,657 36,403 1,824,586 101,470 IMSS 2,152,995 91,545 616,966 24,911 1,536,029 66,634 ISSSTE 341,732 15,281 92,089 4,140 249,643 11,141 PEMEX 31,047 31,047 7,352 7,352 23,695 23,695 SDN 21,469 0 6,250 0 15,219 0

La población derechohabiente del municipio es de 132,955 personas en instituciones públicas

de salud, de las cuales el 65.9% pertenece al IMSS, 23.1% a PEMEX y el 10.8% al ISSSTE.

http://www.imss.gob.mx/

http://www.issste.gob.mx/

http://www.pemex.gob.mx/

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El municipio cuenta con 15 unidades médicas de primer nivel y dos de segundo nivel que se

distribuyen en 13 de SSG, dos del IMSS, una del ISSSTE y una de PEMEX. Además

Salamanca cuenta con 22 unidades médicas particulares.

También Salamanca cuenta con 120 consultorios médicos. En cuanto a las consultas, se tiene

una distribución como la siguiente:

Tabla IV.17.- Número de consultas médicas particulares

Tipo de consulta Número

Generales 379,357 Especialidad 176,996 Intervenciones quirúrgicas 7,828 Usuarios activos de planificación familiar 2,214

Fuente. SNIM, versión 6.en INEGI, 2002

En cuanto al capital humano existente en el sector salud, el municipio cuenta con 84 médicos

generales, 111 médicos especialistas y once en otras actividades, mientras que las enfermeras

existentes en el municipio, 215 están en actividad y 9 están inactivas.

Servicios públicos básicos

El gobierno municipal proporciona los servicios públicos indispensables, tales como: agua

potable y alcantarillado, alumbrado público, limpia y recolección de basura, mercados,

panteones, rastros; calles y pavimentos; parques y jardines; seguridad pública; tránsito y

vialidad además de regulación urbana y construcción.

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Urbanización

Vías de Comunicación

Salamanca cuenta con una infraestructura de comunicación terrestre que logra conectar a todas

sus comunidades. El territorio municipal está comunicado por 125 kilómetros de caminos, entre

autopistas y caminos rurales, que cubren el 65% de dicho territorio; entronca en Salamanca la

carretera proveniente de Morelia para vincularse con el eje Querétaro-Irapuato.

Estas vialidades resultan importantes debido a que las diversas actividades productivas, de

comunicación, comerciales y transporte, se realizan en automotores de pasajeros y de carga.

El ferrocarril a Ciudad Juárez y Guadalajara atraviesa el municipio con 20 kilómetros, existe una

estación en la ciudad para incorporar un gran movimiento de carga petroquímica y

agropecuaria. Se tiene también ramal a Valle de Santiago y Jaral del Progreso.

Por otro lado, el ferrocarril constituye un medio más de transporte de gran apoyo en el

desplazamiento y comercialización de productos agrícolas, ganaderos, y petroleros entre otros.

Medios de Comunicación

Salamanca cuenta con 13 oficinas de correos, dos administraciones de telégrafos, 4 estaciones

de radio, telefonía y periódicos de circulación estatal.

Abasto

Salamanca cuenta con infraestructura de abasto lo suficientemente desarrollada para las

necesidades del municipio y la región, ya que por su situación geográfica y sus vías de

comunicación, funciona como uno de los puntos estratégicos de la entidad por donde fluye una

gran proporción de mercancías.

http://www.e-local.gob.mx/enciclo/queretaro/index.html

http://www.e-local.gob.mx/work/templates/enciclo/guanajuato/municipios/11017a.htm

http://www.e-local.gob.mx/enciclo/chihuahua/Mpios/08037a.htm

http://www.e-local.gob.mx/enciclo/jalisco/mpios/14039a.htm



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A continuación se muestra el número de centros de abasto con que cuenta el municipio.

(INIDEG, 2001).

• Tiendas 9

• Tianguis 5

• Mercados públicos 2

• Rastros mecanizados 1

• Tiendas de autoservicio 10

Recreación y deporte

En materia de recreación y deporte, existen instalaciones suficientes para dar atención a ésta

demanda, contándose con museos, cines, teatros, centros nocturnos y diversas instalaciones

para la práctica de todas las disciplinas deportivas, tanto en la cabecera municipal como en el

medio rural.

Población económicamente activa

a) Población Económicamente Activa por Sector

El municipio de Salamanca cuenta con una Población Económicamente Activa (PEA) de 68,288

personas de las cuales 97.84% es ocupada y el resto es PEA desocupada. También podemos

mencionar a la Población Económicamente Inactiva que es de 95,289 personas que representa

el 58.02% de la población del municipio en edad de trabajar.

De la PEI 22.8% son estudiantes y 47.5% están dedicados a las actividades del hogar. En la

Tabla IV.18, se encuentra la distribución de personas en cuanto a los sectores de actividad.

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Tabla IV.18.- Distribución en número y porcentaje de la PEA por sectores económicos

Sector Número de personas

% que representa

Primario (Agricultura, ganadería, caza y pesca) 9,401 14.06%

Secundario (Minería, petróleo, industria manufacturera, construcción y electricidad)

23,608 35.33%

Terciario (Comercio, turismo y servicios) 31,501 47.14%

Fuente: CEDEMUN, SNIM versión 6.0

Salario Mínimo

De acuerdo a la Comisión Nacional de los Salarios Mínimos mediante resolución publicada en

el Diario Oficial de la Federación del 29 de diciembre de 2006, el municipio de Salamanca

pertenece al área geográfica “C” y en el año el 2007 el salario mínimo general fue de $47.60

pesos diarios.

b) Distribución de la población activa por sectores, productos y servicios

Principales Sectores 1.- Agricultura

El sector de la agricultura se puede considerar que está en segundo término después del

industrial. El municipio de Salamanca ocupa un lugar destacado en la producción estatal de

trigo, ajo, tomate, cáscara, garbanzo, ejote, sorgo, cebada, espárrago y avena forrajera. Otros

importantes cultivos son: alfalfa, calabacita, camote, cebolla, chícharo verde, chile verde, fresa,

fríjol, jitomate y maíz (Figura IV.24).

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IV.-

Fuente: Secretaría de Desarrollo Agropecuario de Gobierno del Estado.

Figura IV.24.- Volumen de (toneladas/año) producción de los principales cultivos en los años agrícolas 1995/96 y 2001/02

En cuanto al rendimiento de estos cultivos para el año agrícola 2001/02, con excepción del fríjol,

se puede observar con excepción del fríjol, se puede observar un incremento para el 2001

(Figura IV.25).


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IV.-

Fuente INEGI Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003.

Figura IV.25.- Rendimiento medio de los principales cultivos, en los años agrícolas 1995/96 y 2001/02.

2.- Ganadería

La ganadería se practica en forma extensiva; su importancia es relevante. La producción

ganadera se encuentra distribuida en casi todo el municipio donde se explotan los siguientes

tipos de ganado: porcinos, bovinos, caprinos y aves (Figura IV.26 y Tabla IV.19).


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IV.-

Figura IV.26.- Población ganadera (cabezas de ganado) 1996 – 2002.

Tabla IV.19.- Población avícola y existencia de colmenas 1996 y 2002

CONCEPTO ESTADO MUNICIPIO 1996 2002 1996 2002

GALLINÁCEAS f/ 17,836,370 62,886,717 1,097,876 230,352 EXISTENCIAS DE COLMENASg/ 39,000 31,900 g/ 707 578

NOTAS: f/ Para 1996 comprende aves para carne y huevo. Para 2002 comprende: gallinas, gallos, pollos y pollas, tanto para la producción de carne como de huevo. g/ Comprende colmenas rústicas y modernas. Fuente INEGI Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003.


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IV.-

3.- Industria

Los principales giros industriales en el municipio se dedican a la elaboración de derivados del

petróleo, uniformes deportivos, productos químicos, hielo, óxido de hierro, mezclas de hule y

plásticos, vaselina, aceites, oxígenos, nitrógeno, argón, anhídrido carbónico, pinturas,

adhesivos, mejoradores de suelos, envases de hojalata, equipos industriales, reactores,

pesticidas, sulfato de amonio, urea, refacciones industriales, velas, brillantinas y bióxido de

carbono líquido, principalmente.

La industria manufacturera representa una importante fuente de ingresos para Salamanca,

entre éstas destacan la alimentaría, la de fabricación de productos no metálicos y metálicos, la

maderera, la textil y otras (Figura IV.27 y Figura IV.28).


Figura IV.27.- Unidades en actividades manufactureras por subsector en 1998


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IV.-


Figura IV.28.- Personal ocupado en actividades industriales

4.- Comercio

La actividad comercial en Salamanca, está representada por una amplia gama de

establecimientos que ofrecen a la población regional todo tipo de productos y artículos para el

hogar, la oficina y la agricultura (Tabla IV.20).

Tabla IV.20.- Número de establecimientos comerciales y de abasto

Tipo de comercio y/o abasto Número Tiendas 9 Tianguis 5 Mercados públicos 2 Rastros mecanizados 1 Tiendas de autoservicio 10


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IV.-

Como se observa en la Figura IV.29, el comercio al por menor, en este subsector reportá al

mayor número de personas ocupadas en 1988, según lo muestran las estadísticas de las

unidades económicas, personal ocupado y producción bruta total en las actividades

comerciales, por sector de actividad de 1988.


Figura IV.29.-Actividades del sector comercial

5.- Turismo

Se dispone de varios hoteles que satisfacen la demanda de este servicio. No obstante, resulta

deficiente la infraestructura restaurantera. Hay suficientes instituciones de crédito y financieras.

El servicio de transporte esta considerado como aceptable. Cuenta con servicio de

arrendamiento de autos, agencias de viajes y hospedaje, entre otros.


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Tabla IV.21.- Establecimientos y cuartos de hospedaje, por clase del establecimiento para el los años 1996 al 2002ª/

CLASE ESTADÍSTICA ESTABLECIMIENTOS CUARTOS ESTADO MUNICIPIO ESTADO MUNICIPIO

1996 TOTAL 310 9 12,339 414 CINCO ESTRELLAS b/ 15 0 1,136 0 CUATRO ESTRELLAS 32 1 2,822 55 TRES ESTRELLAS 62 5 2,897 241 DOS ESTRELLAS 53 0 1,951 0 UNA ESTRELLA 34 2 995 78 CLASE ECONÓMICA c/ 114 1 2,538 40 2002 TOTAL 423 10 15,869 465 CINCO ESTRELLAS 25 0 2,045 0 CUATRO ESTRELLAS 54 1 3,610 54 TRES ESTRELLAS 103 6 4,110 288 DOS ESTRELLAS 65 0 2,312 0 UNA ESTRELLA 63 2 1,598 66 SIN CATEGORÍA d/ 113 1 2,194 57

a/ Datos referidos al 31 de diciembre de cada año. b/ Incluye clase especial. c/ Comprende: sin categoría, amparados, casas de huéspedes y cabañas. d/ Comprende: clase económica, posadas, bungalows, cuartos amueblados, suites y condominios. FUENTE: Coordinadora de Turismo del Estado. Departamento de Política Turística.

El municipio de Salamanca, en los años de 1996 al 2002, recibió turistas nacionales y

extranjeros, siendo los primeros los que ocuparon los el mayor número de establecimientos

hoteleros (Figura IV.30).

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IV.-

a/ Incluye extranjeros residentes en el país. b/ Incluye nacionales residentes en el extranjero. FUENTE: Coordinadora de Turismo del Estado. Departamento de Política Turística

Figura IV.30.- Ocupación hotelera en el período de 1996-2002.

B Factores socioculturales

Dentro del sitio donde se ubicará el proyecto no se realizan actividades culturales y religiosas,

sin embargo a continuación se describen las actividades y lugares de reunión más comunes del

municipio de Salamanca.

Los monumentos históricos más representativos del municipio se listan a continuación:

• A José Ma. Morelos y Pavón

• A Miguel Hidalgo y Costilla

• A Lázaro Cárdenas


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• Monumento Petrolero

• Obelisco a Benito Juárez

• Fuente Petrolera

Monumentos Arquitectónicos

• Cruz Atrial Tequitqui

• Templo del señor del Hospital

• Edificio de la Presidencia Municipal y su portal

• Templo de las Tres Caídas

• Templo de San Agustín

• Parroquia Nativitas

• Parroquia Antigua

• Templo Expiatorio

• Iglesia de San Juan de la Presa

• Casa del Delegado de la Santa Inquisición

Museos

Los centros de conocimiento están representados por los siguientes museos:

• Museo de Hidalgo.

• Casa de la Inquisición

• Estación del Ferrocarril

• Casa típica de las Ollas

http://www.e-local.gob.mx/work/templates/enciclo/guanajuato/municipios/11023a.htm#a

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Fiestas, Danzas y Tradiciones

El municipio tiene muchas festividades de todo tipo, a continuación se mencionan las más

importantes:

• El 1 de enero se celebra el aniversario de la fundación de la ciudad. El domingo anterior

al miércoles de ceniza, el Carnaval en el Barrio Nativitas.

• La feria de Salamanca, durante la Semana Santa. Es celebrada con múltiples eventos,

como: exposiciones agrícola, artesanal, ganadera, comercial, industrial y cultural; peleas

de gallos, charreadas, juegos mecánicos, competencias deportivas y, elección y

coronación de la reina. En el ámbito religioso se realizan peregrinaciones el martes,

Jueves y Viernes Santos y procesión del Silencio el Viernes por la noche.

• El 25 de agosto, las festividades de San Agustín.

• Festividad de Corpus Christi. Solemne ceremonia religiosa que se efectúa el tercer

jueves del mes de junio, con la puesta de los siete altares alrededor del jardín principal,

los cuales son adornados con frutas que se obsequian al finalizar la ceremonia religiosa.

Cabe mencionar que anteceden a este día la participación de los diferentes gremios de

la ciudad durante ocho días, entrando en peregrinación al templo del Señor del Hospital,

el cual es bellamente decorado con los trabajos de cera que elaboran los artesanos del

lugar. En el ámbito profano se llevan a cabo bailes populares y fuegos artificiales.

• Durante el mes de diciembre se realizan concursos de pastorelas, villancicos, piñatas,

poesía coral con temas navideños, nacimientos y carros alegóricos con temas bíblicos.

• El traje típico de la mujer consiste de blusa de algodón blanco de manga corta y falda de

color rojo en la parte superior y verde bandera en la parte inferior, uniéndose los colores

en forma angular.

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Artesanías

El Municipio de Salamanca es profundamente rico en variedad artesanal, Las primeras

investigaciones de “La Casa de la Cultura”, indican la gran sensibilidad de los Salmantinos.

Tanto en la zona urbana como en la zona rural, la expresión artística de los habitantes se

manifiesta en las siguientes disciplinas: cestería, platería, deshilado, cera escamada, bronce,

ceriescultura, talla en madera y cantera, tejido de vara, máscaras en hoja de palma, cohetería,

tejido de lana, veladoras decorativas, vitral, dulces artesanales, piñatas navideñas, cristal

empañado, punto de cruz, trajes típicos en muñecas, pintura en cerámica, marcos en madera,

alfarería y cerámica, pintura sobre cerámica, cinturones piteados, cartonería, tejido de ganchos,

camballa, instrumentos musicales prehispánicos, juguete de hoja de plata y aparatos de

petróleo. Se cuenta con varios talleres familiares, que son una autentica tradición salmantina y

una herencia legada por los padres. Agustinos desde el Siglo XVII, la cual Es ya reconocida en

todo el país y ha tenido gran aceptación a nivel mundial. Cuenta también con su fama por

presentar sus grandiosos nacimientos navideños en figuras de cera, manifestándose con los

pasajes del antiguo y nuevo testamento. Durante la época decembrina hasta el día 2 de febrero,

día de la Candelaria.

Gastronomía

El arte culinario radica principalmente en las enchiladas con pata de puerco o cecina,

encurtidos, tamales, menudo, buñuelos, gorditas de trigo, fruta cubierta y nieves.

Centros Turísticos

El municipio cuenta con instalaciones deportivas y recreativas como son: el Club Salamanca,

Club Campestre, Balneario el Cerrito y Balneario el Tajo, entre otros centros.

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IV.2.5 Diagnóstico Ambiental

El área donde se ubicará la planta ULSG 1 está caracterizada por una superficie plana,

originada por el acarreo de material suelto (aluviones) del cuaternario. El tipo de clima es

semicálido subhúmedo (ACw0) con lluvias en verano la temperatura promedio anual es de

19.2°C con una precipitación de 195.3 mm promedio anual registrada. Las granizadas ocurren

en la época de mayor precipitación, en tanto que las heladas generalmente suceden en la

época de otoño invierno cuando se registra el un escaso número de precipitaciones y

temperaturas bajas.

En cuanto a estos factores ambientales éstos no serán afectados de forma significativa, debido

a que los trabajos de obra para la construcción de la planta desulforadora se realizarán en

forma local y únicamente en el predio de la Refinería en un área total aproximada de 60 225 m2.

Es decir los factores clima, geología, topografía y suelo no tendrán alteraciones importantes,

esto también considerando que el área se encuentra actualmente impactada por las actividades

propias de la Refinería.

De acuerdo a la descripción que realizó anteriormente en el presente capítulo se encuentra en

un región la donde se presenta un buen drenaje de agua. Sin embargo esta característica

además de su estructura, composición fisicoquímica, particularmente en el sitio destinado para

el presente proyecto, se encuentran alteradas debido la presencia de la actual infraestructura de

la Refinería.

En cuanto a la presencia de fallas geológicas en el sitio del proyecto, la Refinería “Ing. Antonio

M. Amor” se encuentra en su área sureste, atravesada por una la falla de la Ave. Faja de Oro,

no obstante que en año de 1993 afecto su sistema de drenaje éste evento geológico, no

interfiere con los procesos propios de la refinación del petróleo crudo, como tampoco afectará a

las nuevas instalaciones de la ULSG-1, debido a que no se construirán sobre éstas.

El sitio para la construcción de la planta ULSG-1 se ubica en la Región hidrológica RH12Bb

encontrándose como la corriente superficial de agua más próxima a un 1.0 km de distancia en

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Fecha: Diciembre

De 2007






dirección sureste es el Río Lerma, cabe señalar que el suministro de agua potable no proviene

de éste, sin embargo es un receptor de sus aguas residuales tratadas.

En suministro de agua potable a la Refinería, éste se realiza por el aprovechamiento de pozos

de aguas de acuíferos subterráneos mediante una concesión para esta actividad, se destaca

que el proyecto se ubica en una zona de veda de agua subterránea por lo que existen

restricciones para su uso y explotación, la actual concesión con la que cuenta PEMEX le

permite un flujo de extracción de 2,761.2 T/h de los cuales consume 1,956.7 T/h.

Por la ubicación del sitio del proyecto dentro de la Refinería la vegetación presente es de tipo

secundaria (pasto) y la que rodera al predio no será alterada por ninguna de las actividades que

se realizarán para la construcción y operación de la Planta ULSG-1.

Por otro lado, al encontrarse en una zona de tipo urbano y con uso de suelo industrial, en el

área de interés no se encuentran especies de flora y fauna sujetos a protección por la NOM-

059-2001.

De acuerdo a la cartografía del INEGI disponible escala 1: 50 000, el uso potencial de suelo

circundante a la ciudad de Salamanca es de tipo agrícola y pecuario, y considerando que el

proyecto se realizará en el predio actual de la Refinería estos usos no se afectarán en forma

alguna. Con respecto a los usos de suelo el sitio de interés se ubica en la zona industrial, por lo

que tampoco se alterará esta condición.

En cuanto a los aspectos socioeconómicos desde la construcción a la operación y

mantenimiento de la Planta ULSG-1, representará un beneficio en el sentido que generará

nuevos empleos y continuará contribuyendo con el desarrollo industrial de Salamanca y de la

Región.

Los usos dados al suelo y la vegetación, así como los sistemas de manejo empleados para ello,

implican en la mayoría de las veces la modificación de la composición de la vegetal causando

cambios ligeros que alteran la cobertura vegetal, hasta cambios tan severos que implican su

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Fecha: Diciembre

De 2007






remoción total o parcial. La identificación de esta condición en el tiempo permite valorar de

manera cuantitativa las variaciones en superficie y cualitativamente las pérdidas o ganancias de

calidad de los recursos naturales.

Con el propósito de establecer las condiciones ambientales previas al proyecto e identificar los

posibles deterioros ambientales con la información obtenida se realizó una estimación de la

fragilidad natural.

Al respecto pude decirse que el sitio de interés se encuentra actualmente impactado por las

instalaciones, procesos y actividades propios de la Refinería que se encuentra operando desde

1950, la fragilidad del ambiente por la presencia de cobertura vegetal natural es poco

significativa.

Anexo IV.1. Plano de Zonificación de Uso de Suelo de Salamanca.

Anexo IV.2. Registros climáticos de Salamanca, SMN 2007.

Anexo IV.3.- Carta climática de Salamanca.

Anexo IV.4.- Carta geológica de Salamanca.

Anexo IV.5.- Carta Topográfica del Municipio.

Anexo IV.6.- Carta edafológica de suelo.

Anexo IV.7.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca.

Anexo IV.8.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales.

Anexo IV.9.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas.

Anexo IV.10.- Carta de Vegetación.

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V.‐ IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES

CONTENIDO

V. IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES ....3 V.1. Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales ............................4

V.1.1. Criterios de identificación de impactos .............................................................................4 V.1.2. Criterios de evaluación de impactos.................................................................................5

V.1.2.1 Magnitud de impacto ambiental ....................................................................................6 V.1.2.2 Importancia de los factores ambientales ......................................................................8 V.1.2.3 Significancia de los impactos ambientales .................................................................10

V.2. Identificación de impactos ambientales.....................................................................11 V.2.1. Actividades relevantes en las diferentes etapas del proyecto ........................................11 V.2.2. Estado actual del sistema ambiental ..............................................................................13 V.2.3. Visita al sitio....................................................................................................................14 V.2.4. Requisitos de la legislación y normatividad aplicable.....................................................15 V.2.5. Indicadores ambientales.................................................................................................19

V.3. Descripción de impactos ambientales .......................................................................21 V.3.1.1 Preparación del sitio ...................................................................................................22 V.3.1.2 Construcción...............................................................................................................27 V.3.1.3 Operación y mantenimiento........................................................................................34 V.3.1.4 Abandono del sitio ......................................................................................................41

V.4. Evaluación de impactos ambientales .........................................................................46 V.4.1. Aire .................................................................................................................................47 V.4.2. Agua ...............................................................................................................................48 V.4.3. Suelo...............................................................................................................................50 V.4.4. Paisaje ............................................................................................................................51 V.4.5. Socio-economía..............................................................................................................51

V.5. Impactos ambientales en emergencias ......................................................................52 V.6. Escenario modificado ..................................................................................................57

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LISTA DE TABLAS

Tabla V.1.- Criterios de evaluación de impactos ambientales.................................................. 7 Tabla V.2.- Rango de magnitud del impacto ambiental............................................................ 8 Tabla V.3.- Componentes y factores del sistema ambiental del proyecto................................ 9 Tabla V.4.- Criterios de calificación de los factores ambientales ............................................. 9 Tabla V.5.- Importancia de los factores ambientales.............................................................. 10 Tabla V.6.- Rangos de significancia de impacto ambiental .................................................... 11 Tabla V.7.- Lista de actividades relevantes del Proyecto. ...................................................... 12 Tabla V.8.- Regulación ambiental aplicable. .......................................................................... 16 Tabla V.9.- Indicadores ambientales del proyecto.................................................................. 20

LISTA DE FIGURAS

Figura V.1.- Etapa de preparación del sitio. ........................................................................... 23 Figura V.2.- Etapa de construcción y arranque. ..................................................................... 30 Figura V.3.- Etapa de operación y mantenimiento. ................................................................ 35 Figura V.4.- Etapa de abandono de sitio. ............................................................................... 43 Figura V.5.- Escenario de riesgo probable. Día...................................................................... 53 Figura V.6.- Escenario de riesgo probable. Noche................................................................. 54 Figura V.7.- Escenario de riesgo catastrófico. Día. ................................................................ 55 Figura V.8.- Escenario de riesgo catastrófico. Noche ............................................................ 56

LISTA DE ANEXOS

Anexo V.1 Matrices de identificación y evaluación de impactos. Anexo V.2.- Planos de análisis de consecuencias de riesgo

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V. IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES

En este Capítulo se presenta la identificación, descripción y evaluación de los impactos

ambientales que se prevén generados por las obras y actividades del proyecto sobre el sistema

ambiental del área de estudio.

El capitulo está organizado en 6 secciones principales. En la Sección V.1, se describen los

pasos de la metodología aplicada para la identificación y la evaluación de los impactos

ambientales. La Sección V.2 presenta el proceso de identificación de impactos ambientales. En

la Sección V.3 se describen los impactos identificados. La Sección V.4 corresponde a la

evaluación de los impactos ambientales y la determinación de su significancia con base en el

análisis de los efectos que pueden producir en el ambiente. En la sección V.5 se presenta la

identificación y evaluación de impactos en emergencia, con base en el estudio de riesgo del

proyecto.

Finalmente, en la Sección (V.6) se describe el escenario ambiental modificado en el que se

identifican los impactos que podrían resultar de insertar las obras y actividades del proyecto en

el área de estudio, comparado con las condiciones ambientales base.

En general, la identificación y evaluación de los impactos ambientales que las actividades del

proyecto podrían generar, se basa en la ubicación, dimensiones, características y alcances de

las obras y actividades del proyecto; en el análisis integral del sistema ambiental del área de

estudio, y por supuesto, se ha tenido en cuenta la vinculación con los ordenamientos jurídicos

aplicables relativos a la preservación del equilibrio ecológico y la protección del ambiente,

según se ha descrito en Capítulos previos:

• Información técnica del Proyecto (Capítulo II)

• Vinculación de los ordenamientos jurídicos (Capitulo III)

• Estado actual del sistema ambiental del área de estudio (Capítulo IV)

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V.1. Metodología para identificar y evaluar los impactos ambientales

La metodología utilizada para la identificación y la evaluación de los impactos ambientales

comprende seis pasos con la aplicación de criterios específicos.

• Definición de actividades relevantes del proyecto

• Determinación de los componentes y factores ambientales relevantes del área de

estudio.

• Requisitos de la legislación y normatividad aplicable.

• Definición de indicadores de impactos

• Identificación de impactos

• Evaluación de impactos

A continuación se describen los criterios de identificación y evaluación de impactos, y el

seguimiento de los pasos de la metodología planteada. Es importante mencionar que para la

identificación y evaluación de los impactos ambiéntales, también se utilizó la técnica de sobre-

posición de planos y mapas temáticos, conforme se presentó en los Capítulos II y IV, para la

identificación de los escenarios espaciales ambientales del proyecto. Los planos analizados

incluyen las instalaciones de la Refinería, las áreas de las instalaciones del proyecto y cartas

temáticas tales como hidrología, edafología, topografía, vegetación, uso de suelo y zonificación

ecológica entre otras.

V.1.1. Criterios de identificación de impactos

La aplicación de los criterios de identificación de impactos se realiza en los cuatro primeros

pasos de la metodología, tomando en cuenta las características de obras y actividades del

proyecto, el estado actual del sistema ambiental de la zona de estudio, los requisitos legales y

la definición de indicadores ambientales.

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1.

2.

3.

4.

Determinación de las actividades relevantes del proyecto. En este paso se sintetiza

y ordena la información relativa a las actividades del proyecto en sus diferentes etapas

(del Capitulo II); con esto se elaboran un diagrama de bloques de las actividades y se

genera una lista de las actividades relevantes, Sección V.2.1.

Determinación de los componentes y factores ambientales relevantes del área de estudio. Con base en el estado actual del sistema ambiental (del Capítulo IV), y las

observaciones de campo obtenida durante el recorrido del sitio del proyecto, se

determina un inventario de los componentes y factores relevantes que conforman el

sistema ambiental del área de estudio e interactúan como parte del ecosistema.

Secciones V.2.2 y V.2.3.

Requisitos de la legislación y normatividad aplicable. Con base en la normatividad

aplicable al proyecto (del Capítulo III), se realizó un resumen de las obligaciones y

requisitos legales, para ser tomados en cuenta en el cumplimiento ambiental legal base

del proyecto. Sección V.2.4.

Definición de indicadores de impacto ambiental.- Para cada uno de los

componentes o factores ambientales relevantes que integran el sistema ambiental, se

define un índice de de referencia, cualitativo o cuantitativo, para evaluar la dimensión de

las modificaciones o alteraciones en el ambiente como consecuencia del establecimiento

del proyecto Sección V.2.5.

V.1.2. Criterios de evaluación de impactos

La evaluación de los impactos ambientales se realiza mediante la aplicación de criterios de

evaluación definidos en relación con las condiciones, duración y características del proyecto, y

los alcances y efectos de los impactos. La finalidad de la evaluación es determinar la dimensión

de los impactos ambientales para clasificarlos por su significancia o relevancia en el equilibrio

ecológico de la zona de estudio y la prevención de la contaminación de tal manera que se

identifique el escenario ambiental del área de estudio con la inserción del proyecto. Los

resultados de la evaluación de impactos se presentan en la Sección V.4.

Rev. No. 0







La significancia o relevancia de los impactos ambientales, se determinó a partir de la relación

directa de dos criterios generales de evaluación: La magnitud del impacto sobre el ambiente y la

importancia del factor o componente ambiental influenciado.

La magnitud del impacto ambiental es un indicador del nivel de influencia o efecto que puede

causar cada actividad del proyecto sobre un componente ambiental.

La importancia del factor ambiental indica el valor o sensibilidad que puede tener

determinado componente ambiental en el mantenimiento del equilibrio ecológico del sistema de

estudio, como parte integral y funcional del mismo.

V.1.2.1 Magnitud de impacto ambiental

Para determinar la magnitud del impacto, se aplicaron tres criterios particulares: duración del

efecto, extensión del efecto y la forma de incidencia sobre el factor ambiental.

Duración (D): Se refiere al tiempo que se puede mantener el efecto de un impacto una vez

ocurrido o la actividad que lo genera. Se relaciona con el periodo de tiempo que dura el efecto

sobre el ambiente, ocasionado por la actividad del proyecto. Se tiene en cuenta la capacidad

que tiene el sistema ambiental para absorber dicha modificación o disturbio sobre cada

componente ambiental.

• Permanente.- Cuando los efectos sobre el ambiente persisten debido a que el sistema

no retorna a su condición original.

• Temporal.- Cuando los efectos generados por una acción son absorbidos por el sistema

ambiental en un periodo de tiempo relativamente corto, considerando como referencia el

periodo de tiempo que dura la actividad que genera el impacto.

Extensión (Ex): Determina el efecto del impacto sobre un horizonte espacial, es decir, en

referencia a una superficie determinada como área de afectación sobre el componente

ambiental analizado, estableciéndose en las siguientes categorías.

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• Puntual.- El efecto del impacto se extiende dentro de las áreas de ejecución del

proyecto.

• Local.- El efecto del impacto se extiende dentro de los límites del área de estudio.

• Regional.- El efecto del impacto se extiende más allá de la zona de influencia; es decir,

dicho impacto puede manifestarse más allá de los límites del área de estudio.

Efecto (Ef): Este criterio se refiere a la forma de incidencia de la acción sobre el factor o

componente ambiental que se evalúa. El efecto del impacto puede ser de tres tipos.

1.

2.

3.

Indirecto: cuando el impacto no incide de forma directa sobre el factor ambiental.

Directo: cuando el impacto incide directamente sobre el factor ambiental.

Sinergístico: cuando los efectos benéficos o adversos del impacto en evaluación se

suman o adicionan a los que causa otra acción simultánea.

Como siguiente paso, los criterios mencionados anteriormente fueron valorados por un grupo

interdisciplinario y se les asignó un valor de jerarquía que se presenta en la Tabla V.1.

Tabla V.1.- Criterios de evaluación de impactos ambientales

CLAVE IMPACTO VALOR DURACIÓN

Pe Permanente 1 T Temporal 3

EXTENSIÓN P Puntual 1 L Local 2 R Regional 3

EFECTO D Directo 1 In Indirecto 2 S Sinergístico 3

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Considerando los valores asignados a estos criterios y aplicando la siguiente ecuación se

estimó un índice de la Magnitud del Impacto, tomando como referencia la propuesta de V.

Conesa F. et al 1997.

M= (D+Ex+Ef)/9

Donde:

M= Magnitud del impacto

D= Duración de la acción

Ex= Extensión del impacto

Ef= Efecto del impacto

9= Valor máximo posible de la sumatoria de los valores asignados a los criterios considerados

para evaluar la magnitud de los impactos.

Los valores de la magnitud de los impactos serán los indicados en la Tabla V.2.

Tabla V.2.- Rango de magnitud del impacto ambiental

Rango Magnitud Alta 7-9

Media 5-6 Baja 3-4

V.1.2.2 Importancia de los factores ambientales

Los componentes y factores ambientales que son relevantes en el área del estudio y que son

susceptibles de interactuar con las actividades del proyecto ya sea de forma positiva o negativa;

es decir, sobre los que se pueden causar algún tipo de impacto se presentan en la Tabla V.3.

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Tabla V.3.- Componentes y factores del sistema ambiental del proyecto.

COMPONENTE AMBIENTAL FACTOR AMBIENTAL

Calidad del aire Olor

Visibilidad. AIRE

Ruido Calidad del suelo SUELO Permeabilidad.

Calidad del agua Uso AGUA

Disponibilidad. PAISAJE Paisaje

Economía regional. Economía local SOCIO-ECONOMÍA

Generación de Infraestructura y servicios públicos

Para efecto de la evaluación de los impactos que se puedan causar ambiente, se valora la

importancia de los factores ambientales tomando en cuenta cinco criterios que determinan su

interrelación en el equilibrio ecológico del sistema ambiental de estudio. Los criterios de

valoración son los siguientes (Tabla V.4).

Tabla V.4.- Criterios de calificación de los factores ambientales

VALOR CRITERIO

1 Valor biológico (biodiversidad, conservación, endemismo, rareza).

2 Importancia para el funcionamiento del ecosistema local o regional.

3 Valor estético, paisajístico o cultural.

4 Afectación sobre la abundancia, disponibilidad o calidad del componente ambiental en el área de

estudio.

5 Valor para la calidad de vida de los pobladores locales.

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Con base en la discusión de un equipo multidisciplinario, se analizó cada componente y factor

ambiental, considerando las condiciones actuales del sistema ambiental del área de estudio y

del sitio del proyecto y se realiza la sumatoria de valores asignados a cada concepto aplicable

con los criterios de calificación (Tabla V.5). Los resultados obtenidos muestran que los factores

ambientales más importantes del sistema de estudio son la calidad del aire, y la calidad y

disponibilidad del agua.

Tabla V.5.- Importancia de los factores ambientales

COMPONENTE AMBIENTAL FACTOR AMBIENTAL ASIGNACIÓN

DE VALORES

IMPORTANCIA DEL FACTOR AMBIENTAL

Calidad del aire 4+5 9 Olor 4+2 6

Visibilidad 3 3 AIRE

Ruido 4 4 Calidad del suelo 4 4 SUELO

Permeabilidad 4 4 Calidad del agua 4+5 9

Uso 4+2 6 AGUA Disponibilidad 4+5 9

PAISAJE Paisaje 3 3

Economía regional 5 5

Economía local 5 5 SOCIO-

ECONOMÍA Generación de

infraestructura y servicios 5 5

V.1.2.3 Significancia de los impactos ambientales

Finalmente, la determinación de la significancia o relevancia de los impactos ambientales se

realiza a partir de la factorización de la magnitud del impacto y la importancia del factor

ambiental. El producto de los factores se cuantifica como la significancia del impacto ambiental

y se clasifica con los rangos de ponderación indicados en la Tabla V.6.

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SIGNIFICANCIA DEL IMPACTO AMBIENTAL

= MAGNITUD DEL

IMPACTO X

IMPORTANCIA DEL FACTOR AMBIENTAL

Tabla V.6.- Rangos de significancia de impacto ambiental

Significancia del impacto Rango

No Significativo 1-4 Importante 5-7

Muy importante 8-9

V.2. Identificación de impactos ambientales

Siguiendo los cuatro primeros pasos de la metodología referida en la Sección V.1, la

identificación de los impactos tomo en cuenta las actividades del proyecto, la importancia de los

componentes del sistema ambiental, los requisitos de la legislación ambiental, las condiciones

ambientales actuales observadas en el sitio, durante el recorrido en campo, y los resultados de

la sobre-posición de planos y cartas temáticas.

V.2.1. Actividades relevantes en las diferentes etapas del proyecto

Con base en la descripción del proyecto, se identificaron las diferentes actividades que tendrán

que realizarse, sus características y su alcance. Se generó una lista general y un diagrama de

bloques por cada una de las cuatro etapas del proyecto:

1.

2.

3.

4.

Preparación del sitio

Construcción y pruebas de arranque

Operación y mantenimiento

Desmantelamiento y abandono del sitio

El listado general de las actividades del Proyecto que podrían interactuar con los componentes

ambientales del sistema de estudio, se presenta en la Tabla V.7.

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Tabla V.7.- Lista de actividades relevantes del Proyecto.

ETAPA ACTIVIDAD DEFINICIÓN

1 Administración de personal.

Trabajadores que desarrollarán las actividades de esta etapa del proyecto.

2

Excavación para cimentaciones e

instalaciones subterráneas.

Ruptura de concreto de algunas áreas, y remoción del suelo para enterrar

cimentaciones y colocar instalaciones subterráneas. Movimiento de tierra dentro y

fuera de las áreas.

3 Acondicionamiento de áreas para maniobras, talleres y almacenes.

Compactación, nivelación y cobertura de concreto al suelo.

4 Obras provisionales. Instalación de sanitarios, oficinas y comedor provisionales. P

repa

raci

ón d

el s

itio.

5 Uso de maquinaria, equipo y vehículos.

Máquinas empleadas para la preparación del sitio, transporte de tierra y materiales para

construcción.



7 Obra civil.

Cimentación, levantamiento de estructuras, adecuación de calle 12 A, construcción de

edificios, instalación y levantamiento de tuberías, limpieza y pintado de obras e

instalaciones.

8 Obra electromecánica.

Instalación y ensamble de equipos, instalación de instrumentación y control,

habilitación de cuartos de control, instalación de sistema eléctrico.

9

Obras de Integración de la Planta ULSG 1

con instalaciones existentes.

Extensión/ampliación de ductos, tuberías y cableado de conexión entre las instalaciones

nuevas del Proyecto y las instalaciones existentes.

10 Pruebas de arranque y operación.

Pruebas de arranque de maquinaria y equipos de la Planta ULSG 1, Torre de

enfriamiento, Cuarto de Control Satélite, Subestación eléctrica y quemador.


Máquinas empleadas para la preparación del sitio, transporte de tierra y materiales para

construcción.

Con

stru

cció

n.

12 Obras y servicios de apoyo.

Uso y operación de las áreas de servicio almacenes de materiales, talleres, patios y

sanitarios.

Rev. No. 0







ETAPA ACTIVIDAD DEFINICIÓN



14 Operación y

mantenimiento de la Planta ULSG 1

Desulfurización de la gasolina catalítica para reducir la concentración de azufre de 200 ppm a 10 ppm.

15

Operación y mantenimiento de la

Regeneradora de amina.

Eliminación de azufre de la corriente de amina rica proveniente de la Planta ULSG 1 para ser recirculada.

16 Operación y

mantenimiento de la Torre de enfriamiento.

Enfriamiento de agua para los sistemas de intercambio de calor.

17 Operación y

mantenimiento del quemador.

Combustión de las emisiones de gases provenientes de la Planta ULSG 1

18

Operación y mantenimiento de las

subestaciones eléctrica.

Transformación del voltaje de la energía eléctrica recibida de los turbogeneradores.

Ope

raci

ón y

Man

teni

mie

nto.

19

Mantenimiento y limpieza de

infraestructura y servicios

Obras y actividades para reparación de caminos, acceso en general, iluminación, bases, racks, drenajes, edificios, servicios sanitarios y administrativos, entre otros.



21 Desmantelamiento de instalaciones.

Desmantelamiento de las unidades y componentes de limpieza.


Máquinas empleadas para la preparación del sitio, transporte de tierra y materiales.

Aba

ndon

o de

l siti

o.

23 Disposición de materiales y residuos.

Manejo y disposición final de los materiales y residuos generados durante el desmantelamiento.

V.2.2. Estado actual del sistema ambiental

El área de estudio del sistema ambiental del proyecto es una zona de condiciones naturales

modificadas de lo que fuera su condición original, con particular énfasis debe reiterarse que el

sitio del proyecto se ubica dentro de la Refinería, en una zona de uso de suelo industrial y

rodeado de zona conurbana del municipio de Salamanca, Gto.

Rev. No. 0







En el área del proyecto, los componentes bióticos naturales tales como la flora y la fauna son

prácticamente ausentes, aunque pueden mencionarse animales domésticos y fauna urbana

como roedores e insectos.

Los factores abióticos presentes en el sistema ambiental se encuentran en las siguientes

condiciones:

Agua: El Río Lerma es el cuerpo de agua más cercano a la Refinería, y es el punto en donde

descargan sus aguas residuales. Este río se ubica a una distancia aproximada de 1.5 km al

sureste de la Refinería.

Respecto al agua subterránea, el acuífero disponible es actualmente explotado por la Refinería

para procesos y servicios industriales conforme a las autorizaciones vigentes, y corresponde a

una zona de veda, por lo tanto, este componente ambiental se encuentra en proceso de

aprovechamiento restringido.

Aire: La calidad del aire de la zona es baja debido a las emisiones de la alta actividad industrial

y por la baja calidad de los combustibles que se utilizan tanto en el sector industrial como en el

sector productivo en general, por lo que se puede afirmar que este componente ambiental ya se

encuentra considerablemente modificado.

Suelo: Este componente ambiental está completamente modificado respecto a las condiciones

naturales originales. Se trata de terrenos de uso de suelo industrial, planos y la mayor parte de

su superficie está cubierta de concreto o pavimentos. Las áreas asignadas para las

instalaciones del proyecto, se encuentran cubiertas con gravilla y en su mayoría con concreto.

V.2.3. Visita al sitio

Durante la visita al sitio del Proyecto, se recorrieron los diferentes predios en los que se

ubicarán las instalaciones y se realizó un reconocimiento general de la zona de estudio.

Rev. No. 0







Las áreas asignadas para la construcción de las instalaciones nuevas del proyecto se

encuentran dentro del predio de la Refinería de PEMEX en Salamanca, Guanajuato “Ing.

Antonio M. Amor”. Las superficies disponibles para la construcción de las nuevas instalaciones

se encuentran libres. De manera general, se puede decir que son áreas planas, en las que se

han desmantelado instalaciones pre-existentes, con suelo cubierto de concreto o grava suelta, y

libres de vegetación. El recurso suelo ya ha sido modificado previamente con la construcción y

operación de las instalaciones existentes y pre-existentes de la Refinería desde hace más de 40

años, por lo que no se verá incrementada su afectación por la construcción de este proyecto.

Asimismo, conforme al estado ambiental actual del sitio, no se consideran afectaciones

relevantes a los componentes ambientales de flora y fauna, debido a que en el sitio del proyecto

sólo hay vegetación de tipo secundario, y no se observó vegetación original natural de la zona,

y la fauna observada es urbana del tipo roedores e insectos. Es decir, en el sitio del proyecto y

área de estudio, no se encuentran especies nativas de de flora y fauna silvestres con categoría

de riesgo, conforme con la Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2001- Proteccion

ambiental-especies nativas de México de flora y fauna silvestres-categorías de riesgo y

especificaciones para su inclusión, exclusión o cambio-lista de especies en riesgo.

V.2.4. Requisitos de la legislación y normatividad aplicable

En particular, este proyecto de la Planta ULSG 1, sus servicios auxiliares e integración de la

Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca, Gto, para la producción de Gasolina de Ultra bajo

Azufre, está propuesto como una acción directa requerida en las Directrices de la Política

Energética Nacional y las acciones de desarrollo y modernización de PEMEX-Refinación, y

consistentemente es para cumplir en específico con la Norma Oficial Mexicana en materia de

combustibles fósiles NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005.

En general, la regulación ambiental aplicable a este proyecto, se resume en la Tabla V.8.

Rev. No. 0






V.‐

Tabla V.8.- Regulación ambiental aplicable.

IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES

AUTORIZACIÓN, PERMISO O NORMA APLICABLE REQUISITOS U OBLIGACIÓN

MATERIA

NOM-085-SEMARNAT-1993 Monitoreo de emisiones y cumplir con los límites máximos permisibles de las normas oficiales.

COMPONENTE AMBIENTAL

Aire

Presentar el reporte anual de emisiones por contaminante. COA

Establece los límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gasolina como combustible. 06/MAR/07


Cumplir con los niveles máximos de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes, de acuerdo

con el flujo de gases. NOM-043-SEMARNAT-1993

El equipo de medición debe cumplir con las

especificaciones incluidas en la norma. Establece los límites máximos permisibles de coeficiente de absorción de luz y el porcentaje de opacidad, provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan diesel como combustible, procedimiento de prueba y características técnicas del equipo de medición. D.O.F. 22-04-1997.


Niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de

azufre y óxidos de nitrógeno, así como los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto y directo por combustión.


Establece las especificaciones sobre protección ambiental que deben cumplir los combustibles fósiles

líquidos y gaseosos. NOM-085-SEMARNAT-1994

La concentración de bióxido de azufre como contaminante atmosférico no debe rebasar el límite

máximo normado de 0.13 ppm, en 24 horas una vez al año y 0.03 ppm en una media aritmética anual.

NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005

Establece el valor permisible para la concentración de bióxido de azufre en el aire ambiente. Salud ambiental. Criterio para evaluar la calidad del aire ambiente con respecto al bióxido de azufre (SO2). Valor normado para la concentración de bióxido de azufre (SO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población. D.O.F. 23-12-1994.

NOM-022-SSA1-1993

Se debe cumplir con el contenido básico para un programa de evaluación de riesgo epidemiológico a la

salud del hombre por exposición a agentes potencialmente dañinos en el ambiente general y de

trabajo.

NOM-023-SSA1-1993

Rev. No. 0







AUTORIZACIÓN, PERMISO O

NORMA APLICABLE REQUISITOS U OBLIGACIÓN

NOM-048-SSA1-1993

NORMA Oficial Mexicana NOM-022-SSA1-1993, Salud ambiental. Criterio para evaluar la calidad del aire

ambiente con respecto al bióxido de azufre (SO2). Valor normado para la concentración de bióxido de azufre

(SO2) en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población.

Titulo de Concesión. Solicitud en formato oficial y proyecto técnico de obras a realizar.


Se debe cumplir con los límites máximos permisibles de contaminantes básicos, metales pesados, cianuros, pH,

coliformes fecales y parásitos, para las descargas de aguas residuales a aguas y bienes nacionales,

NOM-001-CNA-1995 Todo el conjunto de elementos que conforman el sistema

de alcantarillado sanitario que trabaje a superficie libre debe garantizar su hermeticidad.

Agua


Todas las corrientes que contienen los compuestos de azufre liberados en la refinación del petróleo y en los

procesos de desulfurización asociados deben ser tratadas con el fin de recuperar el azufre (mayor o igual al

90%) y reducir la emisión de contaminantes a la atmósfera.

Autorización de Programas de Manejo de Residuos.

Elaborar y dar seguimiento a Programa de Manejo de Residuos en comunicación con las autoridades competentes de los tres niveles de gobierno.

NOM-004-SEMARNAT-2002 Establece los límites máximos permisibles para metales pesados, patógenos y parásitos en lodos y biosólidos.

NOM-052-SEMARNAT-1993 Obligatoria en lo conducente para los responsables de identificar la peligrosidad de un residuo.


Obligatoria en el procedimiento para llevar a cabo la prueba de extracción para determinar los constituyentes

que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.

NOM-054-SEMARNAT-1993 Obligatoria en el procedimiento para determinar la incompatibilidad entre dos o más de los residuos

considerados como peligrosos.

Residuos


Se debe cumplir con los límites máximos permisibles en equipos, equipos eléctricos, equipos contaminados,

líquidos, sólidos y residuos peligrosos que contengan o estén contaminados con bifenilos policlorados.

MATERIA


Rev. No. 0







AUTORIZACIÓN, PERMISO O

NORMA APLICABLE REQUISITOS U OBLIGACIÓN

NOM-005-SCT2/1994

Se debe cumplir con la Información de Emergencia para el Transporte Terrestre de Substancias, Materiales Peligrosos, especificada en el punto 4.1 o bien lo

señalado en el punto 4.2 de la norma.


Especificación de protección ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de líneas de transmisión y de

subtransmisión eléctrica que se pretenden ubicar en áreas urbanas, suburbanas, rurales, agropecuarias,

industriales, de equipamiento urbano o de servicios y turísticas Energía

NOM-001-SEDE-1999

Especificaciones de carácter técnico que satisfagan las condiciones adecuadas de seguridad para las personas y

sus propiedades, en lo referente a protección contra choque eléctrico, efectos térmicos, sobrecorrientes,

corrientes de falla, sobretensiones, fenómenos atmosféricos e incendios, en las instalaciones destinadas

a la utilización de la energía eléctrica.

MATERIA


Rev. No. 0







V.2.5. Indicadores ambientales

Un indicador ambiental es “un elemento del medio ambiente afectado, o potencialmente

afectado, por un agente de cambio” (Ramos, 1987). Los indicadores son aplicados como

índices cuantitativos o cualitativos que permiten evaluar la dimensión de las alteraciones que

podrán producirse como consecuencia del establecimiento del proyecto; es decir, un indicador

de impacto ambiental es un índice de referencia de las interacciones y/o afectaciones al

ambiente.

Por lo tanto, los indicadores de los impactos ambientales se conforman a partir de los

componentes y/o factores del sistema ambiental que potencialmente pueden ser modificados

como consecuencia de la obra y/o actividades del Proyecto.

La principal aplicación de los indicadores de impacto ambiental se registra al comparar

alternativas ya que permiten determinar la magnitud de la alteración que recibe cada elemento

del sistema ambiental de estudio.

Los indicadores para los componentes y factores ambientales que se definieron para el

proyecto, se presentan en la Tabla V.9.

En este sentido, los indicadores de impacto están vinculados con la valoración de los

componentes y factores del sistema ambiental debido a que la magnitud de los impactos

depende en gran medida del valor que se les ha asignado.

Rev. No. 0







Tabla V.9.- Indicadores ambientales del proyecto.


FACTOR AMBIENTAL INDICADOR

Calidad del aire. Concentración de contaminantes. Olor Emisiones perceptibles Visibilidad Percepción visual y efectos en la salud

AIRE

Ruido. Niveles sonoros.

Calidad de suelo Cambio de composición, de patrones de drenaje, contaminación. SUELO

Permeabilidad Modificación de disponibilidad de infiltración

Calidad de agua. Cambio de composición/Concentración de contaminantes.

Uso Modificación de uso actual o potencial del agua AGUA

Disponibilidad. Modificación de la capacidad de acuífero/Volumen de extracción.

PAISAJE Paisaje Modificación del escenario visual actual

Economía regional Aumento/Disminución/Concentración de actividades productivos.

Economía local. Aumento/Disminución/Concentración de actividades productivas. SOCIO-ECONOMÍA

Generación de infraestructura y servicios públicos.

Aumento/Disminución/Desarrollo/Mejora en la zona.

Rev. No. 0







V.3. Descripción de impactos ambientales

Con la aplicación del paso cinco de la metodología descrita, en esta Sección se describen los

impactos ambientales identificados en cada etapa del proyecto.

Se realizó con el análisis de las acciones y características de las emisiones del proyecto al

ambiente, y se determinó si existirá interacción o influencia positiva o negativa sobre cada uno

de los componentes y factores ambientales del ecosistema de estudio. Cuando se identifica que

las actividades y/o obras del proyecto y los componentes ambientales interactúan de forma tal

que se puede causar modificación al ambiente, se tiene indicada la identificación de un impacto

ambiental.

El resumen de los impactos identificados por cada etapa del proyecto se presenta en la Matriz I

incluida en el Anexo V.1, la cual es una matriz general de Identificación. En las filas de la matriz

se colocaron los componentes del sistema ambiental que podrían ser afectados por el Proyecto;

y en las columnas, se colocaron las actividades que se desarrollarán en las distintas etapas de

ejecución del Proyecto: Preparación del sitio, construcción, operación y mantenimiento, y

abandono del sitio.

En particular, se analizan las condiciones físicas existentes en el terreno y se considera que la

modificación que el proyecto podría ocasionar al escenario ambiental actual respecto a flora y

fauna es mínima debido a que estos factores no son relevantes dentro del sistema ambiental

del área de estudio, según se ha descrito en la Sección V.2.2 de este capítulo.

En relación con el paisaje, no se identifican impactos al mismo debido a que no se modifica la

visibilidad actual del sitio del proyecto, ni de la zona. Las estructuras y las instalaciones del

proyecto son totalmente compatibles con el entorno actual de la Refinería, tal que las obras

construidas sólo representarán la adición de un elemento similar en el paisaje existente, sin

causarle ningún efecto.

Rev. No. 0






V.‐IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES

V.3.1.1 Preparación del sitio

La preparación del sitio consiste en las actividades previas necesarias para la construcción de

las instalaciones del proyecto. Las principales actividades de esta etapa del proyecto son:

1.

2.

3.

4. Obras

5.

Administración de personal.

Excavación para cimentación e instalaciones subterráneas.

Acondicionamiento de áreas para maniobras, talleres y almacenes.

provisionales.

Uso de maquinaria, equipos y vehículos.

En la Figura V.1 se presenta un diagrama de flujo con las actividades de esta etapa del

proyecto y la indicación de las principales emisiones que pueden tener interacción con el medio

ambiente y generar impactos ambientales.

Rev. No. 0





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Figura V.1.- Etapa de preparación del sitio.

Rev. No. 0







1.- Administración de personal.- Para el desarrollo de las actividades en sitio, se contratará al

personal necesario, el cual podrá ser local preferentemente.

Impactos benéficos:

a)

a)

b)

SOCIO-ECONOMÍA. En este componente se identifica influencia con la generación de

oportunidades de trabajo, debido a la derrama económica por sueldos y salarios, el

desarrollo de actividades comerciales de baja escala tales como hospedaje, renta de

habitaciones, oferta de alimentos, servicios de transporte, servicios de recreación, entre

otros, con los consecuentes beneficios en el incremento del mercado de productos y

actividades productivas locales, y mejora en la calidad de vida.

Como impactos adversos, se identifican los siguientes:

SUELO: Por la generación de residuos del personal, se prevé un impacto a la calidad del

suelo debido al riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un

manejo inadecuado de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de

manejo y disposición de residuos.

AGUA:

• Por la generación de aguas residuales sanitarias se impactaría la calidad del

componente ambiental agua, en caso de un tratamiento inadecuado de efluentes, o

incurrir en incumplimiento de requisitos legales de la calidad del agua residual de

descarga. Al respecto, se debe tener en cuenta que se contará con instalaciones de

servicios sanitarios y la red de drenajes separados por cada tipo de descarga de agua

residual.

• En cuanto al consumo de agua potable, este solo deberá ser empleado para consumo

humano, por lo que no se prevé un impacto adverso altamente significativo en la

disponibilidad del recurso agua.

Rev. No. 0







2.- Excavación para cimentación e instalaciones subterráneas.- Durante estas actividades

se prevé la ruptura de concreto en algunas áreas, la excavación y apertura de zanjas, trincheras

y perforaciones del suelo, el movimiento de tierras, así como la nivelación y compactación. Al

respecto, los impactos ambientales que se identifican son los siguientes:

Se identifican los impactos adversos siguientes:

a)

b)

a)

b)

AIRE. Afectación potencial a la calidad del aire por la emisión de polvos durante el

movimiento y traslado de materiales de construcción, ruptura de concreto y excavaciones.

SUELO. Modificación del relieve actual del suelo mientras se mantengan abiertas las cepas

y trincheras para la cimentación, con el consecuente riesgo de afectación a la

impermeabilidad del mismo. También puede contarse que en este factor se influye con los

residuos de excavación que deban ser dispuestos en áreas externas porque se puede

modificar la orografía, patrones de drenaje, permeabilidad y uso de las áreas.

3.- Acondicionamiento de áreas para maniobras, talleres y almacenes.- Estas actividades

consisten en la delimitación, limpieza y nivelación de los espacios asignados para maniobras de

construcción, talleres electromecánicos y almacenes temporales para herramientas y equipos

para etapa de construcción. El proyecto contempla la colocación de señalización para

identificación de áreas y de seguridad en los puntos en donde sea necesario. Las áreas

seleccionadas serán espacios actualmente disponibles y libres de vegetación. Se identifican los

siguientes impactos adversos:

AIRE. Debido a la generación y dispersión de polvos y partículas generadas por el

movimiento y transporte de suelo y materiales secos de construcción, se identifica la

afectación en la calidad del aire y la visibilidad.

SUELO: Por la generación de residuos, se prevé un impacto a la calidad del suelo debido al

riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo inadecuado

de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y disposición de

residuos.

Rev. No. 0







c)

a)

b)

c)

AGUA. Por el consumo de agua para el manejo de materiales de construcción, la

preparación de pisos provisionales y demás obras constructivas menores que se necesitan

en esta etapa, así como por el uso de agua potable para consumo humano se prevé un

impacto adverso en la disponibilidad del agua.

4.- Obras Provisionales.- Esta actividad consiste en la instalación y funcionamiento de

sanitarios portátiles, oficinas y posible áreas de comedor para el personal en campo. Durante la

realización de estas obras y con el funcionamiento de estas instalaciones temporales, se prevén

impactos adversos similares de menor intensidad a los identificados a la actividad anterior:







residuos.

AGUA: Por el consumo de agua no potable para el manejo de materiales de construcción,

la preparación de pisos provisionales y demás obras constructivas menores que se

necesitan en esta etapa. Asimismo, se considera que solo habrá uso de agua potable para

consumo humano, cocina-comedor y sanitarios del contratista, por lo que el impacto sobre

el recurso agua puede considerarse adverso de baja significancia en cuanto a la

disponibilidad del mismo.

5.- Uso de maquinaria, equipos y vehículos.- Se considera la operación de unidades de

transporte, incluyendo vehículos pesados, así como maquinaria propia de esta etapa del

proyecto como bulldozers, excavadoras (manos de chango), grúas, etc. Al respecto se prevé

que dicha unidades móviles estarán debidamente verificadas de sus emisiones de gases

Rev. No. 0







contaminantes a la atmósfera provenientes de la combustión en motores. Se identifican los

impactos adversos siguientes:

a)

b)

6.

7.

8.

9.

10.

11.

12.

AIRE. Se identifica la modificación potencial de la calidad del aire por la emisión de gases

de combustión de maquinaria y vehículos, así como por la dispersión de polvos generados

durante el transporte de materiales, escombro y residuos en general. Asimismo se prevé la

influencia de ruido generado por esta actividad.

SUELO. Se identifica la modificación potencial de la calidad y permeabilidad del suelo

debido al tráfico interno de vehículos y sus efectos en las calles existentes y en las áreas de

maniobras, así como por los eventuales escurrimientos que tuvieran lugar por residuos

líquidos y lixiviados, debidos a prácticas inadecuado de mantenimiento y limpieza de

vehículos y máquinas.

V.3.1.2 Construcción

Esta etapa todas las actividades para la construcción de las instalaciones e incluye la planta

desulfuradora de gasolina catalítica (ULSG-1), sus servicios auxiliares y las obras de integración

con las instalaciones existentes; es decir, obras nuevas y adecuaciones de instalaciones

existentes. Las actividades que se identifican durante la etapa de construcción son:

Administración de personal.

Obra civil.

Obra electromecánica.

Obras de integración de la Planta ULSG-1.

Pruebas.

Uso de maquinaria, equipo y vehículos.

Obras y servicios de apoyo.

Rev. No. 0










En general, el manejo y disposición de los residuos generados en esta etapa es uno de los

puntos principales, donde se debe tener mucho cuidado para evitar la contaminación al suelo y

aguas subterráneas y crear focos de infección. Entre los principales residuos están los

generados por los propios trabajadores (residuos sanitarios) y los remanentes de los materiales

de construcción.

Los materiales de construcción pueden crear afectaciones al ambiente si no se almacenan

adecuadamente. Por que el material a granel puede deslavarse y afectar el drenaje, así como la

calidad del agua por descarga de aguas residuales.

6. Administración de personal.- Para el desarrollo de estas actividades, también se contratará

al personal necesario y con experiencia; el personal especializado será seleccionado y

contratado con base en su formación profesional, perfil y experiencia, y podrá ser personal local

o foráneo si cuenta con el perfil requerido. Al igual que en la etapa de preparación del sitio, en

esta actividad se identifican los siguientes impactos:

a)

b)

SOCIO-ECONOMÍA. Se identifica impacto benéfico con la generación de oportunidades de

trabajo, debido a la derrama económica por sueldos y salarios, el desarrollo de actividades

comerciales de baja escala tales como hospedaje, renta de habitaciones, oferta de

alimentos, servicios de transporte, servicios de recreación, entre otros, con los

consecuentes beneficios en el incremento del mercado de productos y actividades

productivas locales y mejora en la calidad de vida.




manejo y disposición de residuos.

Rev. No. 0







c) AGUA:



incurrir en incumplimiento de requisitos legales de la calidad de descarga del agua

residual generada. Al respecto, se debe tener en cuenta que se contará con instalaciones

de servicios sanitarios portátiles y la red de drenajes separados por cada tipo de descarga

de agua residual.

• Por el consumo de agua no potable para el manejo de materiales y realización de obras

asociadas a la construcción propias de esta etapa. Se considera que solo habrá uso de

agua potable para consumo humano, cocina-comedor y sanitarios del contratista, por lo

que el impacto sobre el recurso agua puede considerarse adverso de moderada

significancia en cuanto a la disponibilidad del mismo.

Rev. No. 0





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V.

Figura V.2.- Etapa de construcción y arranque.

‐IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES

Rev. No. 0







7. Obra civil.- Esta actividad incluye la cimentación, levantamiento de estructuras, adecuación

de la calle 12 A (nivelación y pavimentación), construcción de los edificios del cuarto de

operadores, el cuarto satélite, la instalación y levantamiento de tuberías, limpieza y pintado de

obras e instalaciones. Al respecto, se prevé el manejo de materiales de construcción, el

movimiento de tierra dentro y fuera de las áreas de construcción, el consumo de agua, la

ruptura de concreto en algunas áreas, la excavación y nivelación de suelos. Se identifican los

siguientes impactos adversos:

a)

b)

c)







residuos.

AGUA. Por el consumo de agua no potable, para el manejo de materiales de construcción,

la preparación de materiales construcción para obras de edificación que se necesitan en

esta etapa. Asimismo, se prevé un impacto moderado adverso en la disponibilidad del agua

por el consumo necesario de la misma durante esta actividad.

En resumen, en esta actividad los impactos serán muy similares a los del acondicionamiento

del sitio y obras provisionales en la etapa de preparación del sitio. Los impactos benéficos que

persisten se refieren a los empleos temporales generados. Los impactos adversos detectados,

incidirán sobre los factores del medio natural tales como aire, suelo y agua.

Para las actividades siguientes tales como: 8. Obra electromecánica y 9. Obras de

integración, se identifican impactos similares a la actividad de Obra civil sobre factores

ambientales del agua, aire y suelo, con la diferencia el tipo de emisiones y cantidades, lo cual

será evaluado respectivamente en la Sección V.4.

Rev. No. 0







10. Pruebas de arranque y operación.- Las pruebas que serán realizadas para el arranque y

operación de las instalaciones del proyecto, incluyen entre las pruebas de energía eléctrica,

pruebas hidrostáticas de tuberías y equipos, y el acondicionamiento de catalizadores. En esta

etapa se requerirá el suministro de servicios como energía eléctrica, aire comprimido, agua y

sustancias químicas como hidrógeno y gasolinas. Los impactos que se identifican son los

siguientes:

a)

b)

c)

AIRE. Se identifica la interacción en la calidad de aire con las emisiones a la atmósfera por

venteo de gases generados durante el acondicionamiento de catalizadores y las pruebas de

los equipos, así como durante los paros y arranque de prueba de los equipos.

En las etapas de eliminación de parafinas y lavado de catalizadores debido a su

acondicionamiento se generarán venteos de hidrógeno y nitrógeno, principalmente; y en las

etapas de reducción y sulfhidración, se generará gas ácido proveniente del procesamiento del

hidrocarburo utilizado como material de prueba. En general los venteos se conducirán hacia el

absorbedor de aminas y finalmente se enviarán al sistema de gas combustible de la Refinería o

al quemador. También se identifica la emisión de gases de combustión durante las pruebas de

arranque y operación del calentador de la torre CDHDS. Estas emisiones ocasionarán impacto

en la calidad del aire con los contaminantes que se emitan, se generarán olores de los

compuestos azufrados, y se modificará la visibilidad con la emisión de partículas, humos y

vapores, asimismo como se prevé la generación de ruido.




residuos. Los residuos que se prevén son residuos de catalizadores, filtros usados,

residuos o partes de chatarra o equipos, envases vacíos de sustancias químcas, entre

otros.

AGUA. Por el consumo de agua para los sistemas de enfriamiento durante esta actividad,

se prevé un impacto adverso en la disponibilidad del agua. Adicionalmente, debido a la

Rev. No. 0







generación de aguas amargas, las cuales se enviarán a la Planta de Tratamiento de Aguas

Amargas existente de la Refinería; sin embargo, se prevé un impacto potencial negativo

sobre la calidad del agua, considerando que el sitio de disposición final es el Río Lerma.

11. Uso de maquinaria, equipo y vehículos. El uso constante de maquinaria pesada y la

circulación constante de vehículos, durante esta etapa del proyecto, impactará la calidad del

aire ambiente debido a la emisión de ruido y gases de combustión y generación de polvos y

partículas.

a)

b)

a)

b)










12 Obras y servicios de apoyo.-Esta actividad se refiere al uso y operación de áreas de

servicio, almacenes, talleres, patios y servicios auxiliares, durante la etapa de construcción. Los

impactos ambientales que se identifican son los siguientes:

AIRE. Debido a la generación y dispersión de polvos y partículas generadas por las

actividades y servicios que generan los talleres con maquinaria y equipos tales como tornos,

soldadores, cortadoras, trasvase y suministro de sustancias químicas, y materiales en

general, se identifica la afectación en la calidad del aire, la visibilidad y la emisión de ruido.




Rev. No. 0







residuos. Entre los residuos que se prevén se encuentran materiales de construcción,

envases vacíos, entre otros.

c) AGUA. Por el consumo de agua potable para la provisión de servicios tales como sanitarios,

limpieza, mantenimiento, etc, se prevé un impacto negativo de baja significancia en la

disponibilidad del recurso agua.

V.3.1.3 Operación y mantenimiento

La operación de las instalaciones será prácticamente automatizada, por lo que las actividades

son mínimas, tal que desde el punto de vista ambiental, en esta etapa del proyecto los impactos

ambientales, están más relacionados con las actividades de mantenimiento que con la

operación propiamente, ya que las actividades de mantenimiento implican el manejo de

sustancias químicas y el transporte de personal, maquinaria o equipo.

Las actividades previstas para esta etapa del proyecto son las siguientes:

13. Administración de personal.

14. Operación y mantenimiento de la Planta ULSG 1

15. Operación y mantenimiento de la Regeneradora de amina.

16. Operación y mantenimiento de la Torre de enfriamiento.

17. Operación y mantenimiento del quemador.

18. Operación y mantenimiento de las subestaciones eléctrica.

19. Mantenimiento y limpieza de infraestructura y servicios




Rev. No. 0





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V.

Figura V.3.- Etapa de operación y mantenimiento.


Rev. No. 0







13. Contratación de personal.- Durante esta etapa, la cantidad de personal puede ser variable

porque para la operación y control se requiere en su mayoría, de personal especializado; y para

las actividades de mantenimiento, la cantidad de personal puede ser variable porque pueden

contratarse empresas externas que provean de cuadrillas de cantidades variables de personal

durante determinados periodos de tiempo.

El personal especializado será seleccionado y contratado con base en su formación profesional,

perfil y experiencia. El personal contratado será local o foráneo conforme el perfil requerido.

Para el mantenimiento general y el especializado, es común que se requieran servicios de

empresas especializadas.

Los impactos ambientales que se identifican en esta etapa es la siguiente:

a)

b)

c)


trabajo, debido a la derrama económica por sueldos y salarios, el desarrollo de actividades

comerciales en diferente escala tales como hospedaje, renta de habitaciones, compra venta

de bienes raíces, oferta de alimentos, servicios de transporte, servicios de recreación, entre

otros, con los consecuentes beneficios en el incremento del mercado de productos y

actividades productivas locales, así como la mejora en la calidad de vida.




manejo y disposición de residuos. Entre residuos sólidos de tipo domiciliario o municipal, las

descargas de aguas sanitarias en la casa de máquinas y los residuos procedentes de las

actividades de mantenimiento, pueden causar impactos adversos a la calidad del suelo en

caso de no manejarse y disponerse adecuadamente.

AGUA:



Rev. No. 0








descarga. Al respecto se debe tener en cuenta que se contará con instalaciones de

servicios sanitarios y la red de drenajes separados por cada tipo de descarga de agua

residual.

• Por el uso de agua potable para consumo humano se prevé un impacto negativo de baja

significancia en la disponibilidad actual del recurso agua.

14. Operación y mantenimiento de la Planta ULSG-1. Esta actividad se refiere a la

desulfurización de la gasolina catalítica para reducir la concentración de azufre de 200 ppm a

10 ppm e incluye la operación y mantenimiento de las instalaciones correspondientes descritas

en el Capítulo II de esta Manifestación de Impacto Ambiental.

En esta etapa y actividad también debe considerarse el suministro y consumo de servicios

como energía eléctrica, aire comprimido, agua y sustancias químicas como hidrógeno y

gasolinas. Los impactos que se identifican son los siguientes:

a) AIRE. Se identifica la interacción en la calidad de aire y los olores debidos a las emisiones a

la atmósfera por venteo de gases generados durante el acondicionamiento de catalizadores

y las pruebas de los equipos, así como durante los paros y arranque por mantenimiento de

los equipos.

En las etapas de eliminación de parafinas y lavado de catalizadores debido al re-

acondicionamiento de los catalizadores, se generarán venteos de hidrógeno y nitrógeno,

principalmente; y en las etapas de reducción y sulfhidración, se generará gas ácido

proveniente del procesamiento del hidrocarburo utilizado como material de prueba. Estos

venteos se conducirán en el absorbedor de aminas y se enviarán al sistema de gas

combustible de la Refinería o al quemador. También se prevé la emisión de gases de

combustión durante el mantenimiento y operación del calentador de la torre CDHDS como

venteos y/o emisiones fugitivas eventuales. Estas emisiones pueden ocasionar impacto en

la calidad del aire con los contaminantes que se emitan, se generarán olores de los

Rev. No. 0








vapores de calentador de la columna CDHDS. Asimismo como se prevé la generación de

ruido de la operación general de bombas y compresores.

b)

c)

a)




residuos. Los residuos que se prevén son residuos de catalizadores, filtros usados,

residuos o partes de chatarra o equipos, envases vacíos de sustancias químicas, entre

otros. En particular, se identifica la generación de azufre elemental (sólido) que será

recuperado de cómo subproducto de las corrientes gaseosas del proyecto, en Plantas

Recuperadoras de azufre existentes en la Refinería. Es muy importante destacar que con

las condiciones ambientales actuales de la calidad del aire en la zona, es una prioridad

ambiental del proyecto que se recupere eficientemente el azufre y que apliquen alternativas

viables de su manejo como subproducto.

AGUA. Por el consumo de agua para los sistemas de enfriamiento, se prevé un impacto

adverso en la disponibilidad del agua. Adicionalmente, debido a la generación de aguas

amargas, se prevé un impacto potencial a la calidad del agua, considerando que el sitio de

disposición final es el río Lerma. Para la evaluación del impacto, debe considerarse que las

aguas amargas que se generarán serán conducidas a la Planta de Tratamiento de Aguas

Amargas existente de la Refinería.

15. Operación y mantenimiento de la Regeneradora de amina. Entre las actividades que

aquí se incluye, la principal se refiere a la eliminación de azufre de la corriente amina rica

proveniente de la Planta ULSG 1 para ser recirculada. Los impactos identificados son los

siguientes:


venteo como venteos y/o emisiones fugitivas eventuales de gas ácido. Estas emisiones

pueden ocasionar impacto en la calidad del aire con los contaminantes que se emitan, se

Rev. No. 0







generarán olores de los compuestos azufrados. Asimismo como se prevé la generación de


b)

a)




residuos. Entre los residuos que se prevén son residuos de catalizadores, filtros usados,

residuos o partes de chatarra o equipos, envases vacíos de sustancias químicas, entre

otros.

El proceso de operación y mantenimiento de las instalaciones de la Regeneradora de

aminas, no requiere del consumo de agua y no generará aguas residuales, por lo que no se

identifican impactos ambientales a agua.

16. Operación y mantenimiento de la Torre de enfriamiento.- Enfriamiento de agua para los

sistemas de intercambio de calor. El impacto identificado es siguiente:

AGUA. Por el consumo de agua para los sistemas de enfriamiento, se prevé un impacto

adverso en la disponibilidad del agua. Para la evaluación del impacto, debe considerarse

que el sitio del proyecto se encuentra en una zona de veda para la extracción del acuífero, y

el volumen de consumo de agua requerido por el proyecto para esta operación.

17. Operación y mantenimiento del quemador. Esta actividad se refiere a la operación y

mantenimiento del quemador elevado nuevo que será construido para la recepción y quemado

de las fugas y venteos eventuales que se pueden generar durante el mantenimiento, pruebas y

acondicionamiento de equipos, las cuales son actividades normales de esta etapa del proyecto.

Asimismo, leste quemador está diseñado para operar en caso de emergencia en las

instalaciones del proyecto, y se requiera la descarga emergente e inmediata de las diferentes

cargas gaseosas del proceso. El impacto identificado es siguiente:

Rev. No. 0







a)

a)

a)


la emisión de los gases de combustión directa de los gases que sean enviados al

quemador, incluyendo de manera principal corriente de gas ácido. Estas emisiones

ocasionan impacto en la calidad del aire con los contaminantes que se emitan, en particular

el H2S, y también se generarán olores de los compuestos azufrados no oxidados

completamente, en caso de que ocurra.

18. Operación y mantenimiento de las subestaciones eléctricas. La operación y

mantenimiento de estas instalaciones, dedicadas a la transformación del voltaje de la energía

eléctrica recibida de los turbogeneradores.

AIRE. Se identifica la interacción en la calidad de aire con las emisiones a la atmósfera

porque entre las actividades se incluye el cambio de gas dieléctrico de hexafluoruro de

azufre (SF6) el cual puede evaporarse fácilmente a la atmósfera, y aunque se usa en

cantidades bajas (menos de 20 litros en transformadores comerciales), es un gas estable, y

es considerado no tóxico, también se reconoce su capacidad reactiva en altos niveles

atmosféricos con la capa de ozono. Al respecto se identifica un impacto potencial a la

calidad del aire.

19. Mantenimiento y limpieza de la infraestructura general y de servicios. Conforme con

las indicaciones de ingeniería, será programado el mantenimiento preventivo de infraestructura

e instalaciones de supervisión. Tales actividades pueden ser de diferente orden de magnitud

considerado el tiempo de trabajo asignado, el número de trabajadores asignados, así como la

cantidad y tipo de emisiones contaminantes que se prevean.

AIRE. Se identifica la interacción en la calidad de aire y los olores debidos a las emisiones a

la atmósfera por venteo de gases generados durante el acondicionamiento de catalizadores

y las pruebas de los equipos, así como durante los paros y arranque por mantenimiento de

los equipos. En las etapas de eliminación de parafinas y lavado de catalizadores debido al

re-acondicionamiento de los catalizadores, se generarán venteos de hidrógeno y nitrógeno,

principalmente; y en las etapas de reducción y sulfhidración, se generará gas ácido

Rev. No. 0







proveniente del procesamiento del hidrocarburo utilizado como material de prueba. Estos

venteos se conducirán en el absorbedor de aminas y se enviarán al sistema de gas

combustible de la Refinería o al quemador. También se prevé la emisión de gases de

combustión durante el mantenimiento y operación del calentador de la torre CDHDS como

venteos y/o emisiones fugitivas eventuales. Estas emisiones pueden ocasionar impacto en

la calidad del aire con los contaminantes que se emitan, se generarán olores de los


vapores de calentador de la columna CDHDS. Asimismo como se prevé la generación de


b)

c)

SUELO: Por la generación de residuos, se prevé impacto ambiental a la calidad del suelo

debido al riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo

inadecuado de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y

disposición de residuos. Los residuos que se prevén son residuos de catalizadores, filtros

usados, residuos o partes de chatarra o equipos, envases vacíos de sustancias químicas,

remanentes de sustancias químicas utilizadas, residuos de limpieza, materiales y

refacciones desechadas, entre otros.

Entre estas actividades se incluye lo relacionado con el control de plagas o fauna urbana

nociva, con el uso de plaguicidas o químicos tóxicos autorizados para el control de la

proliferación de dichos organismos indeseables, nocivos a la salud pública, a la ecología de

la zona y/o a la operación y uso de las instalaciones.

AGUA. Por el consumo de agua para la limpieza de las áreas se prevé un impacto adverso

en la disponibilidad del agua.

V.3.1.4 Abandono del sitio

Con base en la vida útil estimada del proyecto, se prevé que la etapa de abandono de sitio

tendrá lugar después de 20 años o más, una vez iniciada la operación, según el mantenimiento

que se proporcione a las instalaciones. Posiblemente para ese momento la legislación

ambiental tenga requerimientos específicos; sin embargo para este momento se prevé que se

realice la renovación tecnológica necesaria para extender el periodo de operación de las

Rev. No. 0







instalaciones. Otra opción para esta actividad sería el desmantelamiento de las instalaciones y

el posible aprovechamiento de la tubería en instalaciones que así lo permitan. El manejo de

residuos que puedan generarse en cualquier actividad durante esta etapa del Proyecto, se

realizará conforme con la legislación ambiental aplicable.

Las actividades previstas para esta etapa del proyecto son las siguientes:

20. Administración de personal.

21. Desmantelamiento de instalaciones.

22. Uso de maquinaria, equipo y vehículos.

23. Disposición de materiales y residuos.




Rev. No. 0





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V.

Figura V.4.- Etapa de abandono de sitio.


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20 Administración de personal. Para el desarrollo de estas actividades, también se

contratará al personal necesario y con experiencia; el personal especializado será seleccionado

y contratado con base en su formación profesional, perfil y experiencia. El personal

especializado será seleccionado y contratado con base en su formación profesional, perfil y

experiencia, y podrá ser personal local o foráneo si es conforme con el perfil requerido. Al igual

que en la etapa de preparación del sitio, en esta actividad se identifican los siguientes impactos:

a)

b)

c)


trabajo para el personal que participaría en esta actividad, se considera la derrama

económica por sueldos y salarios, el desarrollo de actividades comerciales de baja escala

tales como hospedaje, renta de habitaciones, oferta de alimentos, servicios de transporte,

servicios de recreación, entre otros, con los consecuentes beneficios en el incremento del

mercado de productos y actividades productivas locales y mejora en la calidad de vida.

Asimismo deberá considerarse un posible impacto adverso por la rescisión de contratos de

trabajadores de operación y mantenimiento de las instalaciones a desmantelar.

SUELO: Por la generación de residuos del personal, se prevé un impacto adverso a la

calidad del suelo debido al riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso

de un manejo inadecuado de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales

de manejo y disposición de residuos, pero al mismo tiempo deberá evaluarse la posibilidad

de un impacto positivo debida a la obligación legal vigente de caracterizar el estado

ambiental del suelo y subsuelo con base en la norma NOM-138 SEMARNAT-SS-2003, para

obtener la autorización para implantar un Programa de Desmantelamiento

AGUA:




descarga. Al respecto se debe tener en cuenta que se contará con instalaciones de

servicios sanitarios provisionales.

• Por el consumo de agua potable por parte del personal, se prevé un impacto negativo de

baja significancia en la disponibilidad actual del recurso agua.

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21. Desmantelamiento de instalaciones. Se asume que la actividad de desmantelamiento de

las unidades y componentes de limpieza, incluirá la generación de residuos, chatarra, equipos,

envases vacíos, entre otros, por lo que se identifica impacto adverso siguiente:

a)

a)

b)

SUELO: Por la generación de residuos, se prevé un impacto adverso a la calidad del suelo

debido al riesgo potencial de contaminación de suelo y subsuelo en caso de un manejo

inadecuado de los mismos o de no cumplirse con los requerimientos legales de manejo y

disposición de residuos. Para la evaluación de este impacto, debe tenerse en cuanta los

volúmenes estimados de generación de residuos.

22 Uso de maquinaria, equipo y vehículos. Se considera la operación de unidades de

transporte, incluyendo vehículos pesados, así como maquinaria propia de esta etapa del

proyecto como bulldozers, excavadoras (manos de chango), grúas, etc. Al respecto se prevé

que dicha unidades móviles estarán debidamente verificadas de sus emisiones de gases

contaminantes a la atmósfera provenientes de la combustión en motores. Se identifican los

impactos adversos siguientes:










23 Disposición de materiales y residuos. Manejo y disposición final de los materiales y

residuos generados durante el desmantelamiento, está directamente relacionado con las

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actividades descritas para esta etapa del proyecto, por lo tanto los impactos ambientales

identificados son los siguientes:

a) SUELO: Por los residuos resultantes de esta etapa y la necesidad de sitios e infraestructura

para su disposición final, los cuales estarán compuestos de los residuos sanitarios de los

trabajadores, así como de los residuos de los equipos y materiales de construcción.

V.4. Evaluación de impactos ambientales

Con base en los indicadores y la identificación de impactos ambientales, se aplica el paso seis

de la metodología descrita en la Sección V.I.

La duración de los impactos en las etapas de preparación del sitio, construcción y abandono del

sitio, son de carácter temporal porque el periodo de ejecución es corto respecto al periodo de

vida útil del proyecto (25 años). Asimismo, siendo la etapa de operación y mantenimiento la de

mayor plazo del proyecto, la duración de los impactos que se generen en la misma es evaluada

como permanente.

La extensión de efecto o alcance del impacto se aplica en forma directa y especifica para cada

tipo de emisión; por ejemplo: las emisiones a la atmósfera por ser susceptibles de dispersión o

concentración, pueden generar impactos de alcance regional o local. Cuando es posible

argumentar la cantidad de carga o flujo relativo de la emisión gaseosa, entonces puede

evaluarse la diferenciación entre un impacto de alcance puntual o local.

Para evaluar el tipo de efecto o forma de incidencia del impacto sobre el factor ambiental

analizado; de esta manera, los impactos al aire son directos y se evalúan como sinérgicos en el

caso de la calidad del aire cuando se adicionan compuestos óxidos de azufre, porque ya existe

un estado actual de alta concentración de este contaminante en la zona, tal que el efecto del

impacto se adiciona al existente.

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A continuación se presenta la evaluación de los impactos ambientales identificados por cada

componente ambiental del sistema de estudio. El resumen de resultados se presenta en las

Matrices II y III del Anexo V.1.

V.4.1. Aire

Como se ha identificado previamente, la calidad del aire es el factor ambiental más sensible en

el sistema de estudio debido a la problemática actual regional en la zona por las altas

concentraciones de SO2 en la atmósfera; por ello, el análisis para la aplicación de los criterios

de evaluación de impactos al aire ha considerado la estimación de las emisiones actuales de la

Refinería y las condiciones adicionales que tendrá el proyecto.

Todos los factores ambientales del aire analizados: calidad, olor, visibilidad y ruido, reciben

impactos por emisión y dispersión de humos, polvos y vapores.

En particular, los impactos al aire durante las etapas de preparación del sitio y construcción se

refieren a la afectación de la visibilidad y generación de ruido. Las emisiones de humos y polvos

pueden ser de cantidades considerables en estas actividades pero la duración es temporal, la

extensión del efecto es local o puntual, con efecto directo dentro de las áreas de obra, dentro de

la Refinería, por lo que los impactos resultan de baja magnitud.

Los impactos a la atmósfera generados en la etapa de operación y mantenimiento inciden

directamente en la calidad de aire durante todo el tiempo de vida útil del proyecto (25 años), por

lo que se les evalúa como impacto de duración permanente. Las emisiones provenientes de los

equipos de proceso y servicios contribuirán con diferentes cargas de contaminantes a la

atmósfera, siendo particularmente importante la presencia de compuestos de azufre, los cuales

al adicionarse a las concentraciones existentes en la zona, ocasionarán impacto de efecto

sinérgico. Considerando que las fuentes de emisión, tales como el quemador elevado, son

instalaciones industriales con condiciones físicas y de operación que favorecen la dispersión de

emisiones, se evalúa que los impactos tendrán una extensión de alcance regional. En caso de

baja dispersión de contaminantes; condiciones climáticas no favorables, por ejemplo, los

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impactos tendrán un efecto de alcance local, pero con el riesgo de mayor afectación sinérgica.

Los impactos a la calidad del aire en esta etapa del proyecto requieren de medidas de

mitigación para no resultar significativos porque califican con magnitud alta a partir de su

extensión, duración y efecto, e inciden en el factor ambiental más importante del sistema de

estudio.

Casi el 50 % de los impactos adversos que se identificaron en el proyecto, corresponden a

impactos al aire, los cuales inciden directamente en la calidad del aire y se presentan en la

etapa de operación y mantenimiento del proyecto.

V.4.2. Agua

Los impactos que se generarán en el agua afectarán principalmente la capacidad del acuífero

contribuyendo a la reducción de la disponibilidad de agua en la actual zona de veda. Estos

impactos se identifican en todas las etapas del proyecto con duración temporal, excepto en la

etapa de operación y mantenimiento.

La extensión de estos impactos se evalúa como puntuales porque están limitados al acuífero de

explotación, y de efecto directo porque el consumo de agua es bajo, prácticamente exclusivo

para el personal y mantenimiento general de las instalaciones, ya que el proceso no requiere

del consumo prioritario de agua. En particular, se evaluó la operación y mantenimiento de la

torre de enfriamiento de agua que se instalará para servicio de intercambiadores de calor, se

identificó que es la instalación que generaría el impacto ambiental más importante del proyecto

en el agua, y se le asignó una evaluación de efecto sinérgico al contribuir con la extracción

actual del agua del acuífero.

En relación con la calidad del agua, las aguas residuales que se generarán en las diferentes

etapas del proyecto son principalmente aguas sanitarias. Las aguas de proceso (aguas

amargas) se generarán en una proporción menor al 17 % del flujo total actual de descarga de

toda la Refinería, el bajo caudal se debe a que éstas corresponden a la fracción de humedad

que lleve la carga de naftas que ingresan al proceso de desulfurización, porque en ninguna

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operación del proceso se agrega o produce agua. Además, todas las descargas de aguas

residuales (sanitarias y proceso) serán conducidas en drenajes separados a sistemas de

tratamiento específico antes de su descarga a cuerpo receptor.

En este escenario, los impactos en la calidad del agua resultan de baja magnitud debido a que

se circunscriben en una extensión local al ser descargados a un cuerpo receptor, pero de efecto

indirecto porque la descarga es previamente tratada.

En relación con el uso del agua, éste prácticamente se mantiene conforme las condiciones

actuales de la zona. En la etapa de abandono de sitio, con el cierre y desmantelamiento de las

instalaciones se asume que se tendrá la disponibilidad del agua que utilice el proyecto, para

que entonces pueda ser utilizado en cualquier otra actividad productiva, consumo humano, o

aprovechamiento para recarga del acuífero; es decir, un efecto benéfico equivalente al

escenario de no proyecto.

En resumen, aun cuando el agua es un factor ambiental importante en el sistema de estudio,

los impactos identificados en la calidad, uso y disponibilidad, resultan importantes pero no

significativos porque sus efectos son temporales, de alcance local, y de incidencia indirecta

sobre el acuífero actualmente explotado.

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V.4.3. Suelo

Los impactos en el suelo pueden ser claramente diferenciados en los dos factores que fueron

analizados:

a) Permeabilidad. Los impactos ocasionados por las obras de preparación del sitio y la

construcción, cuando las excavaciones y levantamiento de estructuras modifican

temporalmente la configuración de la superficie y los patrones de drenaje existentes con

incidencia directa en la permeabilidad del suelo. Estos impactos se evalúan con

extensión puntual debido a que las acciones se ejecutan exclusivamente en las áreas

asignadas para el proyecto, los efectos son de duración temporal porque sólo el impacto

se genera durante las etapas indicadas, y tienen un efecto directo sobre la

permeabilidad del suelo. De esta manera, los impactos resultan de magnitud media y no

significativos.

b) Calidad de suelo, este factor ambiental puede ser impactado por la generación y manejo

de residuos en las diferentes etapas del proyecto. La magnitud de los impactos

dependen de la cantidad y tipo de residuos, pero principalmente de las prácticas de

manejo que se apliquen. Todas las etapas del proyecto tienen generación de residuos

sólidos no peligrosos, pero por las grandes cantidades se prevé que en la etapa de

construcción se generen altos volúmenes de residuos de manejo especial. En la etapa

de operación y mantenimiento es generará la mayor cantidad de residuos peligrosos.

Las condiciones de peligrosidad de los residuos pueden determinar que los impactos

relacionados con su manejo sean considerados como de extensión regional, debido a

que es necesario ubicar sitios autorizados para tratamiento y/o disposición final fuera de

la zona de estudio. Los impactos relacionados por el manejo de residuos de manejo

especial, son evaluados con efecto de extensión local considerando la posibilidad de

disposición, reuso o reciclaje dentro de la zona de estudio. El efecto del impacto al suelo

en todos los casos se considera indirecto, con base en que los sitios de disposición final

serán lugares e instalaciones autorizadas en cumplimiento con la legislación aplicable.

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De esta manera, los impactos al suelo por la generación de residuos, resultan

importantes en todas las etapas del proyecto.

V.4.4. Paisaje

En relación al tipo de paisaje, no se prevé un cambio de las condiciones actuales. El escenario

se mantendrá conformado de instalaciones industriales petroleras; por lo tanto, el presente

proyecto no influirá en el impacto residual existente en el paisaje, el cual ya es local y no

mitigable.

De forma positiva, se identifican beneficios en el paisaje en la etapa de abandono de sitio,

considerando el desmantelamiento y eliminación de las instalaciones del proyecto, y la

restitución posible del sitio a condiciones naturales.

V.4.5. Socio-economía

Este factor ambiental es influenciado positivamente en todas las etapas del proyecto. La

magnitud de los impactos en sus tres factores evaluados: economía regional, local y generación

de infraestructura y servicios públicos es favorecida principalmente por generar efectos directos

y sinérgicos y de extensión local, con lo cual se beneficia a la comunidad del municipio de

Salamanca.

Las etapas de construcción y operación sobresalen en la magnitud de los impactos en este

factor ambiental debido al número de personal que puede ser contratado, y los efectos directos

y sinérgicos en la economía local. En particular se tiene en cuenta que, de acuerdo con el

programa del proyecto, la mayor duración de los impactos es durante la etapa de operación y

mantenimiento.

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V.5. Impactos ambientales en emergencias

Los impactos potenciales que se prevén, relativos a situaciones de emergencia y que pueden

afectar a cualquier componente ambiental, pueden derivarse principalmente de incendios de

gasolina o fugas de nafta o gasolina.

De acuerdo con los resultados obtenidos del Estudio de Riesgo, referente a los eventos de

Explosión por Ignición Tardía por Fuga en la Descarga de las Bombas GA-3202/S y el Incendio

en el Tanque de Gasolina TV-208 (día y noche). Se han considerado en la revisión de los

efectos al ambiente que se pueden suscitar, determinando para este efecto las áreas de

afectación. en la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca Gto., para la Planta

Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG 1). Los escenarios identificados son resultado de

la evaluación de riesgos realizado por la UNAM (Estudio de Riesgo, UNAM, 2007; Anexo V.2).

La Figura V.5 y Figura V.6, presentan gráficamente las áreas de afectación potencial con el

escenario más probable simulado en condiciones ambientales promedio de día y la noche

(Daño Máximo del Evento Probable).

Como referencia se incluye también el escenario catastrófico, de día y de noche (Daño Máximo

Catastrófico Figura V.7 y Figura V.8), con el que se pueden comparar los resultados más

probables posibles y sustentar con mayor confiabilidad el dictaminen de consecuencias.

Para ambos casos se han tomado como base a los radios de afectación, los impactos que se

prevén tendrán un alcance puntual ya que los efectos no rebasarían los límites de la Refinería.

La duración del impacto en caso de ocurrencia de dichos eventos será inmediato y el efecto

será directo y sinérgico sobre el suelo y el aire. Esto resulta en un impacto importante y de

magnitud alta, de acuerdo con la descripción de impactos mostrados en el anexo V.1, por lo que

se prevé la ejecución de medidas de prevención y mitigación, que se describen en el Capitulo

VI y en el Estudio de Riesgo Ambiental del proyecto.

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Figura V.5.- Escenario de riesgo probable. Día.

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Figura V.6.- Escenario de riesgo probable. Noche

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Figura V.7.- Escenario de riesgo catastrófico. Día.

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Figura V.8.- Escenario de riesgo catastrófico. Noche

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Debe tenerse presente que la probabilidad de que se lleve este tipo de eventos es baja, y se

encuentra ligada principalmente a las condiciones derivadas del mantenimiento de las líneas y

de las condiciones de corrosión de las mismas.

V.6. Escenario modificado

Una vez identificadas las interacciones con los componentes del sistema ambiental, la

evaluación de dichas interacciones e impactos, y con base en el escenario actual obtenido en

la Sección de diagnóstico del Capítulo 4, se procedió a construir el escenario modificado

hipotético, sumando al escenario actual los efectos potenciales que se generarán con el

desarrollo del Proyecto.

A) El sitio del proyecto mantendrá la calidad actual del suelo y el paisaje industrial de la

Refinería, debido a que la naturaleza del mismo es también de la industria de refinación

del petróleo.

B) El Río Lerma recibirá de manera adicional el volumen de descarga de agua residual

tratada procedente de la ULSG, el cual se estima en aproximadamente 17 % del total de

las aguas residuales tratadas que recibe actualmente, mismas que tendrán que cumplir

con las especificaciones de la NOM-001-SEMARNAT-1996.

C) La extracción de agua del acuífero aumentará en aproximadamente 17 % del flujo de

extracción actual, sin sobrepasar el volumen total actualmente autorizado por parte de la

CNA para la Refinería.

D) No habrá interacción alguna con flora y fauna, debido a que no existen en la zona de

estudio. Los alcances del proyecto están dentro del área de la propia Refinería.

E) La calidad del aire puede verse afectada, en caso de no implantarse las medidas de

mitigación para evitar la emisión de gases con óxidos de azufre a la atmósfera.

Anexo V.1 Matrices de identificación y evaluación de impactos. Anexo V.2.- Planos de análisis de consecuencias de riesgo

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VI.- MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES

CONTENIDO

VI. MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES...............................................................................................................2

VI.1 Descripción de las medidas de prevención y mitigación............................................. 3 VI.1.1 Aire..................................................................................................................................3 VI.1.2 Agua................................................................................................................................6 VI.1.3 Suelo...............................................................................................................................7 VI.1.4 Socio- economía .............................................................................................................9 VI.1.5 Riesgo ambiental ............................................................................................................9

VI.2 Impactos residuales ....................................................................................................... 12

VI.3 Conclusiones .................................................................................................................. 12

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VI. MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES

Una vez identificados los impactos del proyecto Planta ULSG 1, sus servicios auxiliares e

integración a la Refinería de Salamanca, en este capítulo se describen las medidas de

mitigación y correctivas que tienen por objeto prevenir, minimizar cada uno de los impactos que

la obra genere en cada una de las etapas del proyecto. Además estas medidas también tienen

como propósito asegurar el cumplimiento de los ordenamientos jurídicos vigentes aplicables y

de observancia obligatoria, tales como la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al

Ambiente, Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos y Normas

Oficiales Mexicanas.

Las medidas preventivas que ahora se plantean tienen el objetivo de evitar los impactos y sus

efectos sobre los factores del medio ambiente.

Reiterando que la identificación de las medidas de mitigación o correctivas, se sustentan en la

premisa de que siempre es mejor prevenir y no generar impactos ambientales adversos, y en el

caso de que éstos ocurran, contar con una estrategia que permita de corregir las afectaciones

negativas ocasionadas.

La identificación de las medidas de mitigación o correctivas se proponen para la reducir, corregir

o revertir los efectos no deseados de un impacto ambiental sobre el componente ambiental en

consideración. Las medidas de mitigación implican costos que pueden evitarse si no se

producen los impactos, por lo que se tiene que considerar la posibilidad técnica y económica de

su implantación efectiva en el corto y mediano plazo a una situación igual o compatible con la

pre-existente.

Para definir las medidas propuestas, se han correlacionado a cada uno de los impactos

adversos identificados con el indicador ambiental respectivo, de tal manera que las medidas

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propuestas sean objetivas y viables para que sean implementadas y se logren resultados

favorables.

VI.1 Descripción de las medidas de prevención y mitigación

La factibilidad de las medidas preventivas propuestas está basada en criterios generales de

diseño de proyecto y procesos que incluso pueden ya haber sido consideradas por el

promovente o el Licenciador, pero que pueden estar supeditadas a condiciones operativas que

puedan incluso evitar su implantación, por lo tanto se pretende resaltar su importancia en la

factibilidad ambiental el proyecto en materia de impacto ambiental.

La descripción de cada una de las medidas de mitigación, consideradas viables económica y

técnicamente incluye explicaciones de su mecanismo, la forma en que se evaluará su eficiencia,

la duración estimada de las obras y actividades de mitigación y la etapa en la que se

implementarán, así como las especificaciones de operación y mantenimiento en caso de que la

medida implique el empleo de equipo o la construcción de obras.

VI.1.1 Aire

Componente Ambiental: Aire. Factores Ambientales: Calidad del aire Impacto ambiental: Concentración de contaminantes. Etapas del Proyecto: Pruebas de arranque, Operación y Mantenimiento.

A partir de las operaciones actuales de la Refinería se identifica que las emisiones a la atmósfera con las que

actualmente contribuye la Refinería en la calidad de aire de Salamanca dependen de forma importante de la

eficiencia de recuperación de azufre en las Plantas Recuperadoras de Azufre actualmente existentes.

Si bien esta manifiesto el cumplimiento de los límites máximos permisibles de emisión de contaminantes actual

de la Refinería, según reporta en la Cédula de Operación Anual de 2005, también debe decirse que el alcance

del proyecto no incluye a las instalaciones de tratamiento y recuperación a las cuales se enviarán las corrientes

residuales gaseosas y líquidas contaminantes del proyecto.

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Componente Ambiental: Aire. Factores Ambientales: Calidad del aire Impacto ambiental: Concentración de contaminantes. Etapas del Proyecto: Pruebas de arranque, Operación y Mantenimiento. En el escenario con el proyecto de la Planta ULSG 1 a la Refinería, se identifica la adicionalidad de la emisión

de gases con contenido de SOx.

La principal medida de mitigación es la operación efectiva de las Plantas Recuperadoras de Azufre, lo cual

tiene ya un plazo establecido para el 1º de marzo de 2008, por lo que para fecha de inicio de operación de la

Planta ULSG 1, las instalaciones de recuperación de azufre de la Refinería ya deben estar trabajando con

eficiencias de operación del 90 % en cumplimiento con la NOM-148-SEMARNAT-2006.

Componente Ambiental: Aire. Factores Ambientales: Olor, Visibilidad y Ruido. Impacto ambiental: Emisiones perceptibles y molestas de olores, humos y polvos,

afectación en la percepción visual, y altos niveles sonoros Etapas del Proyecto: Preparación del sitio, Construcción, Operación y Mantenimiento, y

Abandono de sitio. Medidas preventivas:

• Dar mantenimiento preventivo adecuado de la maquinaría y equipos.

• Cumplir con lo establecido en la normatividad vigente sobre límites máximos permisibles de emisión

de ruido perimetral, con monitoreos de niveles sonoros considerando fuentes fijas de emisión y su

radio de influencia.

• Identificación de fuentes de ruido.

• Monitoreo periódico de ruido.

• Programación de actividades con potencial generación de ruido, tal que se realicen en horarios de

baja susceptibilidad a la molestia.

Medidas de mitigación:

• Para mitigar la dispersión de partículas o polvo durante el transporte, la carga y descarga de

materiales y suelo, el transporte de los materiales de construcción se realizará en camiones cubiertos

con lona y en caso de ser necesario, humedecer parcialmente los materiales para evitar la dispersión

de polvos y partículas.

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Componente Ambiental: Aire. Factores Ambientales: Olor, Visibilidad y Ruido. Impacto ambiental: Emisiones perceptibles y molestas de olores, humos y polvos,

afectación en la percepción visual, y altos niveles sonoros Etapas del Proyecto: Preparación del sitio, Construcción, Operación y Mantenimiento, y

Abandono de sitio. • Asimismo, cuando se detecte que las obras de construcción provocan molestias en el personal, por la

dispersión de polvos, se llevarán a cabo actividades de riego en las áreas de trabajo, con el fin de

evitar dicha dispersión.

• Las emisiones de gases de combustión provenientes de la maquinaria y vehículos que operen durante

la preparación del sitio y construcción, serán mitigadas mediante el cumplimiento con la verificación de

emisiones de todas las unidades de transporte conforme con la normatividad aplicable.

• Atención inmediata de quejas en caso de que se presentaran,

• Uso de equipo de seguridad personal adecuado para los trabajadores expuestos.

• No quemar, dentro del predio, ningún tipo de residuos durante el proyecto.

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VI.1.2 Agua

Componente Ambiental:

Agua.

Factores Ambientales:

Calidad y disponibilidad del agua.

Impacto ambiental: Concentración de contaminantes y extracción de agua del acuífero. Etapas del Proyecto: Pruebas de arranque, Operación y Mantenimiento. Medidas preventivas:

La construcción de las instalaciones debe cumplir con las especificaciones de la ingeniería conceptual

propuesta por el proyecto, debido a que la misma incluye características que redundan en el adecuado

aprovechamiento del agua, minimizando la generación de aguas residuales:

• Drenajes separados para los diferentes tipos de descargas de aguas residuales.

• Todas las descargas de aguas residuales serán tratadas en los sistemas de tratamiento existentes

en la Refinería, con la finalidad de que la calidad del agua tratada cumpla con la indicada en la

NOM-001-SEMARNAT-1996.

• El diseño de las instalaciones integra la optimización de intercambio de energía e incluye la

recirculación y aprovechamiento térmico de las corrientes de proceso, de tal manera que el

consumo de agua de enfriamiento es considerado optimo.

• Las aguas amargas generadas en proceso estarán conducidas en instalaciones bien identificadas,

consistentes en líneas, bombas y tanques acumuladores que serán interconectados hacia dos de

las Plantas de tratamiento de aguas amargas de la Refinería.


• Aprovechar de manera racional el agua para uso humano.

• Para evitar el vertido de residuos de gasolinas y aceites, o cualquier otro tipo de residuos líquidos

en el drenaje municipal, no habrá conexión con éste.

• Implantar un plan de contingencia ambiental y accidentes para evitar la contaminación por

derrames accidentales de gasolinas, mezclas oleosas, aguas con aceites, grasas y otros

contaminantes.

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VI.1.3 Suelo

Componente Ambiental: Suelo Factores Ambientales: Calidad de suelo y permeabilidad. Impacto ambiental: Concentración de contaminantes y cobertura permanente con concreto Etapas del Proyecto: Preparación del sitio, Construcción, Operación y Mantenimiento y

Abandono de sitio. Medidas preventivas:

• El mantenimiento preventivo de la subestación eléctrica también estará debidamente programado, y

preferentemente realizado por una empresa de servicio calificada. El manejo de los insumos que

requiera y residuos que generen serán debidamente documentados en procedimientos, copias de los

registros que genere el manejo de sustancias químicas y residuos serán guardadas en las oficinas para

documentar el debido cumplimiento conforme con la legislación aplicable.

• Los programas de mantenimiento preventivo y correctivo pueden incluir verificación, limpieza, pintura,

lubricación y ajustes, entre otras actividades que contribuyan a dar la mayor seguridad, eficiencia en

funcionamiento y buena presentación a las instalaciones, tanto a estructuras como a equipos.

• Los materiales e insumos que sean necesarios para el mantenimiento general de las instalaciones

eléctricas y de la maquinaria en general, en particular aditivos como anticorrosivos, refrigerantes,

lubricantes, aislantes, etc., serán manejados en cantidades seguras y por personal capacitado para su

debido uso y aplicación.

• Se definirán las cantidades mínimas de sustancias químicas y en envases debidamente identificados,

acomodados en áreas específicamente asignadas dentro de un gabinete o almacén cerrado y

considerando las medidas de seguridad necesarias respecto a la incompatibilidad química.


• Durante la preparación del sitio y la construcción, se contará con letrinas móviles para el uso obligatorio

de los trabajadores que laboren en las obras. Conforme con la normatividad ambiental aplicable, los

desechos serán dispuestos en sitios autorizados por las autoridades municipales.

En todas las etapas del proyecto:

• Se realizará mantenimiento preventivo y correctivo del camino y los accesos.

• Se generarán diferentes tipos de residuos, los cuales deben ser manejados en forma adecuada

conforme con la normatividad aplicable, de tal manera que sean debidamente clasificados, separados,

envasados, etiquetados, almacenados, transportados y dispuestos, incluso se contratará empresas

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Componente Ambiental: Suelo Factores Ambientales: Calidad de suelo y permeabilidad. Impacto ambiental: Concentración de contaminantes y cobertura permanente con concreto Etapas del Proyecto: Preparación del sitio, Construcción, Operación y Mantenimiento y

Abandono de sitio. autorizadas para el manejo de residuos conforme sea necesario.

• Los residuos sólidos domésticos se depositarán en contenedores provistos de tapa, los cuales se

ubicarán en forma visible y estratégica en las áreas de su generación para su posterior disposición en los

sitios que señale la autoridad local competente.

• Los residuos susceptibles de reutilizarse tales como: papel, madera, vidrios, metales en general y

plásticos, se separarán y enviarán a empresas que los aprovechen o depositarse donde la autoridad

competente lo autorice.

• Se evitará el derrame en el suelo, o en cuerpos de agua presentes en la zona, de residuos de grasas,

aceites, solventes y sustancias peligrosas que se lleguen a generar en las diferentes etapas de

construcción de la obra. Estos residuos se manejarán conforme con lo establecido en la legislación y

normatividad ambiental aplicable.

• Se seguirán los procedimientos del sistema de administración ambiental y seguridad de la Refinería

relativos al manejo seguro de los residuos, y del almacén de los residuos peligrosos.

• Contar con un plan de contingencia en caso de derrame para la limpieza del área que pueda resultar

afecta, una vez abandonadas las instalaciones.

Durante las pruebas de arranque y en mantenimiento:

• Se tendrá previstos procedimientos para residuos de manejo especial el cual deberá incluir la

desactivación e inertizacion de catalizadores y el volumen de residuos peligrosos que se genera.

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VI.1.4 Socio- economía

Los impactos ambientales sobre este componente ambiental son positivos prácticamente en

todas las etapas del proyecto, por lo que no aplica la definición de medidas preventivas o de

mitigación.

VI.1.5 Riesgo ambiental

De acuerdo con los resultados obtenidos del Estudio de Riesgo de proceso, se ha considerado

la revisión de los efectos al ambiente que se pueden suscitar si es que este tipo de eventos se

pudieran desarrollar en la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, Salamanca Gto., para la Planta

Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG 1).

Debe considerarse que la probabilidad de que se lleve este tipo de eventos es baja, y se

encuentra ligada principalmente a las condiciones derivadas del mantenimiento de las líneas y

de las condiciones de corrosión de las mismas.

Cabe mencionar que en caso de que suceda dicho evento, no se rebasaría el límite de batería

de la Refinería, por lo cual no se afectaría significativamente al ambiente local y ni

asentamientos humanos aledaños.

Se presentan a continuación los elementos de impacto al ambiente, y sus respectivas medidas

de mitigación

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Nombre del Escenario: Explosión por ignición tardía debido a una fuga en la descarga de las bombas GA-3202/S.

Sustancia analizada: Nafta Pesada Fase: Líquida Evento: Derrame Condición A del escenario de riesgo:

En la descarga de la bomba en donde se

tienen condiciones severas de presión y

temperatura, se presenta una fuga por

corrosión de 0.5”, este evento se

considera como el máximo probable en

condiciones de día y noche.

Condición B del escenario de riesgo:

En la descarga de la bomba en donde se tienen

condiciones severas de presión y temperatura, se

presenta una fuga por ruptura de la línea de 12”,

este evento se considera como catastrófica en

condiciones de día y noche.

Probables efectos ambientales. Infiltración de la Nafta Pesada al suelo y subsuelo:

El principal elemento de contaminación derivado del derrame, es la contaminación del suelo y

del subsuelo. Si existiera la contaminación sería necesaria la restauración del sitio afectado,

hasta alcanzar los valores establecidos en el marco normativo, o bien de las condiciones

específicas de saneamiento para el tipo de suelo en la zona, cuyos criterios estarían

determinados por la PROFEPA.

Afectación al manto freático:

La intromisión de elementos a las aguas subterráneas, representa en este tipo de eventos,

una de las mayores afectaciones, debido principalmente a la gran movilidad de la nafta en

medios líquidos, la migración de los contaminantes es superior en esta fase produciendo

como consecuencia una mayor área de afectación. Otro aspecto derivado de este tipo de

eventos, es el hecho de que es muy difícil garantizar un saneamiento adecuado y verificable.

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De 2007






Nombre del Escenario: Explosión por ignición tardía debido a una fuga en la descarga de las bombas GA-3202/S.

Sustancia analizada: Nafta Pesada Fase: Líquida Evento: Derrame

Medidas de prevención:

• El personal utilizará equipo de seguridad personal adecuado.

• Se contará con procedimientos para la actuación del personal en casos de

emergencia, los cuales serán informados debidamente al personal, como parte de la

inducción que le será impartida al personal que se contrate. Se contará con una

brigada de personal específicamente capacitado para coordinar las acciones en caso

de emergencia.


• Seguimiento de las recomendaciones en el Estudio de Riesgo

• Implantación del Programa de Prevención de Accidentes y Respuesta a Emergencias

actualizado

Rev. No. 0

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VI.2 Impactos residuales

Considerando que el impacto residual es aquel efecto que permanece en el ambiente, aún

después de implantar las medidas de mitigacion, los impactos residuales identificados en este

proyecto son los siguientes:

• Impacto residual en el suelo y paisaje en donde ya existen afectaciones previas

generadas por las instalaciones de la Refinería en el sitio del proyecto.

• Impacto residual en la calidad del aire por la alta concentración de SO2 ya existente en

la zona del proyecto.

VI.3 Conclusiones

De acuerdo con lo indicado en las bases de usuario y la información proporcionada por el

Licenciador, en condiciones normales de operación, el gas ácido será enviado a la Planta

Recuperadora de Azufre, mientras que los desfogues debidos a paros extraordinarios y/o

emergencia serán conducidos al quemador. Por lo anterior, se debe verificar que las emisiones

cumplan con la normatividad vigente en materia de emisiones a la atmósfera.

Asimismo, se han planteado las medidas de mitigación enfocadas al manejo adecuado de los

impactos residuales y adversos, y la minimización de las tendencias del deterioro actual de los

procesos ecológicos del sistema ambiental de la zona de estudio, tales como la separación de

drenajes y el tratamiento de cada corriente residual, el reúso en proceso de aguas residuales

tratadas y el manejo de residuos conforme el Plan de Manejo de Residuos de la Refinería.

De acuerdo con la Ley General Para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, PEMEX

es responsable de los residuos que se generen durante las diferentes etapas del proyecto y

tendrá corresponsabilidad con el contratista que designe para el manejo y disposición final de

los mismos.

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De 2007






Con base en el análisis y descripción de las condiciones ambientales que prevalecen en la zona

del proyecto, sustentada con el trabajo de campo y bibliografía especializada, el análisis

preciso y objetivo presentado en el Capítulo V de la forma en que las condiciones ambientales,

el cumplimiento de los ordenamientos jurídicos aplicables, y las medidas preventivas y de

mitigación que propone el proyecto, según se han descrito en este capítulo, es posible afirmar

que el desarrollo del proyecto ha previsto proteger la integridad de la funcionalidad ecológica de

los ecosistemas de la zona y respetar sus capacidad de carga, conforme con lo establecido en

los artículos 28 y 30 primer párrafo, de la LGEEPA.

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VII.- PRONÓSTICOS AMBIENTALES

CONTENIDO

VII. PRONÓSTICOS AMBIENTALES......................................................................... 2

VII.1 Pronóstico del escenario................................................................................................ 2

VII.2 Programa de vigilancia ambiental ................................................................................. 3

VII.3 Conclusión ..................................................................................................................... 12

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VII. PRONÓSTICOS AMBIENTALES

Con base en los impactos ambientales identificados, su evaluación, así como las medidas de

mitigación propuestas, se proyecta el resultado de la implementación de las medidas de

mitigación sobre los impactos, considerando a la vez la dinámica ambiental resultante de los

impactos ambientales residuales, los mecanismos de autorregulación y la estabilización de los

ecosistemas.

VII.1 Pronóstico del escenario

El escenario ambiental que se prevé, está principalmente dirigido a las afectaciones sobre los

componentes más sensibles del sistema: aire y agua.

Con la aplicación de las medidas de mitigación propuestas, los impactos del proyecto en estos

componentes se han identificados como importantes (no significativo) y acumulativos. A

continuación se describe el escenario pronosticado en sus diferentes componentes y factores

ambientales relacionados. El análisis toma en cuenta, lo siguiente:

a) Las actividades del proyecto son totalmente compatibles con las actividades actuales en

la zona de estudio. El proyecto se construirá y operará dentro de la Refinería “Ing.

Antonio M. Amor” y por definición del proyecto, éste se integrará a las instalaciones

existentes de la Refinería, por lo tanto el escenario pronosticado no implica cambios

ocasionados por el proyecto en las actividades productivas de la zona de estudio.

b) Las condiciones ambientales actuales son sensibles para el componente aire y agua.

Actualmente existe una baja calidad de aire en la zona debida a las emisiones

industriales de gases con azufre. En relación con el agua subterránea, se considera

que es un factor ambiental en proceso de aprovechamiento limitado porque actualmente

el acuífero se encuentra en categoría de veda. Se identifican impactos ambientales

adversos ocasionados por el proyecto sobre ambos factores ambientales, tal que el

escenario que se pronostica considera la contribución potencial de emisión de gases

con azufre y el consumo de agua proveniente de acuífero.

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c) El sitio del proyecto se ubica en una zona de baja dinámica ambiental natural como

consecuencia de estar inmerso en la Refinería, en la cual no se encuentran presentes

los componentes flora y fauna, lo cual resulta compatible con el proyecto.

d) Las medidas de mitigación influyen en la descripción del pronóstico ambiental del

proyecto porque están enfocadas al cumplimiento de la legislación ambiental aplicable

Por lo tanto, se espera que el escenario con el proyecto sea modificado de manera significativa,

siempre y cuando se lleven a cabo las medidas de mitigación y se cumpla con los

ordenamientos de regulación ambiental vigente y aplicables.

VII.2 Programa de vigilancia ambiental

El programa de vigilancia ambiental tiene por función básica establecer un sistema que

garantice el cumplimiento de las indicaciones y medidas de mitigación incluidas en el Estudio de

Impacto Ambiental. Incluirá la supervisión de la acción u obra de mitigación, señalando de

forma clara y precisa los procedimientos de supervisión para verificar el cumplimiento de la

medida de mitigación, estableciendo los procedimientos para hacer las correcciones y los

ajustes necesarios.

En las Tabla VII.1, Tabla VII.2 y Tabla VII.4, se indican las actividades, criterios de operación,

control de operación, las características clave y en el caso de la etapa de operación (Tabla

VII.3) también se considera el monitoreo ambiental.

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Tabla VII.1.- Programa de vigilancia ambiental, etapa de preparación del sito.

No. Actividad Criterio Operacional Control Operacional Característica Clave

1.

Uso de maquinaria

mayor

a. Inventario del 100% de vehículos y maquinaria de construcción asignados al proyecto.

b. Efectuar mantenimiento de la maquinaria, de acuerdo con el manual de operación y mantenimiento de las máquinas.

c. Cumplimiento del procedimiento de maquinaria pesada y vehículos.

a. Efectuar el mantenimiento de acuerdo con: ▪ Programas. ▪ Procedimientos. ▪ Personal competente. ▪ Equipo de medición

confiable. ▪ Material especificado. ▪ Recomendaciones del

fabricante. ▪ Emisión de registros de

mantenimiento.

a. Verificación del cumplimiento del: ▪ Programa de mantenimiento. ▪ Material especificado (aceites

y grasas). ▪ Partes de repuesto adecuadas. ▪ Almacén e identificación de

materiales y residuos peligrosos.

2.

Emisión de ruido en

actividades de

construcción por el

uso de equipo y

maquinaria de

construcción.

a. Durante el día no exceder de 68 dba. b. Durante la noche no exceder de 65

dba. A límite de predio. NOM-081-SEMARNAT-1994 No exceder los niveles de ruido establecidos por STPS de ruido laboral NOM-011-STPS-01

a. Uso de equipo de protección auditiva.

b. Realizar mediciones de ruido de acuerdo con el programa de construcción y puesta en servicio.

a. Verificar registros de niveles de ruido en áreas de trabajo.

b. Verificación de la calibración actualizada del sonómetro.

c. Verificación del cumplimiento del programa de mediciones de ruido.

d. Uso del equipo de seguridad adecuado.

3.

Generación de

residuos de personal

operativo durante el

proceso constructivo.

a. Contar con una letrina por cada 20 personas y realizar mantenimiento 2 veces por día (De acuerdo a procedimientos de seguridad).

b. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresa autorizada en el municipio.

a. Localización adecuada de contenedores y letrinas de acuerdo a los frentes de trabajo.

b. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresa autorizada.

c. Disposición final del agua residual en sitios autorizados.

a. Verificación del cumplimiento del programa de recolección de residuos de letrinas y su limpieza.

b. Verificaciones periódicas de colocación de letrinas y tambos en función de la cantidad de personal operativo.

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Tabla VII.2.- Programa de vigilancia ambiental, etapa de construcción.


1.

Emisiones de

partículas:

▪ Por aplicación de pintura.

a. Mitigación de la dispersión de partículas, aplicando la pintura en áreas protegidas.

a. Cumplir con el procedimiento de aplicación de pintura: ejecución por personal capacitado que cuente con el equipo de seguridad autorizado.

a. Verificar que la pintura se aplique en zonas protegidas y que los residuos se dispongan de la manera adecuada.

2.

▪ Emisión de ruido en actividades de construcción por el uso de equipo y maquinaria de construcción.

a. Durante el día no exceder de 68 dba. b. Durante la noche no exceder de 65 dba. A límite de predio. NOM-081-SEMARNAT-1994 No exceder los niveles de ruido establecidos por STPS de ruido laboral NOM-011-STPS-01

c. Uso de equipo de protección auditiva.

d. Realizar mediciones de ruido de acuerdo con el programa de construcción y puesta en servicio.

e. Verificar registros de niveles de ruido en áreas de trabajo.

f. Verificación de la calibración actualizada del sonómetro.

g. Verificación del cumplimiento del programa de mediciones de ruido.

h. Uso del equipo de seguridad adecuado.

3.

Generación de

residuos de personal

operativo durante el


c. Contar con una letrina por cada 20 personas y realizar mantenimiento 2 veces por día (De acuerdo a procedimientos de seguridad).

d. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresa autorizada en el municipio.

d. Localización adecuada de contenedores y letrinas de acuerdo a los frentes de trabajo.

e. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresautorizada.

a d. Verificaciones periódicas de

colocación de letrinas y tambos en función de la cantidad de personal operativo. f. Disposición final del agua residual en

sitios autorizados.

c. Verificación del cumplimiento del programa de recolección de residuos de letrinas y su limpieza.

4.

Operación del

almacén temporal de

residuos peligrosos.

a. Registro de la empresa como generadora de residuos peligrosos en el sitio.

b. Identificación de empresas autorizadas para el manejo y disposición de residuos peligrosos.

c. Contar con fichas técnicas y de seguridad de cada uno de los materiales peligrosos.

d. Disponer de una sección del almacenamiento para resguardar materiales peligrosos, con medidas de seguridad adecuadas.

e. Asegurar el buen estado del empaque de los materiales durante su confinamiento.

a. Almacenar y manejar el material peligroso conforme indica su ficha técnica y de seguridad.

b. Diseñar y construir el almacén temporal de residuos peligrosos cumpliendo con los requisitos de seguridad y almacenamiento en la sección de materiales peligrosos.

c. Registrar en bitácora las entradas y salidas de los residuos.

Verificación periódica de: ▪ Aplicación de los requisitos

contenidos en fichas técnicas y de seguridad.

▪ Almacenamiento adecuado de materiales.

▪ Estado físico del empaque. ▪ Registros de disposición final con

empresa autorizada.

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5.

Actividades de

sandblasteo.

a. Mitigación de la dispersión de partículas mediante la colocación de mamparas y lonas.

b. Uso de equipo de protección para operadores.

c.

a. Cumplimiento con el procedimiento de sandblasteo.

b. Ejecución por personal entrenado. c. Contar con equipo adecuado.

Verificar: a. Aplicación de sandblasteo en

zonas protegidas para ese fin. b. Utilización de equipo de

protección requerido.

6.

Pruebas hidrostáticas

y neumáticas de

tuberías y equipos.

No rebasar lo que se establece sobre descargas de agua en las normas: NOM-001-SEMARNAT-1996 Personal capacitado en los procedimientos aplicables. Uso de equipo de protección personal auditivo para ruido superior a 85 decibeles.

a. Cumplir con los protocolos de prueba b. Con apoyo del personal de

capacitación dar cumplimiento a los procedimientos sobre manejo de desechos industriales y disposición de agua.

c. Cumplir con el programa de inspección del equipo de protección auditiva.

a. Ruptura de mangueras, tuberías y equipos.

b. Capacitación deficiente del personal.

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Tabla VII.3.- Programa de vigilancia ambiental, etapa de operación y mantenimiento.

No. Actividad Criterio Operacional Control Operacional Característica

Clave Monitoreo

Ambiental (sólo para etapa de operación)

1.

Manejo de Residuos Industriales No Peligrosos (Tubería metálica, tubería conduit, varilla, alambre, alambrón, madera, pedaceria metálica, chatarra, plástico, vidrio y cemento).

Reporte semestral de los materiales reciclables. Recolección en recipientes o áreas definidas.

Cumpliendo con el procedimiento de manejo control y disposición de los residuos industriales no peligrosos.

Verificar: ▪ Registros de generación y

disposición final en bitácoras.

▪ Distribución adecuada de tambos en las áreas de trabajo.

▪ Autorizaciones del sitio de disposición final.

Adecuada separación de los residuos no peligrosos en las áreas de trabajo. Recolección periódica en sitios autorizados.

2.

Limpieza mecánica de equipos

y tuberías:

▪ Tanques. ▪ Recipientes. ▪ Tuberías diámetros

mayores. ▪ Ductos. ▪

a. Máximo dos no conformidades por mes por disposición de sólidos.

b. Personal adoctrinado en el programa.

a. Cumplir con el procedimiento de limpieza y manejo de residuos.

b. Capacitar al personal involucrado en el procedimiento de limpieza y manejo de residuos.

a. Capacitación deficiente del personal.

a. Cumplimiento del programa de disposición de residuos, producto de la limpieza mecánica Se llevará a cabo periódicamente y de acuerdo al programa.

3.

Soplado de tuberías con aire y

gas.

▪ Aire alta presión. ▪ Gas.

a. Instalar silenciadores en las descargas a la atmósfera.

b. Uso de equipo de protección auditivo para ruido superior a 85 decibeles.

a. Cumplimiento del procedimiento de soplado.

b. Cumplimiento del programa de inspección de equipo para protección auditiva.

a. Operación inadecuada de los silenciadores, ruptura de mangueras o conexiones.

b. Deficiente capacitación.

a. Programa de monitoreo de ruido.

b. Llevar registros de niveles de ruido.

c. Calibración del sonómetro d. Cumplimiento del

programa de mediciones de ruido.

Área responsable: Seguridad y Medio Ambiente.

4. Limpieza química de equipos y

tuberías.

a. Disposición de la solución con base a dictamen de las

a. Cumplimiento del procedimiento de limpieza química.

a. Capacitación deficiente. b. Fugas en el equipo, en

accesorios de inyección o en

Monitoreo periódico para: ▪ Aplicación de requisitos

incluidos en fichas técnicas

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Clave Monitoreo


autoridades correspondientes.

b. Personal adiestrado en los procedimientos aplicables.

b. Cumplimiento del programa de inspección y seguridad.

c. Capacitación al personal involucrado en procedimientos de limpieza.

el equipo de limpieza. c. Incumplimiento del

contratista.

y de seguridad. ▪ Almacenamiento adecuado

de materiales utilizados. ▪ Estado físico de los

empaques. ▪ Registros en regla de

disposición final con empresa autorizada.

▪

5.

Carga a equipos de empaques

y catalizadores

▪ Catalizadores sólidos. ▪ Empaques columnas.

a. No emisión de de polvos emitidos a la atmósfera.

b. Disposición conforme a los resultados del estudio CRETIB.

c. Personal adiestrado en los procedimientos aplicables.

a. Cumplir con el procedimiento de carga, el de la empresa y el del proveedor.

b. Cumplir con instrucciones del fabricante.

c. Apegarse a las hojas de seguridad de los materiales.

d. Cumplir con el procedimiento de manejo y disposición de residuos peligrosos.

a. Capacitación insuficiente. b. Procedimientos inadecuados

del proveedor. c. Almacenaje inadecuado de

materiales utilizados.

Monitoreo diario para: ▪ Aplicación del contenido

de fichas técnicas y de seguridad.

▪ Almacenamiento adecuado de materiales utilizados.

▪ Estado físico de los empaques.

▪ Registros en regla de disposición final con empresa autorizada.

6.

Prueba a equipos rotatorios

▪ Compresores. ▪ Bombas. ▪ Turbinas. ▪ Equipos paquete.

a. Uso de equipo de protección auditivo para sonidos superiores a 85 decibeles.

b. Personal adiestrado en los procedimientos aplicables.

c. Máximo dos derrames controlados por prueba.

d. Entrega de reporte de recolección de residuos peligrosos empleados.

a. Capacitación al personal involucrado en los procedimientos.

b. Cumplir con el programa de inspección para equipo de protección auditiva.

c. Cumplir con el procedimiento sobre manejo de residuos peligrosos.

d. Cumplir con el procedimiento de limpieza de aceite de control y lubricación (oil flushing).

a. Deficiencias en capacitación.

b. Incumplimiento del subcontratista en cuanto a la protección contra ruido en el diseño de los equipos.

Monitoreo semestral de: ▪ Registros de niveles de

ruido. ▪ Registros de disposición

final con empresa autorizada.

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Clave Monitoreo


7.

Puesta en operación de

equipos y sistema de proceso,

operaciones iniciales y

pruebas de desempeño:

▪ Almacenamiento de materias primas y productos.

▪ Circuitos fluidos de proceso.

▪ Sistemas de desfogue.

a. De acuerdo con lo indicado para uso de equipo en el dictamen ambiental.

b. No exceder los niveles de ruido establecidos en:

NOM-081-SEMARNAT- 1994 NOM-011-STPS-01 c. Uso de protección

auditiva para sonidos superiores a 85 decibeles.

d. Personal adiestrado en los procedimientos.

a. Cumplimiento del procedimiento operativo para el control de operación de equipos y sistemas.

b. Máximo 68 decibeles por día al límite del predio.

c. Cumplimiento del programa de inspección de equipo para protección auditiva.

d. Capacitación del personal en el procedimiento de operación.

e. Seguir el procedimiento para manejo y disposición de residuos peligrosos y no peligrosos.

a. Pruebas operacionales deficientes.

b. Capacitación deficiente. c. Daños en equipo o en el

sistema por defectos de fabricación.

d. Descontrol de las operaciones (casos de emergencia).

a. Monitoreo semestral de registros de niveles de ruido.

b. Asegurarse diariamente de que exista una distribución adecuada de recipientes o tambos para recolección.

c. Verificar periódicamente los registros de disposición final con empresa autorizada.

8.

Pruebas y puesta en servicio

de equipos y sistemas

eléctricos.

a. Máximo dos derrames controlados durante las pruebas.

b. Reportes de entrega de residuos peligrosos.

c. Personal adiestrado en los procedimientos aplicables.

1. Carga llenado baterías.

2. Tratamiento de aceite tratamiento de alta potencia 10MVA.

3. Pruebas a generadores principales y de emergencia.

a. Seguir diseño de seguridad para estas instalaciones.

b. Aplicar los procedimientos. c. Capacitar al personal en los

procedimientos de prueba y manejo de residuos peligrosos.

a. Capacitación deficiente. b. Problemas de calidad en los

equipos. c. Deficiencias en el diseño y

la construcción.

a. Monitoreo semestral de registros de niveles de ruido.

b. Asegurarse diariamente de que exista una distribución adecuada de recipientes o tambos para recolección.

c. Verificar periódicamente los registros de disposición final con empresa autorizada.

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Tabla VII.4.- Programa de vigilancia ambiental, etapa de abandono.


1.

▪ Emisión de ruido en actividades de construcción por el uso de equipo y maquinaria de construcción.

a. Durante el día no exceder de 68 dba. b. Durante la noche no exceder de 65 dba. A límite de predio. NOM-081-SEMARNAT-1994 No exceder los niveles de ruido establecidos por STPS de ruido laboral NOM-011-STPS-01

e. Uso de equipo de protección auditiva.

f. Realizar mediciones de ruido de acuerdo con el programa de construcción y puesta en servicio.

i. Verificar registros de niveles de ruido en áreas de trabajo.

j. Verificación de la calibración actualizada del sonómetro.

k. Verificación del cumplimiento del programa de mediciones de ruido.

l. Uso del equipo de seguridad adecuado.

2.

Generación de residuos de

personal operativo durante el


e. Contar con una letrina por cada 20 personas y realizar mantenimiento 2 veces por día (De acuerdo a procedimientos de seguridad).

f. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresa autorizada en el municipio.

g. Localización adecuada de contenedores y letrinas de acuerdo a los frentes de trabajo.

h. Recolección de residuos de letrinas y contenedores por empresa autorizada.

i. Disposición final del agua residual en sitios autorizados.

j.

e. Verificación del cumplimiento del programa de recolección de residuos de letrinas y su limpieza.

f. Verificaciones periódicas de colocación de letrinas y tambos en función de la cantidad de personal operativo.

3.

Operación del almacén

temporal de residuos

peligrosos.

f. Registro de la empresa como generadora de residuos peligrosos en el sitio.

g. Identificación de empresas autorizadas para el manejo y disposición de residuos peligrosos.

h. Contar con fichas técnicas y de seguridad de cada uno de los materiales peligrosos.

i. Disponer de una sección del almacenamiento para resguardar materiales peligrosos, con medidas de seguridad adecuadas.

j. Asegurar el buen estado del empaque de los materiales durante su confinamiento.

k.

d. Almacenar y manejar el material peligroso conforme indica su ficha técnica y de seguridad.

e. Diseñar y construir el almacén temporal de residuos peligrosos cumpliendo con los requisitos de seguridad y almacenamiento en la sección de materiales peligrosos.

f. Registrar en bitácora las entradas y salidas de los residuos.

Verificación periódica de: ▪ Aplicación de los requisitos

contenidos en fichas técnicas y de seguridad.

▪ Almacenamiento adecuado de materiales.

▪ Estado físico del empaque. ▪ Registros de disposición

final con empresa autorizada.

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4.

Manejo de Residuos

Industriales No Peligrosos

(Tubería metálica, tubería

conduit, varilla, alambre,

alambrón, madera, pedaceria

metálica, chatarra, plástico,

vidrio y cemento).

Recolección en recipientes o áreas definidas.

Cumpliendo con el procedimiento de manejo control y disposición de los residuos industriales no peligrosos.

Verificar: ▪ Registros de generación y

disposición final en bitácoras. ▪ Distribución adecuada de

tambos en las áreas de trabajo. ▪ Autorizaciones del sitio de

disposición final.

5.

Limpieza química de equipos

y tuberías.

c. Disposición de la solución con base a dictamen de las autoridades correspondientes.

d. Personal adiestrado en los procedimientos aplicables.

d. Cumplimiento del procedimiento de limpieza química.

e. Cumplimiento del programa de inspección y seguridad.

f. Capacitación al personal involucrado en procedimientos de limpieza.

d. Capacitación deficiente. e. Fugas en el equipo, en

accesorios de inyección o en el equipo de limpieza.

f. Incumplimiento del contratista.

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Proyecto:

RPSA044071

ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL DE LA PLANTA DESULFURADORA DE GASOLINAS

CATALÍTICAS (ULSG 1), SUS SERVICIOS AUXILIARES E INTEGRACIÓN DE LA REFINERÍA "ING. ANTONIO M. AMOR”, SALAMANCA, GTO.

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VII.3 Conclusión

El proyecto está previsto a realizarse en una zona de uso de suelo industrial, que no

se encuentra cercana a un área de reserva ecológica, ni afectará ningún área natural

protegida de carácter federal, estatal o municipal.

Con base en el análisis del diagnóstico ambiental y de la identificación y evaluación de

impactos derivados de la construcción y operación de las instalaciones previstas a

realizar en este proyecto, se puede asegurar que aportará beneficios sociales en el

ámbito local y regional. Lo anterior, considerando que el objetivo de la misma es la

producción de gasolinas de ultra bajo azufre para reducir la emisión de contaminantes.

De acuerdo con el diagnóstico ambiental, la construcción y operación del proyecto en

el sitio donde se pretende instalar, si bien presentará impactos al aire y agua, así como

al suelo de esa zona, con la ejecución de las medidas de mitigación, se puede

pronosticar un escenario sin modificaciones o afectaciones sustanciales en los

procesos de deterioro presentes en la zona. El pronóstico es altamente compatible con

la actividad productiva actual de la zona y el paisaje industrial establecido.

El cumplimiento de la NOM-086-SEMARNAT-SENER-SFCI-2005 permitirá reducir en

un determinado plazo las emisiones de compuestos de azufre a la atmósfera

provenientes de los procesos de la refinación del petróleo. Asimismo, al obtener

gasolinas de bajo contenido en azufre, se podrá proteger al ambiente y a la salud

humana, previniendo enfermedades y decesos asociados a afectaciones de las vías

respiratorias.

Por lo anterior, se considera que el proyecto es socialmente útil y ambientalmente

factible, siempre y cuando se realicen de manera efectiva y oportuna las medidas de

prevención y mitigación propuestas en el presente estudio para los impactos que se

presentarán.

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VIII. Anexos

CONTENIDO

• CAPITULO I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL Anexo I.1.- Documentos legales del promovente

• CAPITULO II DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO Anexo II.1.- Identificación general de instalaciones del proyecto Anexo II.2.- Video de presentación Anexo II.3.- Fotografías del sitio Anexo II.4.- Diagramas y planos de ingeniería conceptual

• CAPITULO III VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO Anexo III.1.- Zonificación Ecológica de Salamanca Anexo III.2.- Proyecto MDL Formato “Project Idea Note” (PIN). Anexo III.3.- Autorizaciones oficiales de la Refinería

• CAPITULO IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y DE SEÑALAMIENTO DE LA PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL AREA DE IFLUENCIA DEL PROYECTO. INVENTARIO AMBIENTAL Anexo IV.1.- Plano de Zonificación de Uso de Suelo de Salamanca Anexo IV.2.- Registros climáticos de Salamanca, SMN 2007 Anexo IV.3.- Carta climática de Salamanca. Anexo IV.4.- Carta geológica de Salamanca. Anexo IV.5.- Carta Topográfica del Municipio. Anexo IV.6.- Carta edafológica de suelo. Anexo IV.7.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca. Anexo IV.8.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales. Anexo IV.9.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas. Anexo IV.10.- Carta de Vegetación.

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SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

• CAPITULO V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES Anexo V.1.- Matrices de identificación y evaluación de impactos Anexo V.2.- Diagramas de análisis de consecuencias

• REFERENCIAS

• GLOSARIO Y ACRÓNIMOS

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VIII. Anexos

• CAPITULO I DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL

ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL

Anexo I.1.- Documentos legales del promovente

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VIII. Anexos

• CAPITULO II DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

Anexo II.1.- Identificación general de instalaciones del proyecto

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VIII. Anexos

Anexo II.2.- Video de presentación

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VIII. Anexos

Anexo II.3.- Fotografías del sitio

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SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo II.4.- Diagramas y planos de ingeniería conceptual

I.- Diagramas de flujo de proceso 1. SALAMANCA ULSG (U-3000). PROCESS FLOW DIAGRAM.

CDHYDRO/CDHDS + UNIT. CDHYDRO COLUMN

Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.

DWG. No: D20072-05-01001A REV 5

2. SALAMANCA ULSG (U-3000). PROCESS FLOW DIAGRAM.



DWG. No: D20072-05-02001B REV 5




DWG. No: D20072-05-02001C REV 5




DWG. No: D20072-05-03001D REV 5




DWG. No: D20072-05-03001E REV 5

Rev. No. 0

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SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

II.- Planos de distribución de áreas – Plot Plans 1. UNIT PLOT PLAN. SALAMANCA ULSQ1. CDHYDRO/CDHDS

Ing, Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México.

DWG. No: A1-20072-05-00010 AREA PRINCIPAL.

2. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 100. GRADE AND ABOVE


DWG. No: A1-20072-05-00011A

3. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 100. GRADE TO 106500


DWG. No. A1-20072-05-00011B

4. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSQ 1 ÁREA 400. GRADE & ABOYE


DWG. No: A1-20072-05-00011C

5. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSQ 1 ÁREA 300. GRADE TO EL. 106000


DWG. No: A1-20072-05-00011D

6. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSQ 1 ÁREA 200. GRADE TO EL. 106500

Ing. Antonio M. Amor. Salamanca, Guanajuato, México

DWG. No: A1-20072-05-00011E

7. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 900. GRADE AND ABOVE


DWG. No: A1-20072-05-00011F

8. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 100. EL. 106500 & ABOVE


DWG. No: A1-20072-05-00011G

9. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 300. 106000 AND ABOVE


DWG. No: A1-20072-05-00011H

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

10. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 200. EL. 106500 AND ABOVE


DWG. No: A1-20072-05-00011J

11. ÁREA PLOT PLAN. SALAMANCA ULSG 1 ÁREA 900. PIPE RACK ELEVATION


DWG. No: A1-20072-05-00011K

III.- Plano de localización de servicios

1. KEY PLAN. SALAMANCA. ULSG 1 UTILITY STATION LOCATION


DWG. No: A1-20072-05-00300A

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

• CAPITULO III VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y EN SU CASO, CON LA

REGULACIÓN DEL USO DE SUELO

Anexo III.1.- Zonificación Ecológica de Salamanca

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo III.2.- Proyecto MDL Formato “Project Idea Note” (PIN).

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo III.3.- Autorizaciones oficiales de la Refinería

• Oficio de Auditoria Ambiental No. 2967 • Oficio de Permiso de Descargas de Agua Residuales • Oficio de residuos peligrosos • Usos de suelo

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

• CAPITULO IV DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y DE SEÑALAMIENTO DE LA

PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL AREA DE IFLUENCIA DEL PROYECTO. INVENTARIO

AMBIENTAL

Anexo IV.1.- Plano de Zonificación de Uso de Suelo de Salamanca

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo IV.2.- Registros climáticos de Salamanca, SMN 2007

COMISIÓN NACIONAL DEL AGUA SUBDIRECIÓN GENERAL TÉCNICA UNIDAD DEL SERVICIO METEOROLÓGICO NACIONAL PROYECTO DE BASES DE DATOS CLIMATOLOGICOS

00011041 LOS RAZOS, SALAMANCA

• Días con granizo • Días con tormenta • Lluvia máxima 24 hrs • Lluvia total mensual • Temperatura máxima ext. • Temperatura máxima prom. • Temperatura media mensual • Temperatura mínima ext. • Temperatura mínima prom.

00011052 PERICOS, SALAMANCA


Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

00011096 SALAMANCA (DGE), SALAMANCA


000111068 SAN J.TEMASCATIO, SALAMANCA


Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo IV.3.- Carta climática de Salamanca.

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo IV.4.- Carta geológica de Salamanca.

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo IV.5.- Carta Topográfica del Municipio.

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo IV.6.- Carta edafológica de suelo.

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo IV.7.- Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca.

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo IV.8.- Carta Hidrológica de Aguas Superficiales.

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo IV.9.- Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas.

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo IV.10.- Carta de Vegetación.

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

• CAPITULO V IDENTIFICACIÓN, DESCRIPCIÓN Y EVALUACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES

Anexo V.1.- Matrices de identificación y evaluación de impactos

• Matriz I Identificación de Impacto • Matriz II Magnitud de Impacto • Matriz III Relevancia y/o significancia de impacto

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

Anexo V.2.- Diagramas de análisis de consecuencias

1. Escenario máximo probable (día) radio de afectación de la planta desulfuradora de gasolinas USLG 1 de 25 MBPD Plano E-SA-UNAMFQ-01

2. Escenario máximo probable (noche) radio de afectación de la planta desulfuradora de gasolinas USLG 1 de 25 MBPD Plano E-SA-UNAMFQ-02

3. Escenario catastrófico (día) radio de afectación de la planta desulfuradora de gasolinas USLG 1 de 25 MBPD Plano E-SA-UNAMFQ-03

4. Escenario catastrófico (noche) radio de afectación de la planta desulfuradora de gasolinas USLG 1 de 25 MBPD Plano E-SA-UNAMFQ-04

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

• REFERENCIAS

Rev. No. 0

Fecha: Diciembre

De 2007




SALAMANCA, GTO.

VIII. Anexos

• GLOSARIO Y ACRÓNIMOS

Rev. No. 1


Proyecto:

ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL NIVEL 3 DE LA PLANTA DESULFURADORA DE GASOLINAS

CATALÍTICAS (ULSG), SUS SERVICIOS AUXILIARES E INTEGRACIÓN DE LA REFINERÍA "ING. ANTONIO M.

AMOR”, SALAMANCA, GTO. Página 1 de 5

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

CONTENIDO

I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.......................................... 2

I.1 Promovente..........................................................................................................................2 I.1.1 Nombre o Razón Social ................................................................................................... 2 I.1.2 Registro Federal de Contribuyentes ................................................................................ 2 I.1.3 Nombre y cargo del Representante Legal ....................................................................... 2 I.1.4 Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población del

Representante Legal................................................................................................................. 2 I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal para recibir u oír notificaciones 3 I.1.6 Actividad productiva principal........................................................................................... 3 I.1.7 Número de trabajadores equivalente............................................................................... 3 I.1.8 Inversión estimada inicial en moneda nacional ............................................................... 3

I.2 Responsable de la elaboración del estudio de riesgo ambiental .................................4 I.2.1 Nombre o Razón Social ................................................................................................... 4 I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes ................................................................................ 4 I.2.3 Registro Federal de Contribuyentes, Cédula Única de Registro de Población, y Número

de Cédula Profesional del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental . 4 I.2.4 Dirección del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental ............. 4

ANEXOS Anexo I.1 Documentos legales del promovente

Anexo I.2 Documentos del responsable del estudio de riesgo ambiental

Rev. No. 1


Proyecto:





I DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL

I.1 Promovente

I.1.1 Nombre o Razón Social

PEMEX – REFINACIÓN

Refinería “Ing. Antonio M. Amor”

I.1.2 Registro Federal de Contribuyentes

PRE-920716-3T7

I.1.3 Nombre y cargo del Representante Legal

Nombre del representante legal: ING. ANTONIO ALVAREZ MORENO (APODERADO).

Cargo del representante legal: SUBDIRECTOR DE AUDITORIA DE SEGURIDAD

INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL.

PEMEX-REFINACIÓN

Nota: La copia del acta constitutiva de PEMEX REFINACIÓN así como el poder notarial,

credencial de lector del representante legal, se encuentran en el Anexo I.1 Documentos legales

del promovente.

I.1.4 Credencial de Lector del Representante Legal

Clave de elector: ALMRAN-58042311H100

Rev. No. 1


Proyecto:





I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal para recibir u oír notificaciones

Dirección del promovente para recibir u oír notificaciones:

AV. MARINA NACIONAL NO. 329.

TORRE EJECUTIVA PISO 40

COL HUASTECA.

MÉXICO D. F.

CP. 11311

Teléfono(s): 55-19449465

Teléfono Fax: 55-19449410

Conmutador: 19-44-25-00

Extensiones: 5-3800 y 5-3801

Correo electrónico: [email protected]

I.1.6 Actividad productiva principal

PEMEX Refinación tiene como propósito fundamental la refinación y elaboración de

productos petrolíferos y derivados del petróleo que sean susceptibles de servir como

materias primas industriales básicas, así como el almacenamiento, transporte, distribución y

la comercialización de los productos y derivados relacionados.

I.1.7 Número de trabajadores equivalente

La operación de la planta requerirá 14.1 trabajadores equivalentes. Esto corresponde a las

horas laboradas por tres operadores en tres turnos de ocho horas siete días a la semana,

los 365 días del año y un supervisor trabajando un turno de ocho horas por día, de lunes a

viernes, 50 semanas por año, es decir, un total de 28,280 horas por año.

I.1.8 Inversión estimada inicial en moneda nacional

Para la construcción de plantas de proceso nuevas, integración de líneas de servicios

principales, de procesos y red contra incendio; rehabilitaciones, adecuaciones y

ampliaciones de instalaciones existentes para integrar los procesos nuevos a los actuales y

Rev. No. 1


Proyecto:





construcción de edificios se estima una inversión de 500 millones de dólares (5510 millones

de pesos aprox.).

I.2 Responsable de la elaboración del estudio de riesgo ambiental

I.2.1 Nombre o Razón Social


I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes

UNA-2907227Y5

I.2.3 Registro Federal de Contribuyentes, Cédula Única de Registro de Población, y Número de Cédula Profesional del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental

Nombre: Dr. M. Javier Cruz Gómez

RFC: CUGM470615MB1

CURP: CUGM470615HJCRMD05

Cédula profesional del responsable técnico de la elaboración del estudio:

Doctorado: ____1451432____

I.2.4 Dirección del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental


AVENIDA UNIVERSIDAD 3000, CIUDAD UNIVERSITARIA

DELEGACIÓN COYOACÁN. C.P. 04510. MÉXICO D. F.

FACULTAD DE QUÍMICA, DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA.

EDIFICIO E. LAB. 212

Teléfono/Fax: (55) 5622-5358

Correo electrónico: [email protected]

Rev. No. 1


Proyecto:





Nota: La copia de la Cédula, RFC y CURP del responsable de la elaboración del estudio de

riesgo ambiental, se encuentran en el Anexo I.2 Documentos del responsable del estudio.

Rev. No. 1


Proyecto:




II. DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO

CONTENIDO

II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ......................................................... 2

II.1 Nombre del proyecto ..........................................................................................................2 II.1.1 Descripción de la actividad a realizar, su(s) proceso(s), e infraestructura(s)

necesaria(s), indicando ubicación dentro del arreglo general de la planta, alcance, e

instalaciones que lo conforman. ..................................................................................................... 2 II.1.2 ¿La planta se encuentra en operación? .......................................................................... 8 II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización. ............... 9 II.1.4 Vida útil del proyecto. ....................................................................................................... 9 II.1.5 Criterios de ubicación. ...................................................................................................... 9 II.2 Ubicación del proyecto. .................................................................................................... 9

TABLAS Tabla II.1 Colindancias de la planta ULSG-1 ................................................................................10

Tabla II.2 Puntos de interés y usos de suelo alrededor de la planta ULSG-1 en un radio de 500

m.....................................................................................................................................................11

ANEXOS

Anexo II.1 Alcances del proyecto

Anexo II.2 Arreglo general de la localización del área de planta fuera del Límite de Batería

Anexo II.3 Arreglo general de área de torre de enfriamiento y subestación eléctrica

Anexo II.4 Fotografía aérea de la refinería de Salamanca, Gto.

Anexo II.5 Plano de Influencia 500 m de la planta ULSG dentro de la carta urbana de

Salamanca

Rev. No. 1


Proyecto:





II DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO

II.1 Nombre del proyecto

Planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG), sus Servicios Auxiliares e Integración en

la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, de Salamanca, Gto.

II.1.1 Descripción de la actividad a realizar, su(s) proceso(s), e infraestructura(s) necesaria(s), indicando ubicación dentro del arreglo general de la planta, alcance, e instalaciones que lo conforman.

La planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (Ultra Low Sulphur Gasoline, ULSG I), tratará

25,000 BPD de carga, constituida por una corriente de gasolina ligera (22,200 BPD, con 1,471

ppm de azufre en peso) y una corriente de gasolina pesada (2,800 BPD, con 9,089 ppm de

azufre en peso), ambas provenientes de la planta Catalítica No. 2 existente, para producir

gasolina de ultra bajo azufre (con 10 ppm o menos en peso de azufre). Esta gasolina, como uno

de los principales componentes de las gasolinas PEMEX Magna y PEMEX Premium, permitirá a

la Refinería “Ing. Antonio M. Amor” de Salamanca, Gto., cumplir la norma NOM-086-

SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 "Especificaciones de los combustibles fósiles para la

protección ambiental", consiguiéndose como consecuencia importantes beneficios ambientales

derivados del uso de combustibles más limpios.

Proceso

El proceso consiste en una destilación reactiva a través de una cama catalítica, mediante la cual

se elimina el azufre y nitrógeno presentes en la fracción ligera de la alimentación (22,100 BPD)

y en la hidrogenación catalítica de los compuestos de azufre y nitrógeno de la fracción pesada

(2,900 BPD) con una pérdida mínima de octano, y con un posterior tratamiento de los

subproductos. El hidrógeno requerido en el proceso, proviene de una corriente rica en este gas

(conteniendo una cantidad menor de metano, etano, propano y butano) producida en la planta

reformadora de naftas existente en la refinería. Dentro de las instalaciones de la planta, se

Rev. No. 1


Proyecto:





contará con una sección de endulzamiento con amina (metildietanolamina, MDEA) donde el gas

de recirculación y el gas combustible serán endulzados, para cumplir con especificaciones en el

contenido de ácido sulfhídrico (H2S) y su correspondiente sección de regeneración de amina.

Como subproductos se tienen:

1) Gas combustible, que se integrará a la red gas combustible de la refinería,

2) Aguas amargas, que serán enviadas a las plantas de tratamiento de aguas amargas

existentes en la refinería y

3) Gas ácido, una corriente rica en ácido sulfhídrico (H2S) que será enviada a las plantas

recuperadoras de azufre (U-12 y SRU) de la refinería para convertirlo finalmente en

azufre elemental.

Alcance del proyecto

El proyecto de construcción de la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas incluye un

sistema de regeneración de amina, una torre de enfriamiento nueva, un sistema de desfogue

que incluye un quemador elevado nuevo, instalaciones complementarias asociadas (casetas de

operadores, servicios auxiliares como aire de plantas e instrumentos, nitrógeno, etc.), así como

las integraciones necesarias para el suministro de cargas, materias primas, servicios principales

y salidas de productos, subproductos, efluentes y desfogues para su completa y adecuada

integración a los procesos existentes.

Instalaciones que conforman el proyecto

En el área disponible para la planta ULSG se incluyen:

• Planta hidrodesulfuradora de gasolinas catalíticas ULSG-1 (Ultra Low Sulfur Gasoline).

• Unidad Recuperadora de Amina URA-1. La cual tratará la corriente de amina rica,

para eliminar el gas ácido, y obtener una amina pobre que debe ser enviada a la planta

desulfuradora para el proceso de endulzamiento. El gas ácido subproducto de la

Rev. No. 1


Proyecto:





reacción, será enviado a las plantas recuperadoras de azufre existentes o, en su caso, al

desfogue ácido.

Como instalaciones complementarias asociadas a estas unidades de proceso se tienen:

• Caseta de Analizadores. Los analizadores tendrán señal al Sistema de Control

Distribuido (SCD) en el Bunker Centralizado. Este equipo de análisis estarán instalados

directamente en las líneas de proceso o lo más cercano a éstas y en casetas de acuerdo

a la clasificación de área. Las casetas contarán con sistemas de presurización, control

de temperatura y corrosión.

• Caseta de operadores.

• Compresores de aire. Los sistemas de aire de instrumentos y de plantas se ubicarán

dentro de límites de batería y serán suministrados por compresores de aire libre de

aceite y humedad con capacidad suficiente para satisfacer las necesidades de esta

planta, y contarán con señalización al Sistema de Control Distribuido.

• Cuarto de Control Satélite. Éste alberga los controladores, módulos de entrada-salida,

y los Controladores Lógicos Programables (PLC's) de seguridad. El cuarto de control

contará con sistema de presurización y aire acondicionado con sistema de compresión

redundante (de acuerdo a NFPA 496), control de temperatura, presión positiva de 0.2 a

0.4 pulgadas de agua, humedad relativa controlada, clasificación de ambiente G-1 de

acuerdo al ANSI/18A-S71.04. El cuarto contará con un medidor de corrosión,

temperatura, humedad y presión en un solo equipo, el cual se comunicará al Sistema de

Control Distribuido para llevar el histórico de estas variables. Asimismo contará con un

sistema de detección de humo y un sistema de extinción de fuego.

• Fosa API. Como parte del sistema de drenaje aceitoso de la planta, el cual manejará

purgas de las bombas y equipo en general, se contará con una fosa API para separar

mezclas de hidrocarburos con agua, enviando el hidrocarburo a un tanque de slop y el

agua contaminada colectada se envía por un drenaje independiente a la red de drenaje

aceitoso existente.

Rev. No. 1


Proyecto:





• Separador de gas combustible. Para acondicionar la corriente de gas combustible, se

instalará un paquete de separación, filtrado y coalescencia con su equipo de relevo e

integraciones necesarias (by pass) para el mantenimiento de estos equipos.

• Sistema de enfriamiento condensado. Se instalará un sistema de enfriamiento por

condensado a equipos mecánicos dinámicos que lo requieran por la calidad del agua de

enfriamiento.

• Sistema de Lubricación por Niebla. Se integrará este servicio a las bombas

centrífugas que lo requieran de acuerdo al fabricante que las suministre.

• Sistema de recuperación condensado. El Condensado recuperado de trampas y el

condensado recuperado producto del proceso, se llevará a un sistema de recuperación

de condensado limpio y aceitoso, con una frecuencia de emisión intermitente y continua

respectivamente.

• Subestación eléctrica (SUB-58) Nueva, con transformadores reductores 13,800/4,160

VOLTS, 4,160 I 480 VOLTS y 480 I 220-127 VOLTS. Esta subestación tendrá capacidad

para la Planta ULSG-1, su unidad regeneradora de amina y la nueva torre de

enfriamiento (a través de la subestación derivada SUB-59).

• Tanque separador de gas Combustible. Se integrará un tanque separador de gas

combustible incluyendo filtro y coalescedor por cada planta, estos últimos equipos con

relevo.

• Tanque vaciado de equipo. Se instalarán los sistemas requeridos para vaciado de

equipos en paros y/o arranque de la unidad, es decir, equipos de confinamiento de

materiales y circuitos cerrados necesarios, para evitar envíos al drenaje.

• Termo de nitrógeno. El nitrógeno es requerido para los procedimientos de arranque,

paro y regeneración del catalizador de la Planta para lo cual se instalará un tanque

termo nuevo.

• Red contra incendio. El sistema de agua contra incendio contará con dos

alimentaciones por dos puntos distintos en cada área de Proceso, de manera que al

bloquearse o sacar de servicio una de éstas, las plantas no queden sin protección. La

tubería de contra incendio estará instalada en trinchera sobre mocheta y elevada donde

corresponda. La red de agua contra incendio contará con válvulas de seccionamiento en

cantidad suficiente, localizadas estratégicamente para aislar tramos de tuberías para

Rev. No. 1


Proyecto:





mantenimiento y/o flexibilidad operativa, sin dejar de proteger ninguna de las áreas o

equipos que lo requieran.

Para las integraciones fuera de límite de batería se incluyen adecuaciones en las siguientes

instalaciones:

• Dos bombas nuevas en casa de bombas de trasiegos No. 1. Se efectuarán las

integraciones de tuberías, líneas de alimentación de energía eléctrica a los motores y

control, señales al SCD y demás servicios necesarias para dos bombas nuevas para

gasolina a ULSG 1.

• Dos bombas nuevas en casa de bombas No. 3. Se efectuarán las integraciones de

tuberías, líneas de alimentación de energía eléctrica a los motores y control, señales al

SCD y demás servicios necesarias para dos bombas nuevas para gasolina a ULSG-1.

• Cuarto de control Centralizado (bunker). Las señales del sistema de control

distribuido de la Planta ULSG 1 se enviarán al Cuarto de Control Centralizado Norte

existente.

• Quemador elevado, tanques separadores y de sellos. Se integra un sistema

completo de desfogue que incluye separadores, tanque de sellos y quemador elevado.

El aceite recuperado de los tanques separadores y de sellos será enviado al circuito

cerrado de la Refinería.

• Adecuación de tanques de almacenamiento. El proyecto incluye la adecuación de los

tanques de almacenamiento existentes, actualmente en uso para servicio de gasolina,

para utilizarse para el almacenamiento de gasolina catalítica pesada amarga (TV-54 y

TV-55), para gasolina catalítica ligera amarga (TV-210A, TV-207) y gasolina desulfurada

(TV-204A, TV-205A, TV-208, TV-209, TV-210, TV-230, TV-231).

• Torre de enfriamiento. El proyecto incluye una torre de enfriamiento nueva con dos

celdas de 3,000 GPM cada una, dos bombas de recirculación de agua y líneas nuevas

de suministro, retorno y reposición.

• Casa de cambio. Para operadores del área de torres de enfriamiento.

• Subestación eléctrica derivada (SUB-59) para la nueva torre de enfriamiento, con

transformadores reductores de 4160 I 480 VOLTS y 480 I 220-127 VOLTS.

Rev. No. 1


Proyecto:





• Manejo de gasolinas parásitas. Se harán las adecuaciones necesarias para aceptar

como carga a la planta ULSG-1, las llamadas gasolinas parásitas provenientes de las

plantas U-7, U-8, U-14 (HDD) y U-10, con aproximadamente 3,000 BPD.

Ubicación dentro del arreglo general de la planta

La ubicación de las instalaciones principales mencionadas en el párrafo anterior, y aquellas

complementarias al proyecto, se muestran en los planos incluidos en los Anexos II.1, II.2 y II.3.

Además se incluye una fotografía aérea de la refinería mostrando las áreas principales

involucradas en el proyecto en el anexo II.4.

Infraestructura necesaria

• Vapor: La refinería cuenta con la infraestructura y capacidad para suministro requerido,

considerando que actualmente la refinería consume sólo el 70% de la capacidad actual

de vapor disponible y el proyecto requiere tan solo el 10% que genera la refinería

actualmente (dentro de los límites de batería de la planta ULSG el consumo máximo es

de 9,929 kg/h de vapor a 19 kg/cm2 y 280 ºC, si se considera el vapor producido en la

planta el consumo de vapor se reduce a 4,278 kg/h).

• Agua de caldera: Se requieren como máximo 5.8 m3/h de agua de caldera, disponibles

en la refinería, para un circuito de aprovechamiento de calor con el cual se producirán

5651 kg/h de vapor a 20 kg/cm2 y 290 ºC.

• Electricidad: La refinería está desarrollando un proyecto para aumentar la generación

de electricidad de 60 MW (actual) a 98 MW en el 2008 (que implica la adecuación de

uno de los 3 turbogeneradores existentes y la instalación de uno nuevo), con lo cual se

garantiza el suministro para el proyecto cuyo consumo se estima en 5 MW (dentro de los

límites de batería de la planta ULSG el consumo máximo es de 2.3 MW).

• Gas Combustible: Se requieren aproximadamente 214,733 SCFH de gas combustible

con un una capacidad calorífica de 898 BTU/SCF. Este requerimiento será cubierto a

través de la red de gas combustible existente en la refinería.

Rev. No. 1


Proyecto:





• Sistema de torres de enfriamiento: El alcance del proyecto incluye la instalación y

operación de una torre de enfriamiento nueva con tres celdas, para una capacidad de

6,000 gpm (dentro de los límites de batería de la planta ULSG el consumo máximo es de

1,860 gpm).

Obras de integración

En relación con las instalaciones consideradas para la integración, en las cuales se realizarán

obras asociadas al proyecto (adecuación y/o ampliación), se tienen consideradas las siguientes.

• Planta Catalítica FCC No. 2: Es la planta que suministrará la alimentación a la planta

ULSG 1 de gasolina catalítica.

• Planta Reformadora de Naftas: Es la planta que suministrará el hidrógeno a la Planta

ULSG 1.

• Área de Quemadores de Fosa: Área en la que se instalará el quemador de la ULSG 1.

• Planta de Aguas Amargas: Planta U-11 a la que se enviará la descarga de aguas

amargas de la ULSG 1.

• Plantas de Azufre (U-12 y SRU): Plantas en las que se realizará la recuperación del

azufre removido en la ULSG 1. Se cuenta con dos trenes con una capacidad de 160

ton/día, y se instalarán 2 trenes más para lograr una capacidad de 360 ton/día, como

parte de las actividades encaminadas al cumplimiento de la norma NOM-148-

SEMARNAT-2006 “Recuperación de azufre proveniente de los procesos de refinación

del petróleo”.

II.1.2 ¿La planta se encuentra en operación?

No. El inicio de operaciones de la “Planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG), sus Servicios Auxiliares e Integración de la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, en Salamanca, Gto.” está programada para junio de 2011.

Rev. No. 1


Proyecto:





II.1.3 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización.

No se consideran futuras ampliaciones de la “Planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas

(ULSG), sus Servicios Auxiliares e Integración de la Refinería "Ing. Antonio M. Amor”, en Salamanca, Gto.”

II.1.4 Vida útil del proyecto.

El tiempo de vida útil estimado por el personal de PEMEX es de 20 años.

II.1.5 Criterios de ubicación.

Criterios para la selección del sitio

Se consideraron los siguientes criterios para la ubicación del proyecto:

• Cercanía de la planta FCC (fuente de carga).

• Disponibilidad de espacio dentro de la Refinería.

• Cercanía de la infraestructura y servicios necesarios para cubrir las necesidades

operacionales del proceso.

II.2 Ubicación del proyecto.

La planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica ULSG-1, estará localizada en la refinería "Ing.

Antonio M. Amor", en la ciudad de Salamanca, Guanajuato, a una elevación sobre el nivel

medio del mar de 1,723 m, al oriente de la planta Catalítica No. 2 (existente).

Rev. No. 1


Proyecto:





Colindancias.

Las instalaciones principales que forman parte del proyecto estarán ubicadas en un área al

oriente de la planta Catalítica No. 2 (existente), delimitada al norte por la calle 27, al sur por la

calle 25, al este por la calle 14 y al oeste por la calle 12, entre las coordenadas N-1608.00 a N-

1678 y E-855.00 a E-925.00 (sistema de coordenadas de referencia dentro de la refinería). En

esta área se ubicarán las siguientes instalaciones nuevas: planta Desulfuradora de Gasolinas

Catalíticas ULSG-1, planta Regeneradora de Aminas, Cuarto de Control Satélite, Subestación

Eléctrica y Caseta de operadores.

Tabla II.1 Colindancias de la planta ULSG-1

Punto Cardinal

Colindancias

Norte Calle No. 27, Planta Amoniaco No. 2 “PA 2” (en desmantelamiento) y Planta de Isomerización.

Sur Calle No. 25, Planta de Alcohol Isopropílico “IP”.

Este Calle No. 14, Centro de Acopio de Desechos Industriales.

Oeste Calle No. 12, Planta FCC.

De acuerdo a los datos presentados en la tabla II.2 y representado gráficamente en el anexo

II.5, la gran mayoría de los puntos de interés alrededor de la planta ULSG-1 para un radio de

500 m son instalaciones dentro de la misma refinería, con uso de suelo industrial, como

excepción importante se encuentran 3 manzanas de la colonia Las Reynas, en una de las

cuales se encuentra una escuela secundaria (“Emeteria Valencia”).

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla II.2 Puntos de interés y usos de suelo alrededor de la planta ULSG-1 en un radio de 500 m.

Punto Cardinal Punto de interés

Distancia aproximada

(m) Uso de suelo

Noreste CADI (Centro de Acopio de Desechos Industriales) 234 Industrial

Este PRAXAIR Pesquisa 283 Industrial

Sureste

IPA (Alcohol Isopropílico)

Tanques FB-306A/B y FB-307A/B

Quemadores de Fosa

77

193

443

Industrial

Sur

MTBE (Metilterbutileter)

Alkilación

HDD U-10

U-13

TV-50/51

TV-52 (Diluente para Combustóleo Cíclico Ligero)

TV.53 (Gasóleos de Vacío)

U-12

60

165

173

295

301

427

477

479

377

Industrial

Suroeste

HDS-2

HDD

Control de Instrumentos

Oficinas

Centro de Control de Motores

Subestación

Cuarto de Control Centralizado Norte

Cuarto de Gabinetes

U-9 y U-6

U-5

100

184

182

193

200

207

218

261

240

286

Rev. No. 1


Proyecto:





U-11

U-8

U-7

U-4

U-3

U-2

TV-7A/C

U-1

322

330

345

374

398

420

434

439

Oeste

FCC

Torre de Enfriamiento CT-100

Tanquería (TV-70/71/72/73)

KT-328

CB-5/3

Tanquería (TV-63/64/65/66)

TV-57

Superintendencia de Fuerza y Servicios Principales “Norte”

51

154

229

244

282

379

392

338

FCC

Isomerización

Tanquería (TV-200/2001/2002/2003)

UDA-2000

CT-500

UDA-2001

CB-4/6N

Cuarto de Control

Almacenamiento de Productos Químicos

Cuarto de Cambios (RELOC.)

Subestación

FCC

59

131

193

254

260

262

302

308

310

347

414

239

Industrial Noroeste

Escuela Secundaria “Emeteria Valencia” 482 Habitacional

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Descripción de accesos.

Las vías de acceso a la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG-1) y del Sistema

de Regeneración de Amina serían las mismas que las de la refinería “Ing. Antonio M. Amor”,

como se indica a continuación:

• Carretera Panamericana Celaya-León-Irapuato

• Carretera Panamericana No. 45, México-Irapuato

• Autopista México-Guadalajara

• Vía Férrea México-CD. Juárez

• Helipuerto Interno de la Refinería

La refinería “Ing. Antonio M. Amor” cuenta con seis portadas para dar acceso a edificios

administrativos, plantas, áreas de proceso, almacenes de materias primas, talleres, y áreas de

almacenamiento de productos.

Actividades conexas (industriales, comerciales y servicios). Las plantas que intervienen en el proceso de la planta ULSG-1 son: Planta FCC No. 1, planta

Hidrodesulfuradora y Reformadora, Quemadores de fosa, planta de Aguas Amargas, planta de

Azufre.

La planta ULSG-1 se encuentra aproximadamente a 300 m de la barda perimetral. El área

habitacional más cercana se encuentra a 446 m, y en esta área se localiza la Escuela

Secundaria “Emeteria Valencia” a 482 m de la planta.

Planos de localización a escala adecuada y legible, marcando puntos importantes de interés cercanos a la instalación o proyecto en un radio de 500 m. En el Anexo II.5, se presenta el área de influencia a 500 m de la planta ULSG en el contexto de

la ciudad de Salamanca, en donde se incluyen puntos de interés como zonas habitacionales,

comerciales e industriales, mercados, escuelas, iglesias, restaurantes y hospitales entre otros.

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III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO

CONTENIDO

III ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO..................................3

III.1 Descripción del (los) sitio(s) o área (s) seleccionada(s). ...............................................3 III.1.1 Flora...................................................................................................................................3 III.1.2 Fauna.................................................................................................................................6 III.1.3 Suelo..................................................................................................................................8 III.1.4 Hidrología.........................................................................................................................11 III.1.5 Densidad demográfica del sitio .......................................................................................20

III.2 Características climáticas................................................................................................20 III.2.1 Temperatura (mínima, máxima y promedio)...................................................................21 III.2.2 Precipitación Pluvial (mínima, máxima y promedio) .......................................................24 III.2.3 Dirección y velocidad del viento......................................................................................26

III.3 Intemperismos Severos. ..................................................................................................27

TABLAS Tabla III.1 Agricultura y vegetación .................................................................................................4

Tabla III.2 Fauna representativa del municipio de Salamanca. ......................................................6

Tabla III.3. Cuencas y subcuencas hidrológica.............................................................................11

Tabla III.4. Corrientes de agua próximas al Municipio de Salamanca..........................................15

Tabla III.5 Clima del Municipio de Salamanca ..............................................................................21

Tabla III.6 Temperatura Media Anual ............................................................................................22

Tabla III.7 Temperatura media mensual........................................................................................22

Tabla III.8 Temperatura extrema en el mes ..................................................................................23

Tabla III. 9 Precipitación total anual...............................................................................................25

Tabla III.10 Precipitación total mensual.........................................................................................25

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FIGURAS

Figura III.1 Carta de Vegetación......................................................................................................5

Figura III.2 Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca........................................................10

Figura III.3 Regiones hidrográficas de Guanajuato.......................................................................12

Figura III.4 Carta Hidrológica de Aguas Superficiales. .................................................................14

Figura III.5 Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas .................................................................17

Figura III.6 Gráfica de temperatura promedio ...............................................................................24

Figura III.7 Precipitación total promedio ........................................................................................26

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III ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO.

III.1 Descripción del (los) sitio(s) o área (s) seleccionada(s).

El proyecto estará ubicado en dentro de los terrenos, con uso de suelo industrial, de la Refinería

“Ing. Antonio M. Amor”, en el municipio de Salamanca, Estado de Guanajuato.

III.1.1 Flora

El municipio de Salamanca forma parte de la región centro del estado, el Bajío. El Bajío es la

región más importante del estado y fue considerada durante mucho tiempo como el granero de

la república. En ella se encuentra la mayoría de los mejores terrenos del territorio estatal. Esta

región es un distrito de riego, tomando en cuenta el sistema de la Presa Solís y de la Presa

Ignacio Allende.

La región del Bajío tiene un buen régimen pluviométrico, que se calcula en 700 mm, promedio

anual. La temperatura es sumamente agradable todo el año. Los terrenos son planos y bien

irrigados, lo que permite el cultivo de una gran variedad de productos agrícolas. Entre otros se

tienen: maíz, cebada, frijol, cacahuate, alfalfa, habas, sorgo, lenteja, jitomate, lechuga,

zanahoria, espárrago, cebolla, tomatillo, chícharos, garbanzo, papas, cilantro, perejil, apio,

betabel y chiles varios (serrano, jalapeño, habanero, chilaca, morrón, negro, mira cielo, mulato,

piquin, guajillo, pasilla para rellenar, entre otros).

El territorio del municipio de Salamanca cuenta con bosques de encino, mezquite y selva baja

caducifolia. Entre las especies forrajeras, se encuentra el zacatón, triguillo, lobero, navajita,

liendrilla, mezquite, pata de gallo, de zorra, banderita y colorado. Otras especies son pingüica,

sotol, nopal, huisache, gatuño, largoncillo, cuijote, tepehuaje, palo blanco, pochote, órgano,

garambullo, tepame, vara dulce, casahuate y mezquite. En la Tabla III.1, se listan las especies

que son cultivables y las que conforman las asociaciones vegetales representativas del

municipio.

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Tabla III.1 Agricultura y vegetación

CONCEPTO NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE LOCAL UTILIDAD

Agricultura 67.23 % de la superficie municipal

Sorghum vulgare Triticum aestivum Hordeum sativum

Zea mays Medicago sativa

Sorgo Trigo

Cebada Maíz

Alfalfa

Forraje Industrial Industrial

Comestible Forraje

Pastizal 7.75 % de la superficie municipal

Distichlis spicata Heliotropium sp.

Aristida sp. Bouteloua sp.

Zacate salado Cola de alacrán

Zacate tres barbas Navajita

Forraje Forraje Forraje Forraje

Bosque 5.97 % de la superficie municipal

Quercus castanea Quercus resinosa

Arbutus xalapensis Arctostaphylos pungens

Encino colorado Roble

Madroño Manzanilla

Leña Leña Leña Leña

Matorral 14.17 % de la superficie municipal

Ipomoea sp. Bursera sp.

Myrtillocactus sp. Acacia farnesiana

Forestiera sp.

Cazahuate Copal

Garambullo Huizache Panalero

Leña Leña

Comestible Leña

Forraje Otro 4.88 % de la superficie municipal

_ _ _

NOTA: Sólo se mencionan algunas especies útiles del municipio. FUENTE: INEGI. Carta de Uso del Suelo y Vegetación escala 1:250 000.

En la Figura III.1, extraída de la Carta de Uso del Suelo y Vegetación, escala 1:250 000 (INEGI),

se pude apreciar el tipo de vegetación que se puede encontrar en las zonas aledañas a la

Refinería, correspondiente a especies agrícolas de temporal y riego.

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ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL NIVEL 3 DE LA PLANTA DESULFURADORA DE GASOLINAS CATALÍTICAS (ULSG), SUS SERVICIOS AUXILIARES E INTEGRACIÓN DE LA REFINERÍA "ING. ANTONIO M. AMOR”, SALAMANCA, GTO.

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Figura III.1 Carta de Vegetación

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Debido a que el área donde se instalará la planta ULSG-1 se encuentra dentro de las

instalaciones de la Refinería “Ing. Antonio M. Amor” de PEMEX, en la zona urbana de la Ciudad

de Salamanca, éstas no cuentan con asociaciones vegetales nativas representativas del

municipio, como tampoco sitios de cultivo, por lo cual éste factor no será afectado en ninguna

etapa por la ejecución del proyecto.

III.1.2 Fauna

Se ha reportado que la composición faunística en el municipio está formada por ejemplares

descritos en la Tabla III.2, es importante mencionar que ninguna de las especies anotadas se

encuentra sujeta a protección federal de acuerdo a la NOM-051-SEMARNAT-2001.

Tabla III.2 Fauna representativa del municipio de Salamanca.

FAUNA NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE COMÚN

Mamíferos pequeños Spermophilus variegatus Ardilla o ardillón Didelphis marsupialis Tlacuache Mephitis macroura Zorrillo Sylvilagus floridanus Conejo Canis latrans Coyote

Avifauna Selasphorus rufus Colibrí Quiscalus mexicanus Urraca Columbina inca Torcacita Columbina passerina Tortolita pechipunteada Zenaida asiática Paloma alas blancas Zenaida macroura Huilota Carpodacus mexicanus Gorrión Spizella passerina Gorrión Campilorhynchus brunneicapillus Matraca desértica

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FAUNA Icterus parisorum Calandria Toxostoma curvirostre Huitlacoche Mimus polyglotus Cenzontle Pyrocephalus rubinus Cardenalillo Buteo jamaicensis Halcón cola roja Falco peregrinus Halcón peregrino Falco sparverius Halcón cernícalo Colinus virginianus Codorniz Chordeiles minor Chotacabras Piranga flava Tangaras Passer domesticus Gorrión

Reptiles Crotalus sp Víbora de cascabel Thamnophis sp. Culebra Pituophis deppei Alicante Lagartija

Insectos y arácnidos

Existe gran diversidad de ejemplares de la clase insecta y arácnida, representados por varias

especies de los siguientes órdenes, entre otros, que seguramente se encuentran el sitio de

estudio: Coleoptera (escarabajos), Diptera (moscos), Hemiptera (chinches de las plantas),

Hymenoptera (hormigas, avispas y abejorros), Lepidoptera (mariposas), Odenato (libélulas),

Orthoptera (chapulines).

Considerando que el sitio donde actualmente se localiza la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, y

que es una zona urbanizada sin fauna silvestre o bien de tipo comercial ganadero, éste factor

no será afectado en forma alguna.

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III.1.3 Suelo

En la provincia del Eje Neovolcánico, se pueden encontrar zonas planas o semiplanas. Los

suelos más frecuentes son el vertisol pélico en las semiplanas, con pendientes moderadas:

También son frecuentes los de tipo feozem lúvicos y pélicos.

Los litosoles, por su poca profundidad, son útiles para la agricultura y el pastoreo. Los litosoles,

asociados con feozem háplico en las sierras, pueden utilizarse con fines pecuarios y forestales,

el drenaje interno es bueno1.

La geología superficial del Estado es muy variada y está conformada principalmente por rocas

ígneas extrusivas ácidas y básicas, y menos frecuentemente por las sedimentarias, sobre todo

las calizas. También se encuentran extensas zonas de aluviones2 (Rzedowski, 2006).

Por otra parte, se delimitan 10 unidades edafológicas diferentes en la entidad que forman

complejas asociaciones. Las dos más abundantes corresponden a los suelos feozem y vertisol,

que en conjunto cubren más de 80% de la superficie y en gran parte son aptos para la

agricultura.

El municipio de Salamanca se caracteriza por tener suelos de aluviales originados en el

cenozoico por depósitos aluviales (al), de acuerdo a la Síntesis Geográfica del Estado de

Guanajuato (INEGI, 1983) los suelos predominates en el Municipio son el vertisol pélico y

feozem lúvico.

Clasificación y Uso del Suelo

Existen en el municipio superficies que cuentan con una cobertura natural, con pocas

actividades antropogénicas y cuya permanencia ayuda a limitar la erosión de áreas agrícolas, a 1 Carranza, E. Conocimiento actual de la flora y la diversidad vegetal del estado de Guanajuato, México. En: Flora del Bajío y de Regiones Adyacentes. Fasc. Complem. 21. 17 pp. 2005 2 Rzedowski, J. 2006, Vegetación de México, 1ª edición digital, Comisión Nacional para el Conocimiento y Uso de la Biodiversidad, México, 504 pp.

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la preservación de la variabilidad genética endógena, y a la recarga de acuíferos y la

disminución de contaminación por partículas suspendidas es necesaria mantenerla en una

política de conservación.

En la región se practica la agricultura intensiva, siendo la parte norte de la ciudad de

Salamanca, potencialmente de agricultura de riego anual semipermanente y al sur de la misma,

de agricultura de temporal.

En la Figura III.2, que muestra un detalle de la carta de Uso potencial de suelo del Estado de

Guanajuato, escala 1:250 000 (INEGI), la refinería está incluida en una zona Capacidad I, en

general destinada a actividad agrícola.

La zona urbana de la ciudad de Salamanca distingue en la los principales usos del suelo, la

zona industrial al norte y oriente; la zona del Centro Histórico, que proporciona servicios básicos

y medios; y el gran sector habitacional, ubicado al norte y sur del Río Lerma.

Con respecto al sitio del proyecto, donde se ubicará la planta desulfuradora ULSG-1 y servicios

auxiliares (dentro del predio de la Refinería), al estar al norte de la ciudad de Salamanca, zona

de tipo industrial, no se requerirá tramitar cambio de uso de suelo, ya que es compatible con el

uso actual (ver Figura III.2).

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Figura III.2 Carta de Uso Potencial de Suelo de Salamanca.

Fuente: INEGI

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III.1.4 Hidrología

Recursos hidrológicos localizados en el área de estudio

El estado de Guanajuato queda comprendido en parte de las regiones hidrológicas: Lerma-

Chapala-Santiago, que abarca la mayor parte del estado y del alto Río Pánuco (en la zona

norte). La división, entre estas dos regiones, es un tramo del parteaguas continental, ya que es

una región que drena al Golfo de México y otra al Pacífico (ver Figura III.3).

Cuenca Río Lerma-Salamanca

La región hidrológica RH12 donde se localiza el municipio se encuentra divida en las cuencas

B (Río Lerma-Santiago) y H (Río Laja), cuatro subcuencas: Presa Solís Salamanca;

Salamanca-Río Angulo y Arrollo Temascalcingo las cuales se anotan en la Tabla III.3:

Tabla III.3. Cuencas y subcuencas hidrológica

REGIÓN CUENCA SUBCUENCA % Superficie municipal

Clave Nombre Clave Nombre Clave Nombre

a Presa Solís Salamanca 11.49

b Salamanca-Río Angulo 14.55 B

Río Lerma

Santiago

c Arrollo Temascalcingo 61.23

RH12 Lerma-Santiago

H Río Laja c Río Laja-Celaya 12.73

FUENTE: INEGI. Carta Hidrológica de Aguas Superficiales, 1:250 000.

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Figura III.3 Regiones hidrográficas de Guanajuato

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El proyecto se localiza en la Cuenca del Río Lerma-Salamanca en la subcuenca Salamanca-Río

Lerma Angulo, la cual drena una superficie correspondiente a la zona centro y sur del estado.

Tiene su origen en la presa Solís en donde recibe las aguas de las subcuenca Presa Solís-

Salamanca y forma la conocida bifurcación del Lerma; comprende además los afluentes del

centro de la entidad, Salamanca-Río Angulo, arroyo Temazcatío y Río Guanajuato-Silao. Dentro

de esta subcuenca se localizan dos de los cuatro almacenamientos más importantes del estado

que son: las presas “La Purísima y La Gavia”.

Además recibe las aguas del Río Turbio-Presa Palote, Río Turbio-Manuel Doblado, donde se

originan el cauce del Río Turbio y finalmente Río Turbio-Corralejo. El área el Río Lerma recibe

la corriente Arroyo Feo, que conduce aguas residuales de la zona urbana de la ciudad de

Salamanca y aguas residuales industriales, que provienen del corredor industrial de esta

localidad, así como la Refinería de Pemex que se encuentra en la zona ver Figura III.4.

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ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL NIVEL 3 DE LA PLANTA DESULFURADORA DE GASOLINAS CATALÍTICAS (ULSG), SUS SERVICIOS AUXILIARES E INTEGRACIÓN DE LA REFINERÍA "ING. ANTONIO M. AMOR”,



Figura III.4 Carta Hidrológica de Aguas Superficiales.

Fuente: INEGI escala 1:250 000

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Las corrientes y cuerpos de agua que se encuentran cercanos a la zona donde se ubicará el

proyecto se muestran en la Tabla III.4 y en su totalidad son corrientes superficiales. La corriente

de agua más próxima a la Refinería se encuentra más o menos a 10 km de distancia en

dirección sur.

Tabla III.4. Corrientes de agua próximas al Municipio de Salamanca

NOMBRE UBICACIÓN Lerma RH12Ba,b Temascatío-Ortega RH12Bc Laja RH12Hc Potrerillos RH12Bc Canal Ing. Antonio Coria RH12Hc,Bc Canal Bajo Salamanca RH12Ba,Hc,Bc

Fuente: INEGI. Carta Hidrológica de Aguas Superficiales, 1:250 000. INEGI. Carta Topográfica, 1:50 000.

Estas corrientes, cercanas a la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”, no son fuente de agua para

consumo humano o procesos que se desarrollan dentro de éstas instalaciones.

Almacenamientos

Los almacenamientos en esta parte del estado son escasos y de poca importancia

encontrándose obras intermitentes como bordos y represas de uso agrícola temporalero y

ganadero. Salamanca se ubica en una zona donde se ha incrementado el uso del agua

(poblacional agrícola, ganadero, industrial y de servicios) ocasionando que la extracción del

agua subterránea se incremente año con año, a costa del almacenamiento acuífero.

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Hidrología Subterránea

El área se localiza en una unidad material no consolidado conocida como el Bajío, comprende

los valle de Celaya, Salamanca, Irapuato y Silao, el origen de estos es tectónico, producto de

fallas que originaron horts (pilares) y gravens (depresiones), estos últimos fueron rellenados por

material aluvial, ver Figura III.5 (INEGI).

La formación de subsuelo en la zona de estudio es escasa y su profundidad es muy somera.

Sólo se encontró reportado un pozo cercano a la Ciudad de Salamanca, con un corte litológico

de 700 m de profundidad. De acuerdo con las características del lugar y las unidades del suelo

reportadas, no se presentan basamentos bien definidos.

Los acuíferos son de tipo libre, que se explotan por medio de norias y pozos, el tipo de agua es

dulce, y su uso es generalmente para riego, actividades pecuarias y consumo humano, con

gastos máximos de 80 L/s.

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Figura III.5 Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas

Fuente: INEGI

Rev. No. 0


Proyecto:





Sistema Acuífero

Desde el punto de vista regional en el área de Salamanca la explotación del agua del subsuelo,

se produce de dos acuíferos con diferentes características geohidrológicas.

1. Un acuífero superior constituido por materiales granulares del Terciario y principios del

Cuaternario, estos materiales presentan intercalaciones de basalto fracturado, con

espesor de hasta 40 m. La temperatura media de este acuífero se reporta de 24°C, y en

él se encuentran perforados la mayoría de los pozos de la zona; con profundidad

promedio de 150 m y un gasto medio de 40 litros por segundo (L/s).

2. El segundo acuífero se encuentra subyaciendo al primero, esta formado por roca riolítica

fracturada del Terciario, y en él se encuentran la mayoría de los pozos de uso industrial.

Es somero y está constituido por materiales granulares, y ha sido el más vulnerable a la

contaminación local.

Localmente, en la Ciudad de Salamanca, el Río Lerma delimita al sistema acuífero subterráneo.

En la parte Norte del cauce esta constituida por una formación somera, una intermedia y una

profunda. En tanto que en la zona sur no está bien definida, su extensión es reducida, de

geometría irregular, con condiciones libres a semi-confinadas y confinadas.

La hidroestratigrafía local está fuertemente controlada por alternancia irregular de material de

grano muy fino a grueso, secuencia que incluye paleocanales de diferente geometría y

magnitud, donde la permeabilidad de los mismos facilita la movilidad de flujos someros. Cuenta

con una capa de arcilla impermeable que puede estar sosteniendo también acuíferos colgados

de dimensiones variables. No se conoce con precisión los espesores de la formación somera,

su profundidad al nivel estático varia de 18 a 19 m, y como ya se comentó se emplaza en

Rev. No. 0


Proyecto:





material aluvial, se destaca que esta formación actualmente no se encuentra en explotación

(Guysa, 1998)3.

Uso potencial de las aguas subterráneas

En el uso potencial de acuíferos de acuerdo a la información del INEGI 2007 en el estado de

Guanajuato el uso es principalmente para consumo humano y de riego. También existen zonas

de veda clasificadas en la forma siguiente:

• Veda Rígida. Se recomienda no incrementar la explotación para ningún fin o uso por

sobre explotación del acuífero. Comprende los municipios de San Luis de la Paz, ciudad

Porfirio Díaz, Doctor Mora, San José Iturbide, Comonfort, Celaya, Apaseo el Alto,

Empalme Escobedo, Villagrán, Juventino Rosas, Salamanca, León y parcialmente San

Francisco del Rincón.

• Veda Intermedia. Zona donde se recomienda no incrementar la explotación con fines

agrícolas, reservándose para satisfacer demandas futuras de agua potable en centros

de población. Comprende los municipios de San Miguel de Allende, Irapuato, Manuel

Doblado y parcialmente San Francisco del Rincón.

• Veda Elástica. Zona donde puede incrementarse la explotación de agua subterránea

para cualquier uso, pero con control. Abarca los municipios de Dolores Hidalgo, Silao,

Romita, Pénjamo, Abasolo, Valle de Santiago, Jaral del Progreso, Yuriria, Maravatío,

Salamanca, Tarimoro y Acámbaro.

Con relación a este tema el municipio de Salamanca se ubica en dos zonas de veda la rígida y

la elástica, en ambos casos el aprovechamiento de agua se debe de hacer con uso controlado y

racional, sujetándose lo establecido en la Ley Nacional de Aguas.

3 Geofísica de Exploraciones GUYSA, S.A. de C.V., “Estudio Hidrogeológico y Modelo Matemático del Acuífero del Valle de Irapuato – Valle de Santiago”, realizado para la Comisión Estatal de Agua y Saneamiento (CEAS) de Guanajuato, diciembre de 1998

Rev. No. 0


Proyecto:





III.1.5 Densidad demográfica del sitio

La población en Salamanca, según el XII Censo General de Población y Vivienda, para el año

2000 era de 226,654 habitantes, cifra que representa el 4.86% de la población total del Estado

(INEGI, Cuaderno Estadístico Municipal de Salamanca, 2003). Dado que la superficie total del

municipio de Salamanca es de 745.96 km2, la densidad poblacional promedio del municipio fue

de 303.8 hab/km2.

Las viviendas de las zonas habitacionales más cercanas al proyecto, son de tipo casa

habitación (el 90.3% de las viviendas particulares son de este tipo, de acuerdo al XII Censo de

Población y Vivienda del municipio de Salamanca). El promedio de ocupantes en Salamanca es

de 5.23 habitantes por vivienda. Con estos datos es posible estimar la densidad poblacional en

las zonas habitacionales vecinas a la refinería, esto es, considerando un área típica para dichas

casas de entre 200 y 400 m2, más aproximadamente 100 m2 de áreas comunes por casa

(incluyendo calles, banquetas, jardines, etc.), las zonas habitacionales alrededor de la refinería

tienen una densidad poblacional estimada de entre 10 a 17 mil habitantes por km2.

III.2 Características climáticas.

La siguiente información se desprende del Anuario Estadístico del Estado de Guanajuato,

Edición 2007, correspondientes a los datos de la estación meteorológica más cercana, Los

Razos, en Irapuato (Clave 11-022) localizada en las coordenadas 20° 40’ 18” latitud norte y

101°09’02” longitud oeste y con una altitud de 1,753 msnm.

El municipio de Salamanca presenta principalmente un clima semicálido subhúmedo del grupo

A con lluvias en verano, de menor humedad (ACw), la temperatura promedio anual

(considerando el periodo de 1922 a 2005) es de 20.2 ºC, los meses de mayor calor son mayo y

junio con 23.7 y 23.2 ºC respectivamente, mientras que los de menor son enero y diciembre con

16.1 y 16.4 ºC respectivamente. En cuanto a la precipitación, la precipitación total anual es de

690.5 mm, correspondiendo a 168.6 mm la precipitación mayor, durante el mes de julio y la

menor de 4.1 mm durante febrero.

Rev. No. 0


Proyecto:





El clima de acuerdo con el sistema desarrollado por Köppen define fundamentalmente zonas

climáticas que se originan por la variación de la latitud y se basa en fórmulas empíricas que

utilizan valores medios mensuales de temperatura y precipitación, mismo que determinan la

distribución sobre la tierra de plantas y animales.

La M. en C. Enriqueta García, introdujo algunas modificaciones para adaptarlo a las condiciones

de nuestro país, donde se presentan grandes variaciones de altitud (ver tabla III.6).

Tabla III.5 Clima del Municipio de Salamanca

Símbolo Clima Temperatura promedio (ºC)

ACw Semi-calido sub-húmedo con lluvias en verano

6.5 y 18

FUENTE: SIP. (Sistema de Información para la Planeación.) INEGI. (2001)

III.2.1 Temperatura (mínima, máxima y promedio)

La temperatura promedio anual es de 20.2 ºC, mientras que las temperaturas más elevadas se

registran en el mes de mayo con un promedio de 23.7 ºC, y el mes más frío se presenta en

enero con un valor de 16.1 ºC 4. Las temperatura máxima registrada es de 38.0 ºC y la mínima

de 2.0 ºC (Ver tabla III.6, tabla III.7, tabla III.8 y figura III.9)

4 INEGI, Anuario Estadístico del Estado de Guanajuato. Edición 2005

Rev. No. 0


Proyecto:





Tabla III.6 Temperatura Media Anual

Tabla III.7 Temperatura media mensual

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Proyecto:





Tabla III.8 Temperatura extrema en el mes

Rev. No. 0


Proyecto:





Figura III.6 Gráfica de temperatura promedio

III.2.2 Precipitación Pluvial (mínima, máxima y promedio)

La temporada de lluvias se desarrolla en los meses de junio a septiembre, con una precipitación

total anual de 689.0 mm. La mínima anual histórica es de 366.2 mm y la máxima anual histórica,

de 1234.8 mm. La precipitación total mensual mínima histórica es de 0.0 mm y la máxima

histórica ha sido de 312.6 mm. (Ver tabla III.9, tabla III.10 y figura III.7)

Rev. No. 0


Proyecto:





Tabla III. 9 Precipitación total anual

Tabla III.10 Precipitación total mensual

Rev. No. 0


Proyecto:





Figura III.7 Precipitación total promedio

III.2.3 Dirección y velocidad del viento

Vientos dominantes.

La dirección del viento dominante es aquella, que para un lugar dado se presenta con mayor

frecuencia, para ello es necesario conocer el número de veces que se ha observado procedente

de cada una de las 8 direcciones convencionales de la rosa.

De acuerdo con el documento “Bases de Diseño” los vientos dominantes se dirigen del noreste

al suroeste 5.

5 Bases de diseño para la Ingeniería Básica, Planta ULSG, PEMEX Refinación. Rev 5, Julio de 2007.

Rev. No. 0


Proyecto:





Velocidades. Para efectos de diseño, la velocidad máxima del viento se considera de 100 km/h (27.7 m/s). La

velocidad promedio de los vientos dominantes es de 21 km/h (5.8 m/s), mientras que la de los

vientos reinantes es de 17.9 km/h (5.0 m/s)6. La velocidad mínima del viento es de 0 m/s.

Como datos adicionales sobre la velocidad del viento se tiene que durante el huracán “Dean” el

21 de agosto del 2007 se registraron vientos máximos de 55 km/hr (15.3 m/s) con rachas de 95

km/hr (26.4 m/s) en las inmediaciones de la Central Termoeléctrica de Salamanca,

Guanajuato7.

Durante una posible liberación de sustancias tóxicas o inflamables al aire el peor caso implica

que no haya vientos que favorezcan la dispersión de las nubes tóxicas o inflamables, ya que las

altas velocidades del viento favorecen la dispersión de estas sustancias, minimizando la

posibilidad de alcanzarse concentraciones peligrosas.

III.3 Intemperismos Severos. Los sitios o áreas que conforman la ubicación del proyecto se encuentran en zonas susceptibles

a:

((SSii)) ¿Terremotos (sismicidad)?

Según el catálogo de regionalización sísmica de la República Mexicana, elaborado por

investigadores del Instituto de Geofísica de la UNAM (1986), Salamanca pertenece a la

zona perisísmica, es decir que está enclavada en una región la cual no es propensa a

ser replicadora de epicentros; en esta región se han sentido sismos de 1 a 5 grados en

6 Bases de Usuario. Planta ULSG, PEMEX Refinación. Rev. 7, Octubre de 2007 7 Comisión Federal de Electricidad (CFE), Aviso 23 del huracán "Dean" 21/ago/2007 19:30 h, consultado en: http://www.cfe.gob.mx/es/LaEmpresa/meteorologico/huracanes/atlantico/avisos2007/avisosdean/aviso23hdean.htm

Rev. No. 0


Proyecto:





la escala de Richter; por esta misma zona pasa la falla de Zacamboxo, la cual se une a

la falla de San Andrés y a la transísmica.

El terreno en particular en donde se pretende construir la planta ULSG-1, se encuentra

en una zona retirada de la falla antes mencionada, por lo cual solo se toman en cuenta

las consideraciones de diseño por sismo.

((NNoo)) ¿Corrimientos de tierra?

((SSíí)) ¿Derrumbes ó hundimientos?

La región conocida como el Bajío, en donde se encuentra el Municipio de Salamanca, es

un área que fue encerrada por el levantamiento de Sistemas Volcánicos y por montañas

de plegamiento, ambos tipos son el resultado de esfuerzos tectónicos que han

desarrollado el choque o expansión de placas tectónicas a lo largo de la historia

geológica y que actualmente se continúan expresando a manera de sismos y fallas.

Se han presentado hundimientos, agrietamientos y colapsos en las colonias: Obrera,

Álamos, Unidad Habitacional Fresnos, la zona centro y sobre las Calles de Faja de Oro y

Héroes de Cananea, al sur de la refinería “Ing. Antonio M. Amor”.

Dentro de la refinería “Ing. Antonio M. Amor”, en la esquina sureste, también se han

presentado daños graves causados por agrietamientos que han provocado una

paralización de las actividades y daños a las instalaciones, así como un rompimiento del

ducto Salamanca-Morelia.

La falla principal se ha detectado desde la Calle Padre Marocho en el Municipio de

Salamanca, hasta la carretera Federal Juventino Rosas a 5 km de Santa María

Guadalupe con una abertura de al menos 1 m. de distancia.

Rev. No. 0


Proyecto:





((SSii)) ¿Inundaciones? (Historial de diez años).

1912: Catástrofe natural por inundación debido al desbordamiento del río Lerma.

1926: La ciudad de Salamanca registra un suceso significativo como fue la segunda

inundación en el siglo XX

1948: Catástrofe natural cuarta inundación debida al desbordamiento del río Lerma.

En el periodo comprendido entre 1950 y 1978 se suscitaron 7 inundaciones de

importancia en la ciudad de Salamanca.

2003: La ciudad de Salamanca registra un suceso significativo la primera inundación en

el siglo XXI.

((SSii)) ¿Perdida de suelo debido a la erosión? Erosión eólica.

El desgaste que sufre el suelo debido al viento (erosión eólica) alcanza niveles de

desgaste muy altos en diversas zonas ubicadas tanto al este, como al oeste del

municipio, de 100 a 200 toneladas por hectárea al año. Asimismo, en una gran parte del

territorio se sufre de un nivel de erosión alto que va desde las 50 hasta las 100 toneladas

por hectárea al año perdidas.

Erosión hídrica.

La erosión hídrica que sufre el municipio (los niveles de desgaste del suelo provocado

por agua) es variable, presentándose erosión hídrica muy alta (mayor a 200 ton/ha/año)

en algunos puntos localizados en la zona central, inclinándose al este del municipio.

Además de esto, se existen zonas de mayor diámetro que sufren un desgaste alto (50-

200 ton/ha/año), en la parte este y algunos puntos ubicados a lo largo de todo el

territorio municipal. Considerando también la zona que sufre una erosión moderada,

puede decirse que el mayor desgaste se encuentra concentrado al este del municipio.

Rev. No. 0


Proyecto:





((SSii)) ¿Contaminación de las aguas superficiales debido a escurrimientos? Calidad del agua.

La calidad del agua se mide mediante la Red Nacional de Monitoreo que actualmente

cuenta con 11 estaciones para monitoreo de aguas superficiales en el estado. En

síntesis la calidad del agua superficial es la siguiente: para abasto público requiere de un

tratamiento terciario; para uso recreativo encontramos que presenta una calidad que

limita el contacto directo con cualquier ser vivo, en cuanto a la pesca y vida acuática

tenemos que solo los organismos altamente resistentes pueden sobrevivir; para uso

industrial tenemos que si requiere tratamiento y en transporte de desechos tratados se

tiene una calidad aceptable8.

Principales tipos de contaminantes.

Los principales contaminantes detectados en el municipio son residuos de plaguicidas

en los sedimentos, así como presencia de cromo trivalente y hexavalente, altos valores

de salinidad y de concentración de hierro y nitrógeno amoniacal.

Índice de contaminación del agua (ICA).

La metodología que se emplea es la determinación de los Índices de Calidad de Agua

(ICA). Los índices de la calidad del agua registrados por la estación Lerma, abajo del

Laja de la Red Nacional de Monitoreo Superficial Primaria de la Gerencia Estatal de la

Comisión Nacional del Agua, arrojan un promedio en el periodo marzo-diciembre del

2000 de 50.8 en una escala de 1 a 1009, el agua es aceptable para la industria, la

8 UNAM, Acuífero de la Independencia, Enero 2000.

9 Hoja Electrónica para el Cálculo del índice de Calidad del Agua, ICA. Comisión Nacional del Agua, Gerencia de

Saneamiento y Calidad del Agua, abril del 2001.

Rev. No. 0


Proyecto:





agricultura y no deseable para el recreo, únicamente puede ser utilizada para uso

doméstico si ha sido tratada con anterioridad, no directamente de su extracción.

Grados de contaminación.

La concentración de sólidos suspendidos totales (SST), grasas y aceites (GyA) y

fosfatos rebasan la Norma Oficial Mexicana. Los detergentes (SAAM) se encuentran en

altas concentraciones. La demanda bioquímica y química de oxigeno (DBO y DQO), los

sólidos sedimentados (SS) y el nitrógeno total (Ntot) se encuentran en altas

concentraciones. Finalmente en cuanto al contenido de cromo hexavalente un 50% se

encuentra de manera parcial o por debajo de la norma, el 33.3% la rebasa y solo el 17%

no se presenta en la cabecera municipal. ´

Existen pequeñas plantas de tratamiento en algunos fraccionamientos urbanos con una

capacidad mínima de entre 8 y 10 m3 por segundo siendo insuficientes para la descarga

total de aguas servidas.

La refinería “Ing. Antonio M. Amor”, cuenta con una planta que trata parte de las aguas

residuales de la ciudad, opera con una capacidad de 245 litros por segundo mediante un

tratamiento de lodos activados y una eficiencia global en un rango de 80 a 95%, aunque

estas acciones no son suficientes, pues únicamente con estas plantas se trata un

volumen aproximado de 13,117,922 metros cúbicos10.

((NNoo)) ¿Riesgos radiactivos?

((NNoo)) ¿Huracanes?

10 Fuente: Anuario Estadístico 2001, INFO.

Rev. No. 1


Proyecto:




IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO

CONTENIDO

IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS

PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO.................................................................. 2

IV.1 Programa de Desarrollo Municipal .................................................................................................... 3

IV.2 Plan de Desarrollo Urbano Estatal .................................................................................................... 4

IV.3 Plan Nacional de Desarrollo .............................................................................................................. 5

IV.4 Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas................................................... 9

ANEXOS

Anexo IV.1 Plan Municipal de Ordenamiento Territorial de Salamanca, Gto. Uso de Suelo

Anexo IV.2 Plan Municipal de Ordenamiento Territorial de Salamanca, Gto. Zonificación de

Uso de Suelo

Anexo IV.3 Cartas de autorización

Rev. No. 1


Proyecto:





IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO.

Con base en las características del proyecto, en este Capítulo se identifican y analizan los

diferentes instrumentos de planeación que ordenan la zona donde se ubicará, lo anterior a fin

de sujetarse a los lineamientos y disposiciones aplicables.

El proyecto se encuentra insertado en el marco jurídico de la Industria del Petróleo, es un

proyecto de inversión pública que contempla una Planta de Desulfurización de Gasolina

Catalítica para la producción de Gasolina Ultra Bajo Azufre (proyecto Planta USLG 1), sus

servicios auxiliares e integración a la Refinería en el municipio de Salamanca del estado de

Guanajuato. Las obras y actividades del proyecto se desarrollarán dentro de la Refinería “Ing.

Antonio M. Amor”, la cual está políticamente ubicada en el municipio de Salamanca, del estado

de Guanajuato.

De esta manera, por su ubicación el proyecto Planta ULSG-1 se vincula con Planes de

Ordenamiento Territorial, Programas de Desarrollo Nacional, así como Planes de Desarrollo del

Estado de Guanajuato, entre otros. Por su naturaleza industrial (industria del petróleo) el

proyecto se vincula con la legislación ambiental en materia de impacto y riesgo ambiental,

aprovechamiento de agua, generación y manejo de residuos (peligrosos y no peligrosos),

generación de ruido y emisiones a la atmósfera.

La vinculación del proyecto Planta ULSG-1 con los planes de desarrollo es totalmente aplicable

en materia de política económica y medio ambiente. Lo anterior se desprende de lo indicado en

el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 y el Plan de Gobierno Municipal de Salamanca 2006-

2009.

Rev. No. 1


Proyecto:





IV.1 Programa de Desarrollo Municipal

Referido al: Plan de Gobierno Municipal de Salamanca 2006-2009

El Plan de Gobierno Municipal (PGM) constituye un documento de planeación estratégica para

el desarrollo del municipio de Salamanca, contienen los programas a implementar en la actual

administración, así como las metas, responsables e indicadores de seguimiento y evaluación.

Los ejes base del PGM son el desarrollo:

1. Ambiental

2. Económico

3. Social

4. Humano

Se destaca el desarrollo ambiental debido a que sus objetivos están encaminados a revertir el

daño de los recursos naturales y a cuidar que las actividades económicas tengan un impacto

nulo en éste.

En el ámbito económico, el municipio, en coordinación con el poder Ejecutivo Federal y Estatal,

está enfocado a generar riqueza para garantizar un ingreso a las familias que integran la

comunidad, desarrollando actividades económicas orientadas al mercado y con potencial de

desarrollo en la localidad de Salamanca.

El PGM se enmarca en el ámbito económico geofísico donde se pone particular atención a la

contaminación del aire, suelo y agua. Entre las áreas de oportunidad están los proyectos de

expansión de PEMEX y CFE, teniendo como objetivos la creación y difusión de programas

tripartitos (Municipio, organizaciones formales y ciudadanos) en la mejora de la imagen de la

ciudad.

Rev. No. 1


Proyecto:





En el desarrollo municipal se plantea como estrategia, impulsar de manera integral la

sustentabilidad y el equilibrio en el desarrollo.

Lo anterior teniendo en cuenta que los programas son conducidos a la reducción de las

emisiones contaminantes, revertir las perdidas del suelo, aumentar la cobertura vegetal y

mejorar el manejo de desechos sólidos.

A continuación se mencionan los programas para el desarrollo geofísico contemplados para

alcanzar los objetivos del ámbito antes referido:

• Evaluación de Impacto y Riesgo Ambiental y Expedición de Licencias Ambientales de

Funcionamiento.

• Conciencia Ambiental.

• Regulación y Ordenamiento Ambiental de Giros Municipales.

IV.2 Plan de Desarrollo Urbano Estatal

Referido al: Plan Estatal de Ordenamiento Territorial

El Plan Estatal de Ordenamiento Territorial (PEOT) es un instrumento estratégico de planeación

intersectorial que promueve la adecuada distribución de la población y sus actividades en el

territorio, la distribución equilibrada de los proyectos de inversión, la organización funcional del

territorio y la promoción de actividades productivas, siempre respetando las condiciones

económicas, sociales y naturales del Estado de Guanajuato, coadyuvando así a mejorar la

calidad de vida de sus habitantes.

El PEOT ayuda a definir políticas públicas, claras y compartidas en materia de ordenamiento

territorial, apoyando con esto la gestión y coordinación de esfuerzos, con el gobierno federal,

otras entidades federativas y municipios.

Rev. No. 1


Proyecto:





Este plan en sus políticas y directrices de ordenamiento territorial (Ver Anexo IV.1 y Anexo IV.2)

sitúa al Municipio de Salamanca en zonas destinadas a los aprovechamientos siguientes:

Aprovechamiento A.- áreas con limitaciones agrícolas debido al tipo de suelo y clima, pero

donde los forrajes tolerantes pueden sostener un número limitado de cabezas de ganado, por lo

que se debe de brindar apoyo a los pequeños productores, buscando su inclusión en la

sociedad con el fin de facilitar la transferencia de tecnología y obtención de financiamiento.

Aprovechamiento G.- zonas para agricultura de riego moderado, industria y uso urbano, la

cual caracteriza las áreas con agua suficiente para usos urbanos, industriales y agrícolas,

limitada por la poca profundidad del suelo, este es bajo en nutrimentos y captación de agua. Por

lo que al introducir programas de financiamiento se debe considerar que estos permitan un uso

más eficiente del agua.

IV.3 Plan Nacional de Desarrollo

Referido al: Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012

El Plan Nacional de Desarrollo (PND) tiene como finalidad establecer los objetivos nacionales,

las estrategias y las prioridades que durante la Administración 2007 a 2012 deberá regir la

acción del gobierno, de tal forma que ésta tenga un rumbo y una dirección clara. Representa el

compromiso que el Gobierno Federal establece con los ciudadanos y que permitirá, por lo tanto,

la rendición de cuentas, que es condición indispensable para un buen gobierno.

El PND está estructurado en cinco ejes rectores:

1. Estado de Derecho y seguridad.

2. Economía competitiva y generadora de empleos.

3. Igualdad de oportunidades.

4. Sustentabilidad ambiental.

5. Democracia efectiva y política exterior responsable.

Rev. No. 1


Proyecto:





Cada uno de los ejes rectores se divide en diferentes temas y subtemas; también tienen

definidos sus objetivos y sus estrategias de acción. Debido a la relevancia de los ejes 2 y 4, a

continuación se transcribe su contenido vinculado con el proyecto.

Eje 2: Economía competitiva y generadora de empleos

Tema: Infraestructura para el desarrollo

Subtema: 2.11 Energía: electricidad e hidrocarburos

Objetivo 15.- Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios

competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores.

Sector de hidrocarburos

El sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el

petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a

precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con

estándares de calidad internacionales. Ello requerirá de medidas que permitan

elevar la eficiencia y productividad en los distintos segmentos de la cadena

productiva. Por otro lado, la capacidad de refinación en México se ha mantenido

prácticamente constante en los últimos 15 años […] Las importaciones de

gasolina han crecido significativamente y en 2006 casi cuatro de cada diez litros

consumidos en el país fueron suministrados por el exterior […] También resulta

indispensable realizar acciones para elevar los estándares de seguridad y

reducir el impacto ambiental de la actividad petrolera.

ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la

modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la

capacidad de almacenamiento, suministro, transporte y el desarrollo de plantas

procesadoras de productos derivados y gas.

Rev. No. 1


Proyecto:





ESTRATEGIA 15.3 Fomentar mecanismos de cooperación para la ejecución de

proyectos de infraestructura energética de alta tecnología, así como promover

proyectos de investigación y desarrollo tecnológico que aporten las mejores

soluciones a los retos que enfrenta el sector.

ESTRATEGIA 15.4 Revisar el marco jurídico para hacer de éste un instrumento

de desarrollo del sector, fortaleciendo a Petróleos Mexicanos y promoviendo

mejores condiciones de competencia en aquellas áreas en las que, por sus

características, se incorpore inversión complementaria.

ESTRATEGIA 15.6 Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las

medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental.

ESTRATEGIA 15.7 Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en especial

de crudos pesados.

En este sentido, con el proyecto de la Planta ULSG-1, PEMEX manifiesta su compromiso de

invertir en sus procesos productivos para aumentar su competitividad que permitan un mejor

manejo y utilización de los hidrocarburos, con seguridad y responsabilidad ambiental.

Eje 4. Sustentabilidad ambiental

La sustentabilidad ambiental se refiere a la administración eficiente y racional de

los recursos naturales, de manera tal que sea posible mejorar el bienestar de la

población actual sin comprometer la calidad de vida de las generaciones futuras.

Tema: Protección del medio Ambiente

Subtema: Cambio Climático

El uso de combustibles fósiles y tecnologías industriales atrasadas, el cambio de

uso del suelo y la destrucción de millones de hectáreas forestales están

Rev. No. 1


Proyecto:





provocando un aumento en la concentración de los Gases de Efecto Invernadero

(GEI) en la atmósfera.

Objetivo 10.- Reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero

Como signatario del Protocolo de Kioto, México ha aprovechado, aunque aún de

manera incipiente, el potencial para generar proyectos bajo el Mecanismo de

Desarrollo Limpio. Al respecto, se están desarrollando actividades estratégicas

para instrumentar este tipo de proyectos, tales como el aprovechamiento de

metano en rellenos sanitarios, plantas de tratamiento de aguas residuales,

granjas agropecuarias, minas de carbón y en instalaciones petroleras, o la

generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables (eólica, biomasa,

hidráulica, solar).

ESTRATEGIA 10.3 Impulsar la adopción de estándares internacionales de

emisiones vehiculares.

Para lograrlo es necesario contar con combustibles más limpios y establecer

incentivos económicos que promuevan el uso de vehículos más eficientes y la

renovación de la flota vehicular, así como utilizar las compras del gobierno para

impulsar ese mercado. Se deberán establecer normas y estándares que obliguen

a incrementar la eficiencia de los nuevos vehículos y limitar así las emisiones de

dióxido de Carbono (CO2). Se necesitan establecer en todo el país programas

periódicos y sistemáticos de inspección y mantenimiento vehicular, así como

sistemas eficientes de trasporte público e impulsar el transporte ferroviario.

Es importante subrayar que la infraestructura energética permite la creación de oportunidades

de desarrollo sustentable de México, la productividad y la eficiencia. El proyecto de la Planta

ULSG-1, para la producción de gasolinas de Ultra Bajo Azufre, es una respuesta operativa

nacional al compromiso de México por promover un crecimiento sustentable, con su

construcción se reducirá significativamente las emisiones de azufre a la atmósfera por

combustión.

Rev. No. 1


Proyecto:





Considerando la importancia del sector petrolero en el desarrollo de la economía nacional, el

proyecto Planta ULSG-1 es consistente con la política económica marcada en el PND 2007-

2012, como una inversión emprendedora para la optimización de procesos productivos y

obtener gasolinas de Ultra Bajo Azufre.

IV.4 Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas

En Materia de Áreas Naturales Protegidas, de acuerdo con la Comisión Nacional de Áreas

Naturales Protegidas y al Plan de Ordenamiento Territorial de Salamanca, el sitio del proyecto

Planta ULSG-1 no se encuentra en predios colindantes o dentro de áreas naturales protegidas

por la Federación o el Estado de Guanajuato, por lo que no existe vinculación directa del

proyecto en esta materia.

Análisis de la vinculación con los ordenamientos jurídicos

Como objetivos comunes del Marco Jurídico, los Planes y los Programas ambientales en

México, se persigue asegurar la mejora y preservación de la calidad del aire que proporcione

bienestar a la población y la protección del equilibrio ecológico en las regiones donde se ubican

y operan instalaciones industriales; así como promover el desarrollo sustentable con

actividades productivas que permitan mejorar las condiciones de vida de la población, a través

de la generación de empleos, el desarrollo de infraestructura y servicios, y el uso de tecnologías

eficientes y limpias.

El proyecto de la Planta ULSG-1 es una extensión y mejora directa de las instalaciones

productivas de uno de los sectores productivos más importante del país. La Planta ULSG-1 es

una etapa adicional a los actuales procesos de refinación de PEMEX, mediante la cual eliminará

de forma sustancial la concentración de azufre en la gasolina catalítica actual de 200 ppm para

producir gasolina de Ultra Bajo Azufre a 10 ppm; se trata de un proceso de alta tecnología y

representa un importante monto de inversión. El beneficio de este proyecto es en su totalidad

ambiental, ya que financieramente el costo de la gasolina no aumentará en las cantidades

directas para la recuperación de la inversión.

Rev. No. 1


Proyecto:





La inversión es alta respecto a proyectos típicos, porque contará con tecnología en estado de

arte; es decir la más específica y eficiente desarrollada hasta el momento para este tipo de

procesos.

En materia de agua, el consumo previsto para el proyecto, representará menos del 1% adicional

del consumo actual de toda la Refinería “Ing. Antonio M. Amor”. Aún con el consumo adicional

de agua requerido por el proyecto, el volumen total de agua que la Refinería consumirá, es

menor al volumen máximo autorizado por la CNA. Ver carta de autorización en Anexo IV.3.

La cantidad de aguas residuales adicionales que se generarán en la Refinería, por el proyecto

de la Planta ULSG-1, será en la misma proporción que incrementará el consumo de agua; es

decir, un 1 % más en volumen que la descarga total actual, ver la carta de autorización en el

Anexo IV.3

Dado que PEMEX es el responsable de la refinación de las gasolinas en México mediante su

subsidiaria PEMEX-Refinación, ha analizado diversas acciones para fomentar el desarrollo

sustentable de su actividad productiva, en conjunto con el Ejecutivo Federal, la Secretaría del

Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Secretaría de Energía, para lo cual ha incluido su

infraestructura y situación operacional actual de las Refinerías y los costos para su

instrumentación.

El proyecto de la Planta ULSG-1 es un compromiso de PEMEX-Refinación, para una

producción y operación sustentable de la Industria de Refinación de Hidrocarburos en México.

El proyecto es un importante cambio en sus esquemas de producción para producir gasolinas

de Ultra Bajo Azufre (≤10 ppm). Con lo anterior, incorporará un notable avance en la mejora de

la calidad de los combustibles desde el punto de vista ambiental, asimismo, al abastecer el

mercado contribuirá de forma sustantiva al cumplimiento de los límites máximos permisibles de

emisión de SO2, de los equipos y sistemas de combustión que los utilizan en fuentes fijas y en

el transporte (fuentes móviles).

Rev. No. 1


Proyecto:





Puede afirmarse que el proyecto Planta ULSG-1 responde directamente a la necesidad de

mejorar la calidad del aire, al producir un combustible más limpio por medio de procesos de

producción sustentables.

Por lo anterior, se concluye que el proyecto Planta ULSG-1 es consistente con las disposiciones

y planteamientos de los Planes de Ordenamiento Territorial y Programas de Desarrollo Nacional

y Urbano Estatal, basado en dos premisas básicas generales:

a) El compromiso del promovente del proyecto Planta ULSG-1 del cumplimiento integral de la

regulación mexicana aplicable, de tal forma que dichos lineamientos serán vigilados como

componentes prioritarios de la política ambiental en el desarrollo de las actividades del

proyecto Planta ULSG-1.

b) La instalación de la tecnología moderna disponible de los procesos de desulfurización

(estado del arte), con el consecuente para beneficio local, regional y nacional que

representa la instalación y operación de procesos productivos sustentables y seguros, tales

como la preservación de la calidad del aire y agua, aprovechamiento optimizado de agua y

energía eléctrica, así como la minimización en la generación de ruido, aguas residuales y

residuos.

Rev. No. 1


Proyecto:




V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

CONTENIDO

V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO........................................................................... 4

V.1 Bases de diseño..................................................................................................................4 V.1.1 Proyecto civil............................................................................................................................ 11 V.1.2 Proyecto mecánico .................................................................................................................. 11 V.1.3 Proyecto eléctrico .................................................................................................................... 11 V.1.4 Proyecto sistema contra incendio............................................................................................ 11

V.2 Descripción detallada del proceso .................................................................................11 Sección CDHydro .................................................................................................................................... 11 Sección CDHDS ...................................................................................................................................... 11 Columna CDHDS .................................................................................................................................... 11 Circuito del calentador CDHDS............................................................................................................... 11 Circuito del domo de la columna CDHDS ............................................................................................... 11 Hidrógeno de reposición y de recirculación ............................................................................................ 11 Agotador de H2S...................................................................................................................................... 11 Circuito del reactor de pulido................................................................................................................... 11 Reactor de pulido. ................................................................................................................................... 11 Estabilizador de nafta. ............................................................................................................................. 11 Tanque acumulador de agua amarga. .................................................................................................... 11

V.3 Hojas de seguridad ...........................................................................................................11

V.4 Almacenamiento................................................................................................................11

V.5 Equipos de proceso y auxiliares.....................................................................................11

V.6 Condiciones de operación. ..............................................................................................11 V.6.1 Balance de materia y energía.................................................................................................. 11 V.6.2 Temperaturas y presiones de diseño y operación .................................................................. 11 V.6.3 Estado físico de las diversas corrientes del proceso .............................................................. 11 V.6.4 Características del régimen operativo de la instalación (continuo o por lotes)....................... 11

Rev. No. 1


Proyecto:





V.6.5 Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI’s) con base en la ingeniería de detalle y con la

simbología correspondiente .................................................................................................................... 11

V.7 Cuarto de control ..............................................................................................................11 V.7.1 Especificación del cuarto de control ........................................................................................ 11 V.7.2 Sistemas de aislamiento.......................................................................................................... 11

TABLAS

Tabla V.1 Normatividad utilizada en el Proyecto civil .....................................................................7

Tabla V.2 Normatividad utilizada en el Proyecto Mecánico..........................................................11

Tabla V.3 Normatividad utilizada en el proyecto eléctrico ............................................................11

Tabla V.4 Normatividad utilizada en el sistema contra incendio...................................................11

Tabla V.5 Normatividad utilizada en la Instrumentación de la planta ...........................................11

Tabla V.6 Normatividad utilizada en el Sistema de desfogue........................................................11

Tabla V.7 Normatividad utilizada – Medio ambiente y seguridad industrial .................................11

Tabla V.8 Normatividad utilizada en la especialidad de Telecomunicaciones .............................11

Tabla V.9 Características de motores eléctricos...........................................................................11

Tabla V.10 Iluminación...................................................................................................................11

Tabla V.11 Características del accionamiento de alarmas ...........................................................11

Tabla V.12 Listado de Diagramas de Flujo de Proceso de la planta ULSG-1..............................11

Tabla V.13 Características principales de las sustancias peligrosas en la planta ULSG-1 .........11

Tabla V.14 Características de los tanques de almacenamiento existentes involucrados en el

proyecto..........................................................................................................................................11

Tabla V.15 Dimensiones estándar de tanques de almacenamiento vertical................................11

Tabla V.16 Equipo de proceso y auxiliares (TORRES) ................................................................11

Tabla V.17 Equipo de proceso y auxiliares (REACTOR)..............................................................11

Tabla V.18 Equipo de proceso y auxiliares (RECIPIENTES) .......................................................11

Tabla V.19 Equipo de proceso y auxiliares (INTERCAMBIADORES DE CALOR)......................11

Tabla V.20 Equipo de proceso y auxiliares (AEROENFRIADORES)...........................................11

Tabla V.21 Equipo de proceso y auxiliares (CALENTADOR A FUEGO DIRECTO)....................11

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.22 Equipo de proceso y auxiliares (COMPRESORES)...................................................11

Tabla V.23 Equipo de proceso y auxiliares (BOMBAS) ................................................................11

Tabla V.24 Equipo de proceso y auxiliares (FILTROS) ................................................................11

Tabla V.25 Equipo de proceso y auxiliares (DESOBRECALENTADOR).....................................11

Tabla V.26 Equipo de proceso y auxiliares (PAQUETES)............................................................11

Tabla V.27 Información complementaria sobre los recipientes de la planta ULSG-1. .................11

Tabla V.28 Lista de los Diagramas de Tubería e Instrumentación...............................................11

ANEXOS

Anexo V.1 Arreglo General de la Planta

Anexo V.2 Sistema contraincendio

Anexo V.3 Diagramas de Flujo de Proceso

Anexo V.4 Hojas de Seguridad

Anexo V.5 Diseño mecánico de los equipos

Anexo V.6 Sistemas de conducción

Anexo V.7 Diagramas de Tubería e Instrumentación

Rev. No. 1


Proyecto:






V.1 Bases de diseño

La planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas ULSG-1 ha sido diseñada de acuerdo con las

mejores prácticas de ingeniería expresadas en las normas y códigos aplicables de organismos

reconocidos a nivel nacional e internacional de cada rama de la ingeniería involucrada en el

proyecto. Entre los organismos nacionales considerados destacan las normas de referencia de

Pemex (NRF), normas especializadas en los diversos aspectos relacionados con la industria

petrolera, además de las normas oficiales mexicanas (NOM) y normas mexicanas (NMX)

aplicables. Por otra parte, a nivel internacional se han tomado en cuenta las normas y prácticas

recomendadas del American Petroleum Institute (API), la American Society of Mechanical

Engineers (ASME) y del Institute of Electrical Electronic Engineers (IEEE), entre otros, como se

detalla posteriormente.

En el diseño de ingeniería y construcción de la planta ULSG-1 se ha considerado determinante la

influencia de los fenómenos naturales, mismos que generan las condicionantes y quedan implícitos

en los procedimientos de cálculo generales y particulares. Se ha dado un particular énfasis en el

aspecto sísmico característico de la República Mexicana. Debe resaltarse que una gran mayoría

de códigos y normas aplicadas superan ampliamente las consideraciones que resultan de los

datos de fenómenos climáticos adversos, extremos y habituales.

De acuerdo al sitio seleccionado para el desarrollo del proyecto y sus condiciones particulares, en

el desarrollo de la Ingeniería básica y de detalle de la Planta ULSG-1, se tomarán en cuenta los

requerimientos de diseño siguientes:

Rev. No. 1


Proyecto:





Condiciones climatológicas.

Temperatura.

Máxima Extrema: 36 ºC

Mínima Extrema: 3.5 ºC

Máxima promedio anual 29.1 ºC

Mínima promedio anual 13.0 ºC

De bulbo húmedo promedio: 20 ºC

De bulbo seco promedio 32.2

Temperatura de diseño de enfriadores de

aire:

40.0 ºC

Precipitación Pluvial.

Máxima en 24 Hrs. 80 mm

Promedio anual 711.1 mm

Mes de máxima Junio-Octubre

Vientos.

Dirección de los vientos dominantes: Noreste

Dirección de los vientos reinantes: Suroeste

Velocidad máxima: 100 km/h

Velocidad viento reinante 21 km/h

Velocidad viento dominante 17.9 km/h

Humedad Relativa.

Máxima: 100 % a 28 ºC

Mínima: 7 % a 12ºC

Rev. No. 1


Proyecto:





Atmósfera.

Presión atmosférica: 630 mmHg

Altitud: 1720 m.s.n.m.

Atmósfera: Corrosiva (gases típicos de una Refinería).

Terremotos.

Clasificación: “B” para PEMEX

Suelo: Tipo II

Plano de arreglo general de la planta

En el Anexo V.1 se muestra la localización del arreglo general de la planta Desulfuradora de

Gasolinas Catalíticas ULSG-1 en el Anexo V.1

Normas utilizadas para el proyecto

Las normas y códigos utilizadas en el proyecto, clasificadas por especialidad y categoría,

referidos en la ingeniería básica de la planta ULSG-1, se listan en las tablas V.1, V.2, V.3 y V.4,

para el proyecto civil, mecánico, eléctrico y sistema contra-incendio, respectivamente. Además

se incluyen posteriormente un listado de las normas y códigos referidos también en la ingeniería

básica de la planta ULSG-1, en las especialidades de instrumentación, sistema de desfogue,

medio ambiente y seguridad industrial, así como telecomunicaciones (tablas V.5, V.6, V.7 y

V.8).

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.1 Normatividad utilizada en el Proyecto civil

ORGANISMO CLAVE NOMBRE Abastecimiento de agua y drenajes

Normas Oficiales

Mexicanas NOM-001-CNA-1995 Sistemas de alcantarillado sanitario.

Especificaciones de hermeticidad

2.143.01 (2.332.01) (1985) Drenajes en zonas Industriales.

3.143.01 (1991) Drenajes en plantas industriales. Especificaciones de PEMEX

3.143.02 (1988) Albañales. Normatividad

PEMEX DG-GPASI-SI-2703

(1999) Drenajes en las áreas industriales.

Línea de drenaje

NRF-015-PEMEX-2003 Protección de áreas y tanques de

almacenamiento de productos inflamables y combustibles.

Normas de Referencia

NRF-140-PEMEX-2005 Sistemas de drenajes. Materiales de concreto y construcción

NMX-B-099-1986 Acero estructural con limite de fluencia mínimo

de 290 MPa (29 kgf/mm2) y con espesor máximo de 12.7mm.

NMX-C-006-1976 Ladrillos y bloques cerámicos de barro, arcilla y/o similares.

NMX-C-009-1981 Tubos de concreto sin refuerzo - Especificaciones.

NMX-C-010-1986 Concreto - Bloques, ladrillos o tabiques y tabicones.

NMX-C-020-1981 Concreto reforzado Tubos - Especificaciones. NMX-C-083-ONNCCE-

2002 Concreto - Determinación de la resistencia a la

compresión de cilindros de concreto. NMX-C-109-1997-

ONNCCE Concreto - Cabeceo de especimenes cilíndricos

de concreto. NMX-C-111-1988 Concreto - Agregados - Especificaciones. NMX-C-117-1978 Aditivos estabilizadores de volumen del concreto.NMX-C-122-1982 Agua para concreto. NMX-C-140-1978 Aditivos expansores del concreto.

NMX-C-146-ONNCCE-2000

Aditivos para concreto - Puzolana natural cruda o calcinada y ceniza volante para usarse como

aditivo mineral en concreto de cemento Pórtland - Especificaciones.

NMX-C-155-1987 Concreto hidráulico - Especificaciones.

Normas Mexicanas

NMX-C-156-1997-ONNCCE

Concreto-Determinación del revenimiento en el concreto fresco.

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE

NMX-C-158-1987 Concreto - Determinación del contenido de aire del concreto fresco por el método volumétrico.

NMX-C-159-1985 Concreto - Elaboración y curado en el laboratorio de especimenes.

NMX-C-160-1987 Concreto - Elaboración y curado en obra de especimenes de concreto.


Concreto - Obtención y prueba de corazones y vigas extraídos de concreto endurecido.

NMX-C-174-1977 Placas de yeso para plafones.

NMX-C-198-1978 Materiales bituminosos-Asfaltos rebajados de fraguado rápido FR.

NMX-C-200-1978 Aditivos inclusores de aire para concreto.

NMX-C-241-1985 Sistemas de adhesivos a base de resinas epóxicas para concreto.

NMX-C-249-1986 Bandas de poli-cloruro de vinilo (PVC) para control hidráulico en juntas de concreto.

NMX-C-255-19R8 Aditivos químicos que reducen la cantidad de agua y/o modifican el tiempo de fraguado del

concreto.

NMX-C-299-1987 Concreto estructural- Agregados ligeros - Especificaciones.

NMX-C-327-1981 Azulejos y accesorios para revestimientos - Especificaciones.

NMX-C-401-1996- ONNCCE

Tubos - Tubos de concreto simple con junta hermética - Especificaciones.

NMX-C-402-1996- ONNCCE

Tubos - Tubos de concreto reforzado con junta hermética - Especificaciones.

NMX-C-403-0NNCCE-1999 Concreto hidráulico para uso estructural.


Anillos de hule empleados como empaque en las juntas de tuberías y elementos de concreto para

drenaje en los sistemas de alcantarillado hermético.

NMX-C-414-0NNCCE- 1999

Cementos hidráulicos - Especificaciones y métodos de prueba (sustituye a la NMX-C-001-1980, NMX-C-002-1986 y NMX-C-175-1969).

NMX-C-422-ONNCCE- 2002

Losetas cerámicas esmaltadas y sin esmaltar para piso y muro - Especificaciones y métodos

de prueba. A36/A36M Standard Specification for Structural Steel ASTM

American Society for A153 Specification for Zinc Coating on Iron and Steel

Hardware

Rev. No. 1


Proyecto:






A307 Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60,000 PSI Tensile Strength.

A82 Standard Specification for Cold-Drawn Steel Wire for Concrete Reinforcement

A185 Standard Specification for Welded Steel Wire Fabric, Plain for Concrete Reinforcement

A615(S1) Standard Specification for Deformed and Plain Billet –Steel Bars for Concrete Reinforcement

C31 Standard Method for Making and Curing Concrete Test Specimens in the Field

C33 Standard Specification for Concrete Aggregates

C39 Standard Test Method for Compressive Strength of Cylindrical Concrete Specimens

C42 Standard Test Method for Obtaining and Testing Drilled Cores and Sawed Beams of Concrete

C94 Standard Specification for Ready - Mixed Concrete

C138 Standard Test Method for Unit Weight, Yield and Air Content (Gravimetric) of Concrete

C143 Standard Test Method for Slump of Hydraulic Cement Concrete

C150 Specification for Portland Cement C156 Standard Specification for Portland Cement

C171 Standard Specification for Sheet Materials for Curing Concrete

C172 Standard Practice for Sampling Freshly Mixed Concrete

C173 Standard Test Method for Air Content of Freshly Mixed Concrete by the Volumetric Method

C231 Standard Test Method for Air Content of Freshly Mixed Concrete by the Pressure Method

C260 Standard Specification for Air-Entraining Admixtures for Concrete

C309 Standard Specification for Liquid Membrane – Forming Compounds for Curing Concrete

C494 Standard Specification for Chemical Admixtures for Concrete

C618 Standard Specification for Fly Ash and Raw or

Calcined Natural Pozzolan for Use as a Mineral Admixture in Portland Cement Concrete

Testing and Materials

C685 Standard Specification for Concrete Made by Volumetric Batching and Continuous Mixing

Rev. No. 1


Proyecto:






D226 Standard Specification for Asphalt-Saturated Organic Felt Used in Roofing and Waterproofing

D994 Standard Specification for Preformed Expansion Joint Filler for Concrete (Bituminous Type)

D1751

Standard Specification for Preformed Expansion Joint Filler for Concrete Paving and Structural

Construction (Nonextruding and Resilient Bituminous Types)

E96 Water Vapor Transmission Of Material In Sheet Form

E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in

Construction

F436 Standard Specification for Hardened Steel Washers

211.1 Standard Practice for Selecting Proportions for Normal, Heavyweight and Mass Concrete

301 Specifications for Structural Concrete 302.1R Guide for Concrete Floor and Slab Construction

304R Guide for Measuring, Mixing, Transporting and Placing Concrete

305R Hot Weather Concreting 306R Cold Weather Concreting

307 Standard Practice for the Design and

Construction of Cast- In-Place Reinforced Concrete Chimneys

308 Standard Practice for Curing Concrete

313 Recommended Practice for Design and

Construction of Concrete Bins, Silos and Bunkers for Storing Granular Materials

315 Details and Detailing of Concrete Reinforcement

318/318R Building Code Requirements for Structural Concrete and Commentary

347 Guide to Formwork for Concrete

ACI American Concrete Institute

350/350R Code Requirements for Environmental

Engineering Concrete Structures and Commentary

2.131.05 (1991) Deflexiones permisibles en estructuras de concreto.

3.115.06 (1991) Ademes y ataguías. 3. 135.1 O(1 990) Concreto colocado con bomba.

Especificaciones de PEMEX

4.111.02 (1979) Pruebas índice (mecánica de suelos). Concreto de bajo nivel de piso terminado. Diseño

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE NFPA

National Fire Protection

Association

30 Flammable and Combustible Liquids Code Handbook

AISC Institute for

Steel Construction

316 ASD Manual of Steel Construction-Allowable Stress Design, 9th Edition

ASCE American

Society of Civil Engineering

Sections C.1.3 and C.1.4 Guidelines for Wind Loads and Anchor Bolt Design for Petroleum Facilities


318/318R Building Code Requirements for Structural

Concrete and Commentary

ACI American Concrete Institute 350/350R

Code Requirements for Environmental Engineering Concrete Structures and

Commentary Concreto de bajo nivel de piso terminado. Instalación

315 Details and Detailing of Concrete Reinforcement ACI American Concrete Institute


Concreto premoldeado y pretensado

A416 Standard Specification for Steel Strand, Uncoated Seven- Wire for Prestressed Concrete

A421 Standard Specification for Uncoated Stress-Relieved Steel Wire for Prestressed Concrete

ASTM American Society for Testing and

Materials E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in

Construction AWS

American Welding Society

D1.1 Structural Welding Code

ANSI American National

Standards Institute

A10.9-70 Safety Requirements for Concrete Construction and Masonry Work

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE PCI

Prestressed Concrete Institute

MNL-116 Manual for Quality Control for Plants and

Production of Precast Prestressed Concrete Products

Estructuras de concreto. Diseño ASCE

American Society of Civil

Engineering

ASCE 7 Minimum Design Loads for Buildings and Other Structures



ACI American Concrete Institute 350/350R

Code Requirements for Environmental Engineering Concrete Structures and

Commentary Estructuras (construcción de obras)

2.115-0 (2.214.01)-1974 Cimentación de tanques.

2.115.02 (1974) Diseño de cimentaciones para estructuras esbeltas.

2.115.03 (1974) Análisis y diseño de cimentaciones para maquinaria.

2.207.02 (1975) Principios generales de diseño estructural. 3.135.01 (3.112.04)-1985 Cimbras de concreto.

3.135.02 (1986) Elaboración y control de concreto. 3.135.06 (1990) Colocación de concreto bajo agua.

3.135.09 (3.112.02)-1989 Concretos y morteros especiales para cimentación.

3.137.13 (1987) El concreto en clima caliente.

3.151.02 (1991) Zapatas y cimientos de mampostería (Sustituye a 3.111.01 y 3.240.03).

3.243.01 1976) Escaleras marinas y rectas. 4.137.02 (1985) Agregados de concreto 4.137.04 (1985) Agua para elaborar concreto. 4.137.05 (1990) Aditivos para concreto. 4.137.06.(1986) Concreto fresco y concreto endurecido. 4.137.07 (1992) Especimenes extraídos de concreto endurecido.

4.137.09(1991 ) Contenido de aire, peso volumétrico y rendimiento del concreto.

4.137.10(1986) Concreto premezclado. ESP-G-5000 (2002) Disposiciones generales - Acero estructural. ESP-G-5001 (2002) Fabricación de acero estructural.


ESP-G-5002 (2002) Montaje de acero estructural. Estructuras (proyectos y obras)

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE 3.135.03 (1991) Acero de refuerzo en estructuras de concreto.

3.135.04 (1991) Unión mecánica de varillas de refuerzo para concreto.

3.135.05 (1986) Soldadura de varillas de refuerzo para concreto. Especificaciones de PEMEX

4.137.03 (1985) (4.113.01 y 5.113.01)

Acero de refuerzo para concreto (Para las especificaciones de varillas corrugadas, alambre,

mallas y acero de pre-esfuerzo, ver las NMX's respectivas).

Estructuras de acero. Material, fabricación y construcción

NMX-B-028-1998-SCFI Lamina de acero al carbono laminada en frío para uso común - Especificaciones.

NMX-B-099-1986 Acero estructural con limite de fluencia mínimo

de 290 MPa (29 kgf/mm2) y con espesor máximo de 12.7mm.

NMX-B-177-1990 Tubos de acero con o sin costura, negros y galvanizados por inmersión. En caliente.

NMX--B-199-1986 Tubos sin costura o soldados de acero al

carbono, formados en frío, para usos estructurales.

NMX-B-200-1990 Tubos de acero al cabono, sin costura o

soldados, conformados en caliente para usos estructurales.

NMX-B-208-1984 Tubos de acero para la protección de

conductores eléctricos (tubos conduit), tipo pesado.

NMX-B-266-1989 Requisitos generales para lámina laminada en caliente y en frío, de acero al carbón y de acero

baja aleación y alta resistencia.

NMX-B-277-1989 Lámina de acero de baja aleación y alta

resistencia, laminada en caliente y laminada en frío, resistente a la corrosión.

NMX-B-290-1988 Malla soldada de alambre liso de acero para refuerzo- de concreto.

NMX-B-252-1988 Requisitos generales para planchas, perfiles,

tabla estacas y barras de acero laminado, para uso estructural.

NMX-B-254-1987 Acero estructural.

NMX-B-294-1998 Varillas corrugadas de acero torcidas en frío procedentes de lingote o palanquilla, para

refuerzo de concreto.

Normas Mexicanas

NMX-B-347-1989 Lámina de acero al carbono laminada en caliente para uso estructural.

Rev. No. 1


Proyecto:






NMX-S-457-1988 Varillas corrugadas de acero de baja aleación

procedentes de lingote o palanquilla para refuerzo de concreto.


Varilla corrugada de acero proveniente de lingote y palanquilla para refuerzo de concreto -

Especificaciones y métodos de prueba (Cancela a la NMX-B-006-1988).

B18.2.1 Square and Hex Bolts and Screws (inch Series) B18.2.2 Square and Hex Nuts (inch Series) B18.22.1 Plain Washers

ASME American Society of

Mechanical Engineers B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness,

and Lay) A36/A36M Standard Specification for Structural Steel

A153 Specification for Zinc Coating on Iron and Steel Hardware

A307 Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60,000 PSI Tensile Strength.

A325 Standard Specification for High-Strength Bolts for Structural Steel Joints

A500 Standard Specification for Cold-Formed Welded and Seamless Carbon Steel Structural Tubing in

Rounds and Shapes

A501 Standard Specification for Hot-Formed Welded and Seamless Carbon Steel Structural Tubing

A569 Standard Specification for Steel, Carbon (0.15 Maximum Percent), Hot-Rolled Sheet and Strip

Commercial Quality

A572 Standard Specification for High-Strength Low-

Alloy Columbium- Vanadium Steels of Structural Quality

A780 Standard Specification for Repair of and

Uncoated Areas of Damaged Hot-Dip Galvanized Coatings

B695 Specification for Coatings of Zinc Mechanically deposited on Iron and Steel

F436 Standard Specification for Hardened Steel Washers


Materials

F959 Standard Specification for Compressible-

Washer-Type Direct Tension Indicators for Use with Structural Fasteners

AWS American A5.1 Specification for Carbon Steel Electrodes for

Shielded Metal Arc Welding

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE Welding Society D1.1 / D1.1M Structural Welding Code – Steel

303 Code of Standard Practice for Steel Buildings and Bridges

AISC Institute for

Steel Construction 348 Specification for Structural Joints Using ASTM

A325 or A490 Bolts ANSI

American National

Standards Institute

B18.23.1 Beveled Washer

American Hot-Dipped

Galvanizers Association

Recommendations for Preparation of Materials Prior to Hot-Dip Galvanizing

NAAMM National

Association of Architectural

Metal Manufacturers

MBG531 Metal Bar Grating Manual

3.133.01 (1976) Construcción de estructuras de acero.

4.311.00 (1978) Clasificación AWS de metales de aporte en soldadura.

4.311.02 (1976) Varillas de hierro y acero para soldadura con gas-Recomendaciones de uso.

4.311.05 (1983) Electrodos de acero baja aleación con revestimiento - Recomendaciones de uso.

4.311 .12 (1978) Electrodos de tungsteno para soldadura de arco Recomendaciones de uso.

4.311.15 (1983) Varillas y electrodos revestidos para soldar hierro fundido-Recomendaciones de uso.

4.311.17 (1979) Electrodos desnudos de acero dulce y fundentes

para soldadura de arco sumergido - Recomendaciones de uso.


4.311.18 (1979) Electrodos de acero dulce para soldadura de

arco de acero metálico protegido con gas- Recomendaciones de uso.

Normatividad PEMEX

DG-SASIPA-SI-8301 (2003)

Recubrimientos anticorrosivos para superficies metálicas.

AISC Institute for 316 ASD Manual of Steel Construction-Allowable

Stress Design, 9th Edition

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE Steel

Construction 335 Specification for Structural Steel Buildings Allowable Stress Design and Plastic Design

SP6 Commercial Blast Cleaning SSPC Steel

Structures Painting Council

SP10 Blast Cleaning to "Near White" Metal

Estructuras de acero. Diseño

316 ASD Manual of Steel Construction-Allowable Stress Design, 9th Edition AISC

Institute for Steel

Construction 335 Specification for Structural Steel Buildings

Allowable Stress Design and Plastic Design

ASCE American



Líneas Normas

Mexicanas NMX-B-253-1988 Alambre liso de acero estirado en frío para refuerzo de concreto.

Flexibilidad de tubería. Criterios de diseño ASCE


Engineering


Soporte de líneas Normas de Referencia NRF-134-PEMEX-2005 Soportes de concreto para tuberías.

Especificaciones de PEMEX 3.135.12 (1991) Soportes elevados de concreto para tuberías.


Mechanical Engineers

B31.3 Process Piping / Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping

MSS Manufacturers Standardizatio

n Society

SP-58 Pipe Hangers and Supports - Materials, Design and Manufacture

Geotecnia Especificaciones de PEMEX 3.120.00 (1985) Terracerías.

Limpieza el terreno y movimiento de tierras

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE 3.102.01 (1975) Trazo y niveles. Especificacion

es de PEMEX 3.121.08 (3.104.09)-1986 Clasificación de materiales para el pago de excavaciones.


Geotecnia - Cimentaciones - Sondeos de pozo a cielo abierto.

NMX-C-431-ONNCCE- 2002

Geotecnia -Cimentaciones-Toma de muestra alterada e inalterada-Métodos de prueba.

Normas Mexicanas


Geotecnia - Cimentaciones - Ensaye de compresión triaxial - Método de prueba.

D422 Standard Test Method for Particle Size Analysis of Soils

D698 Test Method for Laboratory Compaction

Characteristics of Soil Using Standard Effort (12,400 ft-1bf/ft [600 kN-m/m])


Materials E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in

Construction AASHTO American

Association of State Highway

and Transportation

Officials

M145 Recommended Practice for the Classification of Soils and Soil-Aggregate Mixtures for Highway

Construction Purposes

Movimiento de tierras, excavación y relleno NMX-C-430-ONNCCE-

2002 Geotecnia - Cimentaciones - Sondeos de pozo a

cielo abierto. NMX-C-431-ONNCCE-

2002 Geotecnia -Cimentaciones-Toma de muestra

alterada e inalterada-Métodos de prueba. Normas

Mexicanas NMX-C-432-ONNCCE-

2002 Geotecnia - Cimentaciones - Ensaye de compresión triaxial - Método de prueba.



Characteristics of Soil Using Standard Effort (12,400 ft-1bf/ft [600 kN-m/m])

E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of Testing and Inspection Agencies as Used in

Construction


Materials


Characteristics of Soil Using Modified Effort (56,000 ft lbf/ft [2,700 kN-m/m])

Especificación 3.115.04 (1990) Cimentaciones - Pilotes.

Rev. No. 1


Proyecto:






3.121.08 (3.104.09)-1986 Clasificación de materiales para el pago de excavaciones.

3.123.01 (3.220.01, 3.220.02) (1988) Bases, sub-bases y revestimientos.

3.151.01 (3.11 0.01, 3.242.01) (1985) Morteros y aplanados.

de PEMEX

5.214.02 (1976) Pruebas de compactación (mecánica de suelos). AASHTO American


and Transportation

Officials



Lechado C33 Standard Specification for Concrete Aggregates

C109 Standard Test Method for Compressive Strength of Hydraulic Cement Mortars (using two-inch [50-

mm] Cube Specimens) C150 Specification for Portland Cement

C191 Standard Test Method for Time of Setting of Hydraulic Cement by Vicat Needle

C531

Standard Test Method for Linear Shrinkage and Coefficient of Thermal Expansion of Chemical

Resistant Mortars, Grouts and Monolithic Surfacings

C579 Standard Test Methods for Compressive

Strength of Chemical Resistant Mortars and Monolithic Surfacings and Polymer Concretes.

C827 Standard Test Method for Changes in Height at

Early Ages of Cylindrical Specimens from Cementitious Mixtures

C1107 Standard Specification for Packaged Dry, Hydraulic - Cement Grout (Nonshrink)

C1181 Standard Test Methods for Compressive Creep of Chemical Resistant Polymer Machinery Grouts


Materials

E329 Standard Practice for Use in the Evaluation of

Testing and Inspection Agencies as Used in Construction

CRD Corps of Engineers ACI American 305R Hot Weather Concreting

Rev. No. 1


Proyecto:






318/318R Building Code Requirements for Structural

Concrete and Commentary

Concrete Institute

C621 Specification for Nonshrink Grout Edificación y urbanismo

NOM-008-CNA-1998 Regaderas empleadas en el aseo corporal. Especificaciones y métodos de prueba

NOM-009-CNA-1995 Inodoros para uso sanitario. Especificaciones y métodos de prueba

Normas Oficiales

Mexicanas NOM-146-SCFI-2001 Productos de vidrio. Vidrio de seguridad usado

en la construcción Especificaciones y pruebas. 3.123.03 (1991) Pavimentos de concreto. 3.123.04 (1985) Pavimentos de asfalto. 3.123.05(1974) Banquetas y guarniciones de concreto. 3.151.03(1985) Muros dalas y castillos.

3.1 51 .04 11991 ) Sistemas de impermeabilización. 3.151.06 1976) Celosías y muros divisores. 3.151.07 (1984) Cercas y bardas.

3.153.01 (3.240.04, 3.242.03/04) (1987) Recubrimientos en pisos.

3.153.02 (3.242.05)-1987 Recubrimientos de muros. 3.153.03 (3.242.09)-1987 Aplicación de pintura en muros y plafones. 3.153.04 (3.242.02)-1973 Aplanados y plafones de yeso. 3.153.05 (3.242.06)-1990 Acabados de azoteas.

3.155.01 (1991) Instalaciones hidráulicas y sanitarias. 3.157.02A (1975) Carpintería, puertas, ventanas, pisos. 3.157.03 1991) Cerrajería. 3.157.04 (1991) Techados y cubiertas de lámina. 3.242.08 (1974) Herrería y aluminio de edificios. 3.242.11 (1984) Falsos plafones.


3.242.13 (1984) Vidriería. Pavimento para patio y lozas de concreto para construcción

301 Specifications for Structural Concrete ACI American Concrete Institute

302.1R Guide for Concrete Floor and Slab Construction

ICBO International

Conference of Building Officials

UBC Uniform Building Code

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE PCA

Portland Cement

Association

IS195.01D Slab Thickness Design for Industrial Concrete Floors on Grade



Materials D1557

Test Method for Laboratory Compaction Characteristics of Soil Using Modified Effort

(56,000 ft lbf/ft [2,700 kN-m/m]) AASHTO American


and Transportation

Officials



Plano de arreglo general de equipos

Normas de Referencia NRF-010-PEMEX-2001

Espaciamientos mínimos y criterios parata distribución de instalaciones industriales en

centros de trabajos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

4.111.01 1p (1975) Exploración y muestreo de suelos para proyecto de cimentaciones (primera parte). Especificacion

es de PEMEX 4.111.01 2p (1976) Exploración y muestreo de suelos para proyecto de cimentaciones (segunda parte).

Temas generales Especificaciones de PEMEX 3.103.01 (1976) Demoliciones y desmantelamientos (Cancela y

sustituye a la Especificación 3.150.01). Otros

NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida Normas Oficiales

Mexicanas NOM-018-ENER-1997 Aislantes térmicos para edificaciones. Características, límites y métodos de prueba.

NMX-C-250-1986 Bandas de poli-cloruro de vinilo (PVC) - Colocación. Normas

Mexicanas NMX-C-343-1988 Ventanas de aluminio - Clasificación. 3.125.02 (1977) Vías auxiliares de ferrocarril. Especificacion

es de PEMEX 3.225.01 (3.346.01)-1983 Construcción de canalizaciones eléctricas subterráneas.

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.2 Normatividad utilizada en el Proyecto Mecánico

ORGANISMO CLAVE NOMBRE Aeroenfriadores

Normas de Referencia NRF-139-PEMEX-2005 Air Cooled Heat Exchangers



B16.11 Forged Steel Fittings, Socket-Welding and Threaded

NACE National

Association of Corrosion Engineers

MR0175 Standard Material Requirements, Sulfide Stress

Cracking Resistant Metallic Materials for Oil Field Equipment

EJMA Expansion Joint Manufacturer’s

Association

Código EJMA

A123 Specification for Zinc Coating on Products

Fabricated from Rolled, Pressed and Forged Steel Shapes, Plates, Bars and Strips

A143

Recommended Practice for Safeguarding Against Embrittlement of Hot Galvanized Structural Steel

Products and Procedure for Detecting Embrittlement


A164 Specification for Electro-Deposited Coatings of Zinc or Steel

A385 Recommended Practice for Providing High Quality Zinc Coatings on Assembled Products


Materials

A450 Nondestructive Electric Test NEMA

National Electrical

Manufacturers Association

MG-1 Motors and Generators

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE API

American Petroleum Institute

661 Air Cooled Heat Exchanger for General Refinery Service

Calentadores a fuego directo

Normas Oficiales

Mexicanas


Contaminación atmosférica- Fuentes fijas- Para fuentes fijas que utilizan 1994 combustibles

fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, que establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera

de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de

calentamiento indirecto por combustión, así como los niveles máximos permisibles de emisión de

bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo por combustión.

Normas Mexicanas NMX-AA-009-1993-SCFI

Contaminación atmosférica - Fuentes fijas - Determinación de flujo de gases en un conducto

por medio del tubo de Pitot. Normas de Referencia NRF-089-PEMEX-2004 Calentadores a fuego directo para plantas de

proceso

STD 530 Rev. 1 Recommended Practice for Calculation of Heater Tube Thickness in Petroleum Refineries

RP 531M Measurement of Noise from Fired Process Heaters

RP 532 Rev. 1 Measurement of Thermal Efficiency of Fired Process Heaters

RP 533 Rev. 1 Air Preheat Systems for Fired Process Heaters

RP 535 Rev. 1 Burners for Fired Heaters in General Refinery Services

RP 550 Rev. 1 Manual on Installation of Refinery Instruments

and Control Systems, Part III “ Fired Heaters and Inert Gas Generators

STD 560 Fired Heaters for General Refinery Service

API American Petroleum Institute

STD 630 Tube and Header Dimensions for Fired Heaters

for Refinery Services (Reaffirmed 1979)

86 Standard for Ovens and Furnaces NFPA National Fire

Protection 86C-ROP-2003 Standard for Industrial Furnaces Using a Special Processing Atmosphere,

Rev. No. 1


Proyecto:






86D-ROP-2003 Standard for Industrial Furnaces Using Vacuum as an Atmosphere

Association

8502 Standard for the Prevention of Furnace

Explosions/Implosions in Multiple Burner Boilers, 1999 Edition

AISC Institute for Steel

Construction Manual of Steel Construction

AMCA Air Moving and Conditioning Association

Publication 201

AWS American

Welding Society D1.1 Structural Welding Code

ASCE American


7.88 Building Code Requirements for Minimum Design Loads in Building and other Structures

SP2 Hand Cleaning

SP3 Power Tool Cleaning

SP5 Blast Cleaning to "White" Metal

SP6 Commercial Blast Cleaning

SSPC Steel Structures Painting Council

SP10 Blast Cleaning to "Near White" Metal

Section I Power Boilers ASME American Society of


B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose

Bases para racks de acero. Equipo a fuego directo AWS

American Welding Society

D1.1 Structural Welding Code

B16.5 Steel Pipe Flanges, Flanged Valves and Fittings ANSI American National

Standards Institute


Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE ASCE


Engineering

7.88 Building Code Requirements for Minimum Design Loads in Building and other Structures

SP2 Hand Cleaning SP3 Power Tool Cleaning SP5 Blast Cleaning to "White" Metal SP6 Commercial Blast Cleaning


SP10 Blast Cleaning to "Near White" Metal ASME

American Society of



Recipientes a presión Section I Power Boilers Section II Material Specifications Section V Nondestructive Examination

Section VIII Div. 1 Pressure Vessels Section IX Welding and Brazing Qualifications



B16.47 Large Diameter Steel Flanges Normas de Referencia NRF-028-PEMEX-2004 Design and construction of Pressure Recipients.


Materials

E112 Methods for Determining Average Grain Size

Requerimientos para materiales de pintura y aplicación

A53 Specification for Pipe, Steel, Black and Hot Dipped, Zinc coated, welded and seamless

A123 Specification for Zinc Coating on Products

Fabricated from Rolled, Pressed and Forged Steel Shapes, Plates, Bars and Strips


D520 Standard Specification for Zinc Dust Pigment

D4285 Test Method for Indicating Oil or Water in Compressed Air


Materials

D4417 Test Method for Field Measurement of Surface Profile of Blast Cleaned Steel

Rev. No. 1


Proyecto:






E337 Test for Relative Humidity by Wet-and-Dry-Bulb Psychrometer

AB1 Mineral and Slag Abrasive SP1 Solvent cleaning SP2 Hand Cleaning SP3 Power Tool Cleaning SP5 Blast Cleaning to "White" Metal SP6 Commercial Blast Cleaning SP7 Brush-off Blast Cleaning SP8 Pickling SP10 Blast Cleaning to "Near White" Metal SP11 Power Tool Cleaning to Bare Metal PA1 Shop, Field and Maintenance Painting of Steel

PA2 Measurement of Dry Paint Thickness with Magnetic Gages

PA3 A Guide to Safety and Painting Application


PAINT 20 Zinc Rich Primers Líneas

Section I Power Boilers ASME American Society of


B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings

Normas Mexicanas NMX-J-010-1996-ANCE

Conductores con aislamiento termoplástico a base de policlorurode vinilo, para instalaciones

hasta 600 Volts - Especificaciones.

NRF-001-PEMEX-2000 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos amargos.

NRF-002-PEMEX-2001 Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos no amargos. Normas de

Referencia

NRF-012-PEMEX-2001 Tubería de resina reforzada con fibra de vidrio

para recolección y transporte de hidrocarburos y fluidos corrosivos líquidos.

B16.5 Steel Pipe Flanges, Flanged Valves and Fittings ANSI American National

Standards Institute


B16-10 Face-to-Face and End-to-End Dimensions of Ferrous Valves

ASME American Society of B31.1 Power Piping

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE Mechanical Engineers B31.3 Process Piping / Chemical Plant and Petroleum

Refinery Piping 2.401.01 (1987) Simbología de equipo de proceso. Especificaciones

de PEMEX 2.425.01 (1991) Sistemas de tuberías en plantas industriales. Sistema de protección anticorrosivo basada en recubrimientos

NRF-004-PEMEX-2003 Protección con recubrimientos anticorrosivos a instalaciones superficiales de ductos (Revisión 1).

NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas.


NRF-053-PEMEX-2005 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales.

Flexibilidad de tuberías

661 Air Cooled Heat Exchanger for General Refinery Service

610 Centrifugal pumps for General Refinery Services Paragraph 2.0 (Addition)

611 General Purpose Steam Turbines for Refinery Services Appendix G (Addition)


617 Centrifugal Compressors for General Refinery Services Chapter 1, Paragraph 1.6.4 Addition)

NEMA National Electrical


SM23 Steam Turbines for Mechanical Drive Service

ASCE American


ASCE 7 Manual of Civil Work Design of the Federal Commission of Electricity, 1993 Edition

B31.1 Power Piping ASME American Society of


B31.3 Process Piping / Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping

Tubería subterránea para drenaje. Requerimientos de diseño NFPA


Association

24 Private Fire Service Mains and their Appurtenances

Requerimientos para equipos de medición de nivel de ruido

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE ISO

International Organization for Standardization

ISO 3740-(2000) Acoustics / Determination of sound power levels of noise sources / Guidelines for the use of basic

standards.

RP 531M Measurement of Noise from Fired Process Heaters

API American Petroleum Institute RP 631M Measurement of Noise from Air-cooled Heat

Exchangers S1.1 Acoustical Terminology

S1.2 Method for Physical Measurements of Sound, 1962 (reaffirmed 1976).

S1.4 Specification for Sound Level Meters, 1971 (reaffirmed1976).

S1.6 Preferred Frequencies and Band Numbers for Acoustical Measurement

S1.8 Preferred Reference Quantities for Acoustical Levels

S1.10 Calibration of Microphones, Method for the

S1.11 Specifications for Octave, Half-Octave, and Third Octave Band Filter Sets, 1966 (reaffirmed 1976)

S1.13 Methods for Measurement of Sound Pressure Levels, 1971 (reaffirmed 1976)

S1.21 Methods for the Determination of Sound Power

Levels of Small Sources in Reverberation Rooms, 1972


Standards Institute

S6.1 Qualifying a Sound Data Acquisition System Aislamiento para control de ruido para tubería y equipo

C335 Test Method for Steady-State Heat Transfer Properties of Horizontal Pipe Insulation

C547 Specification for Mineral Fiber Preformed Pipe Insulation

C585 Practice for Inner and Outer Diameters of Rigid Thermal Insulation for Nominal Size of Pipe and

Tubing (NPS System)

C612 Specification for Mineral Fiber Block and Board Thermal Insulation

C795 Specification for Wicking-Type Thermal Insulation for Use Over Austenitic Stainless Steel


Materials

C871 Test Methods for Chemical Analysis of Thermal

Insulation Materials for Leachable Chloride, Fluoride, Silicate and Sodium Ions

Rev. No. 1


Proyecto:






E136 Test Method for Behavior of Materials in a Vertical Tube Furnace at 750°C

Bombas centrífugas Normas de Referencia NRF-050-PEMEX-2001 Bombas centrífugas.

NRF-095-PEMEX-2005 Motores Eléctricos

B-73.1 Specification for Horizontal, End Suction Centrifugal Pumps for Chemical Process

B-73.2 Specification for Vertical In-line Centrifugal Pumps for Chemical Process


Mechanical Engineers E-101 Deep Well Vertical Turbine Pumps - Line Shaft

and Submersible Types API


610 Centrifugal pumps for General Refinery Services

Bombas de desplazamiento positivo API


676 Positive Displacement Pumps-Rotary Paragraph 1.5.4 (Revision)

Bombas reciprocantes Especificaciones

de PEMEX 2.331.02 (1970) Bombas reciprocantes.

Bombas rotatorias Especificaciones

de PEMEX 2.331.03 (1988) Bombas rotatorias.

Compresores axiales y centrífugos API


617 Centrifugal Compressors for General Refinery Services Chapter 1, Paragraph 1.6.4 Addition)

Compresores centrífugos ISO-10439-2002 Centrifugal compressors. ISO


ISO-10442-2002 Integrally geared centrifugal air compressors.

Compresores de desplazamiento positivo ISO


ISO-10440-2-2001 Positive displacement compressors.

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE Compresores reciprocantes


618 Reciprocating Compressors for General Refinery Services Paragraph 1.5.2 (Revision)

Compresores rotatorios API


619 Rotary-Type Positive-Displacement Compressors

for Petroleum, Petrochemical, and Natural Gas Industries, Paragraph 2.4 (Addition)

Engranajes con propósito especial API


613 Special Purpose Gear Units for Petroleum,

Chemical and Gas Industry Services, 5th Edition, February, 2003 Paragraph 1.6.6 (Addition)

Engranajes con propósito general API


677 General-purpose Gear Units for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services, Third

Edition Paragraph 1.5.3 (revision)

Turbinas de propósito especial ISO


ISO-10437-2003 Steam turbines-Special purpose applications.

Especificaciones de PEMEX 2.335.01 (1973) Turbinas de vapor para servicio especial.

Turbinas de propósito general ISO


ISO-10436-1993 General purpose steam turbines for refinery service.



B46.1 Surface Texture (Surface Roughness, Waviness, and Lay)


611 General Purpose Steam Turbines for Refinery Services Appendix G (Addition)

Equipos rotatorios y reciprocantes (proyectos y obras)

Rev. No. 1


Proyecto:






2.333.04 (1991) Sistemas de aceite de lubricación, control y sello de flechas. Especificaciones

de PEMEX 2.335.02 (1991) Turbinas de vapor para servicio general. Intercambiadores de coraza y tubos TEMA Tubular

Exchanger Manufacturer's

Association

Código TEMA

ISO International

Organization for Standardization

ISO 16812-(2002) Petroleum and natural gas industries. Shell and Tube Heat Exchangers.


660 Heat Exchangers for General Refining Services

B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings

B16.47 Large Diameter Steel Flanges Section II Material Specifications Section V Nondestructive Examination

Section VIII, Div. 1 Pressure Vessels



Section IX Welding and Brazing Qualifications Soldadura de equipo

Section II Material Specifications Section V Nondestructive Examination

Section VIII, Div. 1 Pressure Vessels


Mechanical Engineers Section IX Welding and Brazing Qualifications

NMX-H-077-1984 Soldadura - Electrodos de acero al carbono recubiertos, para soldadura por arco eléctrico. Normas

Mexicanas NMX-H-086-1984 Soldadura - Electrodos de acero de baja aleación,

recubiertos, para soldadura por arco eléctrico.

620 Design and Construction of Large, Welded, Low Pressure Storage Tanks,

API American Petroleum Institute 650 Welded Steel Tanks for Oil Storage.

E10 Standard Test Method for Brinell Hardness Test of Metallic Materials


Materials E23

Standard Test Methods for Notched Bar Impact Testing of Metallic

Materials

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE ASNT

American Society for

Nondestructive Testing

SNT-TC-1A Recommended Practice

Lubricantes y sistemas de control de aceite y auxiliares API


614

Lubrication, Shaft-Sealing, and Control-oil Systems and Auxiliaries for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services Chapter 1, Paragraph

4.2 (Revision) Materiales (proyectos y obras) Especificaciones

de PEMEX 2.317.02 (1985) Válvulas de compuerta de paso completo y tipo venturi.

Materiales de aislamiento y aplicación. Servicio frío

C168 Definitions of Terms Relating to Thermal Insulating Materials

C177

Test Method for Steady-State Heat Flux Measurements and Thermal Transmission

Properties by Means of the Guarded Hot Plate Apparatus


C450

Recommended Practice for Prefabrication and Field Fabrication of Thermal Insulating Fitting Covers for NPS Piping, Vessel Lagging and

Dished Head Segments. C552 Specification for Cellular Glass Thermal-Insulation

C585 Practice for Inner and Outer Diameters of Rigid Thermal Insulation for Nominal Size of Pipe and

Tubing (NPS System)

C795 Specification for Wicking-Type Thermal Insulation for Use Over Austenitic Stainless Steel

B209 Specification for Wicking-Type Thermal Insulation for Use Over Austenitic

E84 Surface Burning Characteristics of Building Materials

E96 Water Vapor Transmission Of Material In Sheet Form


Materials

E398 Dynamic Rate Of Water Vapor Transmission Of Material In Sheet Form

Materiales de aislamiento y aplicación. Servicio caliente

Rev. No. 1


Proyecto:






C168 Definitions of Terms Relating to Thermal Insulating Materials

C177

Test Method for Steady-State Heat Flux Measurements and Thermal Transmission

Properties by Means of the Guarded Hot Plate Apparatus

C195 Mineral Fiber Insulating Cement


C449 Specification for Mineral Fiber Hydraulic-Setting Thermal Insulating and Finishing Cement

C450

Recommended Practice for Prefabrication and Field Fabrication of Thermal Insulating Fitting Covers for NPS Piping, Vessel Lagging and

Dished Head Segments.

C547 Specification for Mineral Fiber Preformed Pipe Insulation

C552 Specification for Cellular Glass Thermal-Insulation

C592 Specification for Mineral Fiber Blanket Insulation and Blanket-Type Pipe Insulation

C612 Specification for Mineral Fiber Block and Board Thermal Insulation


Materials

C795 Specification for Wicking-Type Thermal Insulation

for Use Over Austenitic Stainless Steel

Recipientes, válvulas de control y de seguridad Normatividad de


(1998) Criterios para la instalación de válvulas de

aislamiento de activación remota. Normas de Referencia NFR-152-PEMEX-2006 Actuadores para válvulas

Válvulas de control Normas de Referencia NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de tuberías en plantas industriales

diseño y especificaciones de materiales.

A105/A105M-05 Standard Specification for Carbon Steel Forgings for Piping Applications


Materials A216/A216M-07

Standard Specification for Steel Castings, Carbon, Suitable for Fusion Welding, for High-

Temperature Service Especificaciones

de PEMEX 2.317.01 (1983) Lista de equivalencias de válvulas.

Válvulas de aislamiento de grandes inventarios ANSI B16.5 Steel Pipe Flanges, Flanged Valves and Fittings

Rev. No. 1


Proyecto:






B16.47 Large Diameter Steel Flanges: NPS 26 through NPS 60

B31.1 Power Piping

American National

Standards Institute B31.3

Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping

ISO International


ISO-5752 (1982) Metal valves for use in flanged pipe

systems -- Face-to-face and centre-to-face dimensions

6D, 23rd Edition Pipeline Valves

607 Testing of Valves—Fire Type-testing Requirements

API American Petroleum Institute 609 Butterfly Valves

Section III Rules for Construction of Nuclear Facility Components



Section VIII Pressure Vessels

Recubrimientos a prueba de fuego Normas de Referencia NRF-065-PEMEX-2006 Recubrimientos a base de cemento aprueba de

Fuego en estructuras y soportes de equipos. ASTM

American Society for Testing and

Materials

C150 Specification for Portland Cement

STD 318 Building Code Requirements for Reinforced Concrete

ACI American Concrete Institute STD 506 Guide to Shotcrete

UL Underwriters Laboratories

UL-1709 Units and Systems

Otros NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida Normas

Oficiales Mexicanas NOM-009-ENER-1995 Eficiencia energética en aislamientos térmicos

industriales

ISO-10628 (1997) Flow Diagrams for Process Plants / General Rules First Edition

ISO-7183-1 Compressed air dryers - Specification and testing.

ISO International

Organization for Standardization ISO-7183-2 Compressed airdryers - Performance ratings.

Rev. No. 1


Proyecto:






NRF-017-PEMEX-2001 Protección catódica de tanques de almacenamiento.

NRF-027-PEMEX-2001 Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja

temperatura.

NRF-034-PEMEX-2003 Aislamientos térmicos para altas temperaturas en equipos, recipientes y tubería superficial.


NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica.

2.445.02 (1990) Torres de enfriamiento. Especificaciones de PEMEX 3.313.01 (1990) Aplicación de aislamientos térmicos.

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.3 Normatividad utilizada en el proyecto eléctrico

ORGANISMO CLAVE NOMBRE Alumbrado (proyectos y obras) Especificación

PEMEX 2.231.01 (2.346.06)-1987 Alumbrado en instalaciones industriales.

Centro de control de motores de menos de 600 V

ICS 1 Industrial Control and Systems General Requirements

ICS 2 Standards for Industrial Control Devices,

Controllers and Assemblies - Part ICS 2-230, Components for Solid State Logic Systems

ISC 3 Industrial Systems - Part ICS 3-304, Standards for Programmable Controllers

ICS 4 Industrial Control and Systems Terminal Blocks



ISC 6 Enclosures for Industrial Controls & Systems UL

Underwriters Laboratories

UL-845 Motor Control Centres

NFPA National Fire

Protection Association

70 National Electrical Code

Caja metálica para interruptor abajo de 600 V IEEE

Institute of Electrical Electronic Engineers

IEEE C37.20.1 Standard for Metal-Enclosed Low-Voltage Power Circuit Breaker Switchgear

Caja metálica para interruptor de 2400 V y superior

IEEE C37.20.2 Standard for Metal-Clad and Station-Type Cubicle Switchgear

IEEE Institute of Electrical Electronic Engineers

IEEE C37.23 Metal-Enclosed Bus and Calculating Losses in Isolated Phase Bus

Centro de control de motores de voltaje medio

ICS 1 Industrial Control and Systems General Requirements



ICS 4 Industrial Control and Systems Terminal Blocks



ICS 5 Industrial Control and Systems Enclosures

Rev. No. 1


Proyecto:






IEEE C57.13 Requirements for Industrial Transformers

Transformadores eléctricos Normas Oficiales

Mexicanas NOM-002-SEDE--1999 Requisitos de seguridad y eficiencia energética

para transformadores de distribución.

IEC-60076--1-(2000) Power Transformers 1 Part 1: General Edition

2.1; Edition 2:1993 Consolidated with Arnendment 1:1999.

IEC-60076-3-(2000-03) Power transformers - Part 3: Insulation levels, dielectric tests and external clearances in air.

Second Edition.

IEC International

Electrotechnical Commission

IEC-60076-8-(1997) Power Transformers / Application Guide. First Edition.


Standards Institute

C57.12.10

Safety Requirements 230 kV and Below, 833/958Through 8333/10417 kVA, Single-Phase, and 750/862 Through 60,000/80,000/100,000 kVA, Three-Phase Without Load Tap Changing; and

3750/4687 Through 60,000/80,000/100,000 kVA With Load Tap Changing

IEEE C57.12.00 Standard General Requirements for Liquid-

Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers

IEEE C57.12.13 Liquid-Filled Transformers Used in Unit Installations Including Unit Substations,

Conformance Standard For

IEEE C57.12.90

Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers; and Guide for Short-Circuit Testing of Distribution

and Power Transformers IEEE C57.13 Requirements for Industrial Transformers

IEEE C57.104 Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformers


IEEE C57.111 Guide for Acceptance of Silicone Insulating Fluid and Its Maintenance in Transformers

NMX-J-109-1977 Transformadores de corriente. NMX-J-168-1980 Transformadores de potencial.

NMX-J-169-1997-ANCE Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia - Métodos de prueba.

Normas Mexicanas

NMX-J-263-1977 Métodos de prueba para transformadores de corriente.

Rev. No. 1


Proyecto:





NMX-J-41 0-1982. Guía para, instalación y mantenimiento de transformadores sumergidos en aceite.

Especificación PEMEX 2.251.02 (1987)

Evaluación de características y valores de garantía de transformadores de distribución y

potencia. Criterios de diseño para trabajos eléctricos

NOM-001-SEDE-1999 Instalaciones eléctricas (utilización).

NOM-003-SCFI-2000 Protocolos eléctricos. Especificaciones de seguridad

NOM-007-ENER-1995 Eficiencia energética para sistemas de alumbrado

en edificios no residenciales (Nota: aplicar solo para sistemas de control de alumbrado)

NOM-017-ENER-1997 Eficiencia energética de lámparas fluorescentes compactas. Límites y métodos de prueba.

NOM-063-SCFI-2001 Conductores. Requisitos de seguridad

Normas Oficiales

Mexicanas

NOM-064-SCFI-2000 Luminarias para uso en interiores y exteriores. Especificaciones de seguridad y métodos de

prueba

IEC-61800-4-(2002)

Adjustable speed electrical power drive systems/Part 4. General requirements/Rating

specifications for a.c. power drive systems above 1000 V a.c and not exceeding 35KV. First Edition.

IEC-62040-1-1 (2002) Uninterruptible Power Systems: General and safety requirements for UPS used in operator

access area.

IEC International


IEC-62040-2-(1999) Uninterruptible Power Systems (UPS) / Part 2.

Electromagnetic compatibility (EMC) requirements. First Edition.

NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. Normas de

Referencia NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.

RP 540 Electrical Installations in Petroleum Processing Plants

RP 500

Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum

Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2.


RP 2003 Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents

70 National Electrical Code NFPA National Fire


497 Classifications of Class I Hazardous Classified

Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas

Rev. No. 1


Proyecto:





780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems



VE1, VE2 Cable Tray Systems

FAA Federal Aviation

Administration

70/7460-1 Advisory Circular

Obstruction Marking and Lighting (of structures for aircraft avoidance)

NMX-J-010-1996-ANCE Conductores con aislamiento termoplástico a

base de policloruro de vinilo, para instalaciones hasta 600 Volts - Especificaciones.

NMX-J-019-1998-ANCE Lámparas incandescentes de filamento metálico para alumbrado general.

NMX-J-035-ANCE-2001 Conductores - Alambres de cobre semiduro para usos eléctricos Especificaciones.

NMX-J-061-1995-ANCE Cables multiconductores para distribución aérea en baja tensión Especificaciones.

NMX-J-098-ANCE-1999 Sistemas eléctricos de potencia - Suministro - Tensiones eléctricas normalizadas.

NMX-J-118/1-ANCE-2000 Tableros de alumbrado y distribución en baja tensión - Especificaciones·y métodos de prueba.

NMX-J-118/2-ANCE-2000 Tableros de distribución de fuerza en baja tensión - Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-123-ANCE-2001 Aceites minerales aislantes para transformadores

- Especificaciones, muestreo y métodos de prueba.

NMX-J-142-ANCE-2000

Cables de energía de pantalla metálica aislados con polietileno de cadena cruzada o a base de etileno-propileno, para tensiones de 5 a 115kV.

Especificaciones y métodos de prueba

NMX-J-148-ANCE-2001 Electroductos- especificaciones y método de prueba.

NMX-J-170-ANCE-2002 Conectadores de tipo compresión para líneas aéreas - Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-199-ANCE-2002

Terminales para cable aislado con pantalla para uso interior y exterior, 2.5 kV a 230 kV en

corriente alterna - Especificaciones y métodos de prueba.

Normas Mexicanas

NMX-J-203-1996-ANCE Capacitores de potencia en conexión paralelo - Especificaciones y métodos de prueba.

Rev. No. 1


Proyecto:





NMX--J-234-ANCE-2001 Boquillas de porcelana de alta y baja tensión para equipo de distribución, servicio exterior e interior -

Especificaciones.

NMX-J-235/1-ANCE-2000Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico Parte 1. Requerimientos generales-

Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-235/2-ANCE-2000 Envolventes (gabinetes) para uso en equipo

eléctrico Parte 2. Requerimientos específicos-Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-265-1977 Determinación de capacidad interruptiva para interruptores termomagnéticos.

NMX-J-266-ANCE-1999 Interruptores automáticos en caja moldeada - Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-284-1998-ANCE Transformadores de potencia- Especificaciones.

NMX-J-290-ANCE-1999 Arrancadores manuales, magnéticos y

contactores - Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-294-ANCE-2002 Conductores - Resistencia de aislamiento - Método de prueba.

NMX-J-295-ANCE-1999 Iluminación. - Lámparas fluorescentes para

alumbrado general - Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-359-1997-ANCE Luminarias para áreas clasificadas como peligrosas.

NMX-J-361-1979 Interruptores, selectores y lámparas indicadoras para aparatos de control industrial.

NMX-J-395-1998-ANCE Conectadores de cobre tipo mecánico - Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-438-ANCE-2003 Conductores - Cables de aislamiento de

policloruro de vinilo 75 ºC para alambrado de tableros - Especificaciones.

NMX-J-451-1995-ANCE

Cables de energía de baja tensión con aislamiento de polietileno de cadena cruzada o a base de etileno -: propileno, para Instalaciones

hasta de 600 volts - Especificaciones.

NMX-J-503-1998-ANCE Balastros para lámparas de vapor de sodio en alta presión - Especificaciones y métodos de

prueba.

NMX-J-508-ANCE- 2003 Artefactos eléctricos - Requisitos de seguridad - Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-511-ANCE-1999 Sistemas de soportes metálicos tipo charola para cables - Especificaciones y métodos de prueba.

Rev. No. 1


Proyecto:





NMX-J-515-ANCE-2001 Equipos de control y distribución - Requisitos generales de seguridad - Especificaciones y

métodos- de-prueba.

NMX-J-519-ANCE-1999 Empalmes para baja tensión-Especificaciones y métodos de prueba.

NMX-J-534-ANCE-2001

Tubos (conduit) de acero tipo pesado para la protección de conductores eléctricos y sus accesorios - Especificaciones y métodos de

prueba. 2.201.01 (1990) Símbolos eléctricos. 2.201.03 1990) Símbolos de comunicaciones eléctricas. 2.225.01 (1990) Canalizaciones eléctricas y telefónicas.

2.243.01 (2.346.17)-(1979)

Plantas turbogeneradoras de vapor de 25 MW a 125 MW.


2.251.01 (1991) Transformadores de distribución y potencia. Motores eléctricos

NOM-001-SEDE-1999 Instalaciones eléctricas (utilización). Normas Oficiales

Mexicanas NOM-016-ENER-2002

Eficiencia energética de motores de corriente alterna trifásicos de induccion tipo jaula de ardilla, de uso general, en potencia nominal de 0.746 a 343 kW. Límites, métodos de prueba y marcado

NMX-J-075/1-1994-ANCEMotores de inducción de corriente alterna del tipo

rotor en cortocircuito, en potencias de 0.062 a 373 kW. -Especificaciones.

NMX-J-075/2-1994-ANCEMotores de inducción de corriente alterna del tipo

rotor en cortocircuito, en potencias grandes - Especificaciones.

Normas Mexicanas

NMX-J-075/3-1994-ANCEMétodos de prueba para motores de inducción de corriente alterna de tipo de rotor en cortocircuito,

en potencias desde 0.062 kW.

NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales. Normas de

Referencia NRF-095-PEMEX-2005 Motores Eléctricos NFPA


Association

70 National Electrical Code

IEC International


IEC-60034-12-(2002) Rotating Electrical Machines/Part 12: Starting

Performance of Single/Speed Three/Phase Cage Induction Motors Second Edition.

API 541 Form-wound Squirrel-cage Induction Motors 500 Horse Power and Larger

Rev. No. 1


Proyecto:





American

Petroleum

Institute 546 Brushless Synchronous Macines-500kVA and

Larger



MG-1 Motors and Generators

NMX-J-353-ANCE-1999 Centros de control de motores-Especificaciones y métodos de prueba.

Normas Mexicanas NMX-J-433-ANCE-2005

Productos Eléctricos – Motores de Inducción, Trifásicos de corriente alterna de tipo jaula que

ardilla en potencias mayores de 373 KW, especificaciones y métodos de prueba

Especificación PEMEX 2.245.01 (1990) Control y protección de motores de inducción

hasta 600 volts. Motores y generadores

2.241.01 (1985) Motores eléctricos hasta 200 HP (incluyendo fe de erratas 1986). Especificación

PEMEX 2.241.02 (1988) Motores de inducción y síncronos mayores de 200 C.P.

Interruptores SF6 IEC

International Electrotechnical Commission

IEC-60694 Common specifications for high-voltage switchgear and controlgear standards

IEEE C37.04 Standard Rating Structure for AC High-Voltage

Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis

IEEE C37.06-2000

Standard for Switchgear--AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis--

Preferred Ratings and Related Required Capabilities


IEEE C37.20.2 Standard for Metal-Clad and Station-Type Cubicle Switchgear

Otros Normas Oficiales

Mexicanas NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.4 Normatividad utilizada en el sistema contra incendio

ORGANISMO CLAVE NOMBRE Especificaciones de seguridad industrial

DG-GPASl-SI-3610 (1996)

Diseño y construcción de redes de agua contra incendio en centros de trabajo de PEMEX.

DN.01.0.02 (1989) Extinguidores portátiles contra incendio en diferentes tipos de fuego.

DN.01.0.03 (1990) Requisitos mínimos de protección contra incendio

a base de agua mediante CASETAS con mangueras de 38 mm.

NO.01.0.10 (1975) Extinguidores portátiles contra incendio.

NO.01.0.12 (1972) Mangueras para servicio contra incendio en instalaciones industriales.

NO.01.0.15 (1978) Sistemas de aspersores para protección contra incendio.

Normatividad de PEMEX

NO.01.0.16 (1972) Medidas de Seguridad para evitar riesgos de ignición de mezclas inflamables debidos a la

electricidad estática.

NOM-002-STPS-2000 Condiciones de seguridad, prevención, protección y combate de incendios en los centros de trabajo.

NOM-100-STPS-1994 Seguridad- extinguidores contra incendio a base de polvo químico seco con presión contenida-

Especificación.

NOM-102-STPS-1994 Seguridad- extinguidores contra incendio a base de bióxido de carbono. Parte 1. Recipientes.

NOM-104-STPS-2001 Agentes extinguidores - Polvo químico seco tipo ABC a base de fosfato mono amónico.

Normas Oficiales

Mexicanas

NOM-106-STPS-1994 Seguridad- Agentes extinguidores- Polvo químico seco tipo BC, a base de bicarbonato de sodio.

Extinguidores contra incendio

NOM-002-STPS-2000 Condiciones de seguridad, prevención, protección y combate de incendios en los centros de trabajo.

NOM-100-STPS-1994 Seguridad- extinguidores contra incendio a base de polvo químico seco con presión contenida-

Especificación.

NOM-102-STPS-1994 Seguridad- extinguidores contra incendio a base de bióxido de carbono. Parte 1. Recipientes.

Normas Oficiales

Mexicanas

NOM-104-STPS-2001 Agentes extinguidores - Polvo químico seco tipo ABC a base de fosfato mono amónico.

Rev. No. 1


Proyecto:






NOM-106-STPS-1994 Seguridad- Agentes extinguidores- Polvo químico seco tipo BC, a base de bicarbonato de sodio.

DN.01.0.02 (1989) Extinguidores portátiles contra incendio en diferentes tipos de fuego. Normatividad de

PEMEX NO.01.0.10 (1975) Extinguidores portátiles contra incendio.

Red contra incendio Normatividad de

PEMEX DG-GPASl-SI-3610

(1996) Diseño y construcción de redes de agua contra

incendio en centros de trabajo de PEMEX.

NRF-015-PEMEX-2003Protección de áreas y tanques de

almacenamiento de productos inflamables y combustibles. Normas de

Referencia NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de tuberías en plantas industriales

diseño y especificaciones de materiales. Especificaciones

de PEMEX 2.431.01 (1986) Sistemas para agua de servicio contra incendio.

Recubrimientos a prueba de fuego Normas de Referencia NRF-065-PEMEX-2006 Recubrimientos a base de cemento a prueba de

Fuego en estructuras y soportes de equipos. ASTM

American Society for Testing and

Materials

C150 Specification for Portland Cement

STD 318 Building Code Requirements for Reinforced Concrete

ACI American Concrete Institute STD 506 Guide to Shotcrete


UL-1709 Units and Systems

Requerimientos y especificaciones para protección contra incendio

NRF-019-PEMEX-2001 Protección contra incendio en cuartos de control que contienen equipo electrónico. Normas de

Referencia NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica.

DG-GPASI-SI-3600 (1998)

Norma de Seguridad y contra incendio para tanques de almacenamiento de productos

inflamables y combustibles de PEMEX Refinación.

Normatividad de PEMEX

DG-GPASI-SI-2720 (1997)

Sistemas automáticos para la detección y alarma por fuego o por atmósferas riesgosas.

NFPA 10 Portable Fire Extinguishers

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE 15 Water Spray Fixed Systems for Fire Protection National Fire

Protection Association 24 Private Fire Service Mains and their

Appurtenances Sistema de detección de fuego y gas

Normas de Referencia NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de

fuego y/o atmósferas riesgosas SAAFAR NFPA


Association

72 National Fire Alarm Code

ISA 84.00.01 – 2004, Part 1

Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector – Part 1:

Framework, Definitions, System, Hardware and Software Requirements

ISA Instrumentation,

Systems and Automation

Society ISA-84.01 Application of Safety Instrumented Systems for the Process Industries

Otros Normas Oficiales


Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.5 Normatividad utilizada en la Instrumentación de la planta

ORGANISMO CLAVE NOMBRE Casetas para paquetes de analizadores

IEC-60079-0 (2000) Electrical apparatus for explosive gas

atmospheres, Part 0. General requirements. Edition 3.1


atmospheres, Part 1. Flameproof enclosures "D". Fourth Edition.


atmospheres, Part 2. Pressurized enclosures "p". Fourth Edition.


atmospheres, Part 5. Power filling "Q". Second Edition.


atmospheres, Part 6. Oil immersed. Second Edition.


atmospheres, Part 7. Increased safety "E". Third Edition.


atmospheres, Part 10. Classification of hazardous areas. Fourth Edition.


atmospheres, Part 11. Intrinsic safety '"i". Fourth Edition.


atmospheres, Part 15. Type of protection "N". Second Edition.

IEC-60079-16 (1990) Electrical apparatus for explosive Gas

Atmospheres, Part .16: Artificial Ventilation for the Protection of Analyzer(s) Houses First Edition.


atmospheres, Part 18. Encapsulation "m". First Edition.

IEC-60364-4-1 Equipment Safe Separation IEC-61000 Equipment Safe Separation

IEC International


IEC-61179 Flammable Gas Detectors

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE API


RP 555 Process Analyzers

DOT U.S. Department of Transportation

49 CFR Part 178 Shipping Container Specifications, Subpart C – Specifications for Cylinders

EEMUA Engineering

Equipment and Material Users

Association

138 Analyzer Systems

STD 2177 Analysis of Demethanized Hydrocarbon Liquid

Mixtures Containing Nitrogen and Carbon Dioxide by Gas Chromatography

GPA Gas Processors

Association STD 2261 Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatoraphy





Controladores lógicos programables C83.9 Racks, Panels and Associated Equipment ANSI

American National

Standards Institute

EIA RS-422 Electrical Characteristics of Balanced Voltage Digital Interface Circuits


IEEE C37.90a IEEE 472 and IEC 65A Part 5, Section 2.6.2.5 (Surge Withstand Capability)



Society

ISA-S50.1 Compatibility of Analog Signals for Electronic Industrial Process Instruments


UL-478 Standards for Electronic Data Processing

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE NEMA

National Electrical




Especificaciones de los controladores lógicos programables para sistemas instrumentados de seguridad























IEC International


IEC-60364-4-1 Equipment Safe Separation

Rev. No. 1


Proyecto:






IEC-60423 Conduits for Electrical Purposes – Outside

Diameters of Conduits for Electrical Installations and Threads for Conduits and Fittings

IEC-60529 Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code)

IEC-60801 Electromagnetic Compatibility for Industrial Process Measurement and Control Equipment

IEC-61131/1 (1992) Programmable Controllers / Part 1: General Information First Edition.

IEC-61131/2 (1992) Programmable Controllers / Part 2: Equipment Requirements and Tests First Edition.

IEC-61131/3 (1993) Programmable Controllers / Part 3: Programming Languages First Edition.

IEC-61131/4 (1995) Programmable Controllers / Part 4: User Guidelines First Edition.

IEC-61131/5. (2000) Programmable Controllers/Part 5: Communications First Edition.

IEC-61131/7 (2000) Programmable Controllers/Part 7: Fuzzy Control Programming First Edition.

IEC-61131/8 (2000) Programmable Controllers/Part 8: Guidelines for

the Application and Implementation of Programming Languages First Edition.

IEC-61508/1 (1998)

Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic

Safety/Related Systems I Part 1: General Requirements First Edition.

IEC-61508/2 (2000)


Safety/Related Systems 1 Part 2: Requirements for Electrical/Electronic/Programmable Electronic

Safety/ReIated Systems First Edition.

IEC-61508/3 (1998)


Safety/Related Systems/Part 3: Software Requirements First Edition.

IEC-61508/4 (1998)


Safety/Related Systems 1 Part 4: Definitions and Abbreviations First Edition.

Rev. No. 1


Proyecto:






IEC-61508/5 (1998)

Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety/Related Systems/Part 5: Examples of

Methods for the Determination of Safety Integrity- Levels. First Edition.

IEC-61508/6 (2000)

Functional Safety -of Electrical/Electronic/Programmable Electronic

Safety/Related Systems / Part 6: Guidelines on the Application of IEC 61508/2 and lEC 61508/3

First Edition,

IEC-61508/7 (2000)

Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety/Related Systems 1 Part 7: Overview of

Techniques and Measures First Edition.

NRF-045-PEMEX-2002 Determinación del nivel de integridad de

seguridad de los sistemas instrumentados de seguridad.

NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de Comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.

NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.


NRF-105-PEMEX-2005 Digital Measurement and Control Systems

C37.90A Guide for Surge Withstand Capability (SWC) Tests

C3.9.5 Safety Requirements for Electrical and Measuring Control Instrumentation

EIA RS-232C Communication Equipment Employing Serial Binary Data Interchange


EIA RS-485 Electrical Characteristics of Generators and

Receivers for Use in Balanced Digital Multipoint Systems

ASQC Q91 Quality Systems - Model for Quality Assurance in Design/Development, Production, Installation &

Servicing


Standards Institute

ASZC Q94 Quality Management & Quality System Elements-Guidelines




Manufacturers Association ISC 3 Industrial Systems - Part ICS 3-304, Standards for

Programmable Controllers

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE ISO


ISO 9000 Quality Management Systems / Fundamentals and Vocabulary Second Edition.

IEEE 472 Electrical Transient Protection

IEEE 488.2 Standard Codes, Formats, Protocols, and

Common Commands for Use With IEEE Standard 488.1

IEEE Institute of Electrical Electronic Engineers IEEE 730.1 Guide for Software Quality Assurance Planning

Especificaciones de los requerimientos de seguridad para los sistemas instrumentados de seguridad

ISA 84.00.01 – 2004, Part 1



ISA 84.00.01 – 2004, Part 2

Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector – Part 2: Guidelines for the Application of Part 1 -

Informative



Society

ISA 84.00.01 – 2004, Part 3


Guidance for the Determination of the Required Safety Integrity Levels -Informative

NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas riesgosas SAAFAR

NRF-045-PEMEX-2002 Determinación del nivel de integridad de

seguridad de los sistemas instrumentados de seguridad.




NRF-105-PEMEX-2005 Digital Measurement and Control Systems Especificaciones para el sistema de control distribuido

ISO International


ISO 9000 Quality Management Systems / Fundamentals and Vocabulary Second Edition.

IEC International

Electrotechnical IEC-60079-0 (2000)

Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, Part 0. General requirements.

Edition 3.1

Rev. No. 1


Proyecto:


























IEC-60364-4-1 Equipment Safe Separation

IEC-60423 Conduits for Electrical Purposes – Outside

Diameters of Conduits for Electrical Installations and Threads for Conduits and Fittings

IEC-60529 Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code)

Commission

IEC-60801 Electromagnetic Compatibility for Industrial Process Measurementand Control Equipment

C37.90A Guide for Surge Withstand Capability (SWC) Tests


Standards C3.9.5 Safety Requirements for Electrical and Measuring Control Instrumentation

Rev. No. 1


Proyecto:






EIA RS-232C Communication Equipment Employing Serial Binary Data Interchange


EIA RS-485 Electrical Characteristics of Generators and

Receivers for Use in Balanced Digital Multipoint Systems

ASQC Q91 Quality Systems - Model for Quality Assurance in Design/Development, Production, Installation &

Servicing

Institute

ASZC Q94 Quality Management & Quality System Elements-Guidelines

IEEE 472 Electrical Transient Protection

IEEE 488.1 Standard Digital Interface for Programmable Instrumentation

IEEE 488.2 Standard Codes, Formats, Protocols, and

Common Commands for Use With IEEE Standard 488.1


IEEE 730.1 Guide for Software Quality Assurance Planning




Manufacturers Association ISC 3 Industrial Systems - Part ICS 3-304, Standards for

Programmable Controllers ISA

Instrumentation, Systems and Automation

Society

ISA RP S5.3 Graphics Symbols for Distributed Control / Shared Display, Instrumentation and Computer System.




NRF-105-PEMEX-2005 Digital Measurement and Control Systems Especificaciones de seguridad industrial

Normatividad PEMEX

DG-GPASI-SI-6910 (1995)

Diseño de la instrumentación y protecciones en los recipientes a presión para almacenamiento de

gas licuado del petróleo. Instalación de instrumentos

ISO International


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

Rev. No. 1


Proyecto:






ISO-15156 Parts 1, 2 and 3

Petroleum and Natural Gas Industries Materials for use in H2S containing Environments in Oil and

Gas Production, Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials, Part 2: Cracking-resistant carbon and low alloy steels,

and the use of cast irons, Part 3: Cracking-resistant CRA’s (corrosion-resistant alloys and

other alloys) Section VIII, Div. 1 Pressure Vessels


B16.47 Large Diameter Steel Flanges


PTC 19.3 Performance Test Code: Temperature Measurement, Instruments and Apparatus



PTC 25.3 Performance Test Code: Terminology for Pressure Relief Devices

RP 520 Sizing Selection Installation of Pressure Relieving Devices in Refineries Part I, Sizing and Selection

- Fifth edition.

RP 520 Sizing Selection and installation of Pressure

Relieving Devices in Refineries, Part II Installation Third Edition.

RP 521 Guides for Pressure Relief and Depressuring Systems - Third Edition

MPMS 5.3

Manual of Petroleum Measurement Standard Chapter 5 – Liquid Metering Section 3 –

Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters

MPMS 5.2 Manual of Petroleum Measurement Chapter 5 -

Liquid Metering Section 2 – Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters


MPMS 14.3

Manual of Petroleum Measurement standards Chapter 14 Natural Gas Fluid Measurements

Section 3 - Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids

NFPA National Fire


85 Boiler and Combustion Systems Hazards Code

ISA-5.1 Instrumentation Symbols and Identification ISA Instrumentation, ISA-5.2 Binary Logic Diagrams for Process Operations

Rev. No. 1


Proyecto:






ISA-5.3 Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display Instrumentation, Logic and Computer

Systems ISA-5.4 Instrument Loop Diagrams ISA-5.5 Graphic Symbols for Process Display

ISA-7.0.01 Quality Standard for Instrument Air

ISA-12.01.01 Definitions and Information Pertaining to Electrical Apparatus in Hazardous (Classified) Locations

ISA-RP12.2.02 Recommendations for the Preparation, Content

and Organization of Intrinsic Safety Control Drawings

ISA-RP12.4 Pressurized Enclosures

ISA-RP12.06.01 Recommended Practices for Wiring Methods for Hazardous (Classified) Locations Instrumentation

Part 1: Intrinsic Safety

ISA-12.1 Area Classification in Hazardous (Classified) Dust Locations

ISA-12.12.01 Nonincendive Electrical Equipment for Use in

Class I & II, Division 2 and Class III, Divisions 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations

ISA-S12.13.01 Performance Requirement for Combustible Gas Detectors

ISA-RP16.1,2,3

Terminology, Dimensions and Safety Practices for Indicating Variable Meters (Rotameters) RP16.1

Glass Tube, RP16.2 Metal Tube, RP16.3 Extension Type Glass Tube Recommended

Practice

ISA-RP16.4 Recommended Practice Nomenclature and

Terminology for Extension Type Variable Area (Rotameters)

ISA RP16.5 Recommended Practice Installation, Operation,

Maintenance Instructions for Glass Tube Variable Area Meters (Rotameters)

ISA-RP16.6 Recommended Practice Methods and Equipment

for Calibration of Variable Area Meter (Rotameters)

ISA-18.1 Annunciator Sequences and Specifications

ISA-20 Specification Forms for Process Measurement

and Control Instruments, Primary Elements and Control Valves

ISA-RP31.1 Specification, Installation and Calibration of Turbine Flowmeters


Society

ISA-RP42.00.01 Nomenclature for Instrument Tube Fittings

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE ISA-51 Process Instrumentation Terminology

ISA-RP60.1 Control Center Facilities ISA-RP60.2 Control Center Design Guide and Terminology ISA-RP60.3 Human Engineering for Control Centers ISA-RP60.6 Nameplates, Labels and Tags for Control CentersISA-RP60.8 Electrical Guide for Control Centers ISA-RP60.9 Piping Guide for Control Centers

ISA-71.01 Environmental Conditions for Process

Measurement and Control Systems: Temperature and Humidity

ISA-71.02 Environmental Conditions for Process Measurement and Control Systems: Power


Measurement and Control Systems: Mechanical Influences


Measurement and Control Systems: Airborne Contaminants

ISA-RP74.01 Application and Installation of Continuous-Belt Weighbridge Scales

ISA RP75.06 Recommended Practice Control Valve Manifold Designs

NOM-005-CNA-1996 Fluxómetros Especificaciones y métodos de prueba

NOM-013-SCFI-1993 Instrumentos de medición. Manómetros con elemento elástico. Especificaciones Normas

Oficiales Mexicanas

NOM-027-SEDG-1996

Controles primarios y controles programadores de seguridad contra falla de flama para quemadores de gas natural, gas L.P., diesel o combustóleo, con detección de flama por medios electrónicos

(fotoceldas, fototubos o por detección de la ionización de la flama).

NMX-CH-001-2-1993-SCFI

Medición de flujo de agua en conductos cerrados de sistemas hidráulicos - Medidores para agua potable fría - parte 2: Requisitos de instalación.


Medición de flujo de agua en conductos cerrados de sistemas hidráulicos - Medidores para agua

potable fría - parte 3: Equipo y métodos de prueba.

Normas Mexicanas


Medición de flujo de agua en conductos cerrados de sistemas hidráulicos Medidores para agua potable fría- parte 4: Pruebas de influencia del

campo magnético

Rev. No. 1


Proyecto:






NMX-CH-003-1993SCFI

Instrumentos de medición - Manómetros de presión, vacuómetros y monovacuómetros indicadores y registradores con elementos

elásticos (instrumentos ordinarios).

NMX-CH-007-1972 Sistemas terminales aplicados como elementos primarios de medición.

NMX-CH-026-1967 Calidad y funcionamiento de manómetros NMX-CH-036-1994-

SCFI Instrumentos-de medición -Indicadores de

carátula.

NMX-CH-058-1994-SCFI

Instrumentos de medición - Manómetros con elemento elástico - Método de calibración con

balanza de pesos muertos. NMX-CH-060-1996-

IMNC Mediciones de presión -Terminología.

NMX-CH-064-1996-IMNC Mediciones de temperatura - Definiciones.

NMX-CH-070-1993- SCFI

Instrumentos de medición Termómetros bimetálicos de carátula

Especificaciones de PEMEX 3.451.03 (1975) Instalación de medidores de flujo de presión

diferencial. Normatividad


(1997) Sistemas automáticos para la detección y alarma

por fuego o por atmósferas riesgosas.













IEC International




Rev. No. 1


Proyecto:














Instrumentos y mecanismos de protección. Diseño ASME

American Society of



IEC International


IEC-61158 Digital data communications for measurement

and control - Fieldbus for use in industrial control syslems.

Paneles de control local, consolas y componentes 70 National Electrical Code NFPA


Association 496 Purged Enclosures for Electrical Equipment



ISC 6 Enclosures for Industrial Controls & Systems

Otros

IEC-61784-1

Digital data communication for measurement and control- Part 1. Profile sets for continuous and

discrete manufacturing relative too fieldbus use in industrial control systems.

IEC International

Electrotechnical Commission IEC-61800-4-(2002)

Adjustable speed electrical power drive systems/Part 4. General requirements/Rating

specifications for a.c. power drive systems above 1000 V a.c and not exceeding 35KV. First Edition.

Rev. No. 1


Proyecto:





ORGANISMO CLAVE NOMBRE Normas Oficiales


Especificaciones de PEMEX 2.453.01 (1970) Sistemas de aire para instrumentos (Cancela y

sustituye a la Especificación 2.607.11).

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.6 Normatividad utilizada en el Sistema de desfogue

ORGANISMO CLAVE NOMBRE Especificaciones de seguridad industrial

Normas Oficiales

Mexicanas NOM-093-SCFI-1994

Válvulas de relevo de presión (seguridad, seguridad-alivio y alivio) operadas por resorte y

piloto, fabricadas de acero y bronce.

DN.09.0.09 (1990) Dictamen normativo para el uso de venteos y atajallamas en tanques de almacenamiento

atmosféricos.

GPEI-IT-0203 (1989) Especificaciones mínimas de seguridad para sistemas de desfogue.

DG-GPASI-SI-2720 (1997)

Sistemas automáticos para la detección y alarma por fuego o por atmósferas riesgosas.

DG-GPASI-SI-6910 (1995)

Diseño de la instrumentación y protecciones en los recipientes a presión para almacenamiento de

gas licuado del petróleo.

Normatividad PEMEX

DN.07.0.04 (1990) Selección del sellado óptimo perimetral para

techos externos flotantes en tanque de almacenamiento.

Safety Integrity Level (SIL)

IEC-61511 Part 1 Safety instrumented systems for the process

industry sector - Part 1: Framework, definitions, system, hardware and software requirements

IEC-61511 Part 2 Safety instrumented systems for the process

industry sector - Part 2: Guidelines for the application of IEC 61511-1

IEC International


IEC-61511 Part 3

Safety instrumented systems for the process industry sector - Part 3: Guidance for the

determination of the required safety integrity levels

ISA-84.00.01 Part 1

Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector - Part 1:


ISA-84.00.01 Part 2

Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector - Part 2:

Guidelines for the Application of ANSI/ISA-84.00.01-2004 Part 1 (IEC 61511-1 Mod) -

Informative



Society

ISA-84.00.01 Part 3

Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector - Part 3: Guidance

for the Determiniation of the Required Safety Integrity Levels - Informative

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.7 Normatividad utilizada – Medio ambiente y seguridad industrial

ORGANISMO CLAVE NOMBRE Especificaciones de seguridad industrial, salud ocupacional y protección ambiental

CNA NOM-006-CNA-1997 Fosas sépticas prefabricadas-Especificaciones y métodos de prueba

NOM-003-SCT2-2000

Características de las etiquetas de envases y embalajes destinadas al transporte de

sustancias, materiales y residuos peligrosos.

NOM-004-SCT2-2000Sistema de identificación de unidades destinadas al transporte terrestre de


NOM-005-SCT2-2000Información de emergencia para el transporte terrestre de substancias,


NOM-006-SCT2-2000

Aspectos básicos para la revisión ocular diaria de la unidad destinada al

autotransporte de materiales y residuos peligrosos.

NOM-007-SCT2-2002Marcado de envases y embalajes

destinados al transporte de substancias y residuos peligrosos.

NOM-010-SCT2-1994

Disposiciones de compatibilidad y segregación, para el almacenamiento y transporte de substancias, materiales y

residuos peligrosos.

NOM-011-SCT2-1994Condiciones para el transporte de las

substancias, materiales y residuos peligrosos en cantidades limitadas.

NOM-019-SCT2-1994

Disposiciones generales para la limpieza y control de remanentes de substancias y residuos peligrosos en las unidades que

transportan materiales y residuos peligrosos.

Normas Oficiales

Mexicanas SCT

NOM-023-SCT2-1994

Información técnica que debe contener la placa que portarán los autotanques,

recipientes metálicos intermedios para granel (RIG) y envases de capacidad mayor

a 450 litros que transportan materiales y residuos peligrosos.

Rev. No. 1


Proyecto:





NRF-009-PEMEX-2004

Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de

almacenamiento. Normas de Referencia

NRF-023-PEMEX-2001

Medidas de seguridad, higiene y protección ambiental para Contratistas que desarrollen

trabajos en edificios administrativos de PEMEX y tipos Subsidiarios.

Especificaciones de seguridad industrial

NOM-001-STPS-1999Edificios, locales, instalaciones y áreas en los centros de trabajo. –Condiciones de

seguridad e higiene.

NOM-002-STPS-2000Condiciones de seguridad, prevención,

protección y combate de incendios en los centros de trabajo.

NOM-004-STPS-1999

Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la maquinaria y equipo que se

utilice en los centros de trabajo. (Con la entrada en vigor de la presente Norma se cancelan las siguientes Normas Oficiales Mexicanas: NOM-107-STPS-1994, NOM-108-STPS-1994, NOM-109-STPS-1994, NOM-110-STPS-1994, NOM-111-STPS-

1994, NOM-112-STPS-1994}.

NOM-005-STPS-1998

Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de

sustancias químicas peligrosas.

NOM-006-STPS-2000Manejo y almacenamiento de materiales. -

Condiciones y Procedimientos de seguridad (cancela a la NOM-006-STPS-1993).

NOM-009-STPS-19'99Equipo suspendido de acceso - Instalación, operación y mantenimiento Condiciones de

seguridad.

NOM-010-STPS-1999

Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se manejen, transporten, procesen o almacenen

sustancias químicas capaces de generar contaminación en el medio ambiente

laboral.

NOM-011-STPS-2P01 Condiciones de seguridad e higiene en los centro de trabajo donde se genere ruido.

Normas Oficiales

Mexicanas STPS

NOM-012-STPS"1999 Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se produzcan,

Rev. No. 1


Proyecto:





usen, manejen, almacenen o transporten fuentes de radiaciones ionizantes.

NOM-013-STPS-1993

Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se generen radiaciones electromagnéticas no

ionizantes.

NOM-015-STPS-2001 Condiciones térmicas elevadas o abatidas - Condiciones de seguridad e higiene.

NOM-017-STPS-2001 Equipo de protección personal Selección, uso y manejo en los centros de trabajo.

NOM-018-STPS-2000

Sistema para la identificación y comunicación de. Peligros y riesgos por sustancias químicas peligrosas en los

centros de trabajo.

NOM-021-STPS-1993

Relativa a los requerimientos y características de los informes de los riesgos de trabajo que ocurran, para

integrar las estadísticas.

NOM-022-STPS-1999Electricidad estática en los centros de trabajo - Condiciones de seguridad e

higiene.

NOM-024-STPS-2001 Vibraciones - Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo.

NOM-025-STPS-1999 Condiciones de iluminación en los centros de trabajo.

NOM-026-STPS-1998Colores y señales de seguridad e higiene, e

identificación, de riesgos por fluidos conducidos en tuberías.

NOM-027-STPS-2000 Soldadura y corte- Condiciones de seguridad e higiene.

NOM-113-STPS-1994 Calzado de protección.

NOM-115-STPS-1994 Cascos de protección- Especificaciones métodos de prueba y clasificación.

NOM-116-STPS-1.994 Seguridad- Respiradores purificadores de aire contra partículas nocivas.

NUCL NOM-025/2-NUCL-1996

Requisitos para equipos de radiografía industrial. Parte 2: Operación.

NRF-006-PEMEX-2002

Ropa de trabajo para los trabajadores de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios. NRF-007-PEMEX-

2000 Lentes y goggles de seguridad. Protección

primaria de los ojos.


NRF-024-PEMEX-2001

Requisitos mínimos para cinturones, bandolas, arneses, líneas de sujeción y

Rev. No. 1


Proyecto:





líneas de vida.

NRF-029-PEMEX-2002

Señales de seguridad e higiene para los edificios administrativos de Petróleos

Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

NMX-W-144-1996 Escaleras metálicas portátiles-

recomendaciones para selección, uso y cuidado. Normas Mexicanas

NMX-W-147-1996 Escaleras metálicas portátiles - información de seguridad.

DN.09.0.09 (1990) Dictamen normativo para el uso de venteos

y atajallamas en tanques de almacenamiento atmosféricos.

GPEI GPEI-IT-0203 (1989) Especificaciones mínimas de seguridad para sistemas de desfogue.

SASIPA DG-SASIPA-SI-08301

800-18540-DE-SISOPA-001

Disposiciones específicas de SISOPA para el uso de equipos de izaje (Grúas y torres).

SISOPA 800-18540-DE-SISOPA-002

Disposiciones específicas de SISOPA para trabajos en altura.

800-80000-DCSIPA-L-001 Rev. 0

Lineamientos para la realización de operaciones peligrosas.

DCSIPA 800-80000-DCSIPA-L-002 Rev.0

Lineamientos para el control de acceso y circulación de acceso de vehículos

automotores y vehículos pesados en los centros de trabajo.

DG-GPASI-IT-3620 (1994)

Medidas adicionales de seguridad (MAS) en tanques atmosféricos.

DG-GPASI-SI-02020(1997)

Norma de seguridad para equipo de protección facial.

DG-GPASI-SI-2510 (1998)

Reglas de seguridad para efectuar trabajos en espacios confinados.

DG-GPASI-SI-8200 (1998)

Reglamento de seguridad para Contratistas.

DG-GPASI-SI-08400 (1998)

Reglamento de seguridad física para las instalaciones industriales de PEMEX-

Refinación.

DG-GPASI-SI-08401 (1998)

Reglamento de seguridad para visitantes a las instalaciones industriales de PEMEX

Refinación.

Normatividad PEMEX

GPASI

SP-GPASI-SI-2300 (1998)

Reglas básicas para la prevención de riesgos en las torres de enfriamiento para

las plantas de proceso. Protección ambiental

Normas SEMARNAT NOM-001- Límites máximos permisibles de

Rev. No. 1


Proyecto:





SEMARNAT-1996 contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales


Establece los límites máximos permisibles de contaminantes para las aguas residuales

tratadas que se rehúsen en servicios al público.


Establece los límites máximos permisibles de emisión de gases contaminantes

provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan

gasolina como combustible.


Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de partículas sólidas provenientes de fuentes fijas.


Establece los niveles máximos permisibles de emisión de gases contaminantes

provenientes del escape de los vehículos automotores en circulación que usan gas licuado de petróleo, gas natural u otros

combustibles alternos como combustible.


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.


Establece el Procedimiento para llevar a cabo la prueba de extracción para

determinar los constituyentes que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al

ambiente.


Establece el Procedimiento para determinar la incompatibilidad entre dos o más

residuos considerados como peligrosos por la Norma Oficial Mexicana NOM-052-

ECOL-1993.


Establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera decompuestos

orgánicos volátiles provenientes del proceso de separadores agua-aceite de las

refinerías de petróleo.

Oficiales Mexicanas


Establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido proveniente del escape de los vehículos automotores, motocicletas y triciclos motorizados en circulación, y su

método de medición.

Rev. No. 1


Proyecto:






Límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su 1994 método

de medición.

NOM-137-SEMARNAT1-2003

Contaminación atmosférica.- Plantas desulfuradoras de gas y condensados

amargos.- Control de emisiones de compuestos de azufre.

NOM-087-SEMARNAT-SSA-

2002

Protección ambiental- Salud ambiental- Residuos peligrosos biológico-infecciosos- Clasificación y especificaciones de manejo.

NOM-028-SCT2-1998

Disposiciones especiales para los materiales y residuos peligrosos de la clase

3 líquidos inflamables transportados. SCT NOM-043-SCT2-

1994 Documento de embarque de substancias,

materiales y residuos peligrosos. NOM-003-NUCL-

1994 Clasificación de instalaciones o laboratorios

que utilizan fuentes abiertas. NOM-008-NUCL-

1994 Límites de contaminación superficial con

material radiactivo. NUCL

NOM-025/1-NUCL-2000

Requisitos para equipos de radiografía industrial. Parte 1: Requisitos generales.

ISO International Organization

for Standardization ISO-14000 Environmental--Management.

Normatividad PEMEX GPASI DG-GPASI-SO-

11401 (1996) Reglamento para la utilización del asbesto.

Salud ocupacional

NOM-0012-SSA1-1993

Requisitos sanitarios que deben cumplir los sistemas de abastecimiento de agua para uso

y consumo humano públicos y privados.

NOM-0014-SSA1-1993

Procedimientos sanitarios para el muestreo de agua para uso y consumo humano en

sistemas de abastecimiento de agua públicos y privados.

NOM-017-SSA2-1994 Para la vigilancia epidemiológica.

NOM-020-SSA2-1994 Para la prestación de servicios de atención médica en unidades móviles tipo ambulancia.

NOM-0041-SSA1-1993

Bienes y servicios. Agua purificada envasada. Especificaciones sanitarias.

NOM-0042-SSA1-1993

Bienes y servicios. Hielo potable y hielo purificado. Especificaciones sanitarias.

Normas Oficiales

Mexicanas SSA

NOM-047-SSA1-1993Que establece los límites biológicos máximos

permisibles de disolventes orgánicos en el personal ocupacionalmente expuesto.

Rev. No. 1


Proyecto:





NOM-048-SSA1-1993Que establece el método Normalizado para la

evaluación de riesgos a la salud como consecuencia de agentes ambientales.

NOM-093-SSA1-1994Bienes y servicios Prácticas de higiene y

sanidad en la preparación de alimentos que se ofrecen en establecimientos fijos.

NOM-120-SSA1-1994Bienes y servicios. Prácticas de higiene y

sanidad para el proceso de alimentos, bebidas no alcohólicas y alcohólicas.

NOM-127-SSA1-1994

Salud ambiental, agua para uso y consumo humano. - Límites permisibles de calidad y tratamientos a que debe someterse el agua

para su potabilización. NOM-168-SSA1-1998 Del expediente clínico.

NOM-178-SSA1-1998

Que establece los requisitos mínimos de infraestructura y equipamiento de

establecimientos para la atención médica de pacientes ambulatorios.

NOM-201-SSA1-2002

Productos y servicios. Agua y hielo para consumo humano, envasados y a granel.

Especificaciones sanitarias. (El apartado de etiquetado entrará en vigor a los 120 días después de la publicación en eI D.O. F.).

NUCL NOM-026-NUCL-1999Vigilancia médica del personal

ocupacionalmente expuesto a radiaciones ionizantes.

Normatividad PEMEX GPASI DG-GPA81-SO-

11402(1998) Norma para el monitoreo biológico de los

trabajadores

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.8 Normatividad utilizada en la especialidad de Telecomunicaciones

ORGANISMO CLAVE NOMBRE Sistemas de telecomunicaciones

NMX-I-248-1998-NYCE. 1998

Cableado de Telecomunicaciones para Edificios Comerciales Especificaciones y Métodos efe

Prueba

NMX-J-032/1-1997-ANCEProductos Eléctricos, Cajas Registro Metálicas de

Salida, parte 1: Especificaciones y Métodos de Prueba

Normas Mexicanas

NMX-J-511-ANCE4.1999 Sistema de Soportes Metálicos Tipo Charola para Cables: Especificaciones y Métodos de Prueba.

NRF-022-PEMEX-2004

Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones para edificios administrativos

y áreas indústriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

NRF-023-PEMEX-2001

Medidas de Seguridad, Higiene y Protección Ambiental para Contratistas que Desarrollen

Trabajos en Edificios Administrativos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.


NRF-036-PEMEX-2002 Diseño de Instalaciones Eléctricas en Plantas Industriales

NORMA No. 2.280.01 Diseño de los Sistemas de Intercomunicación y

Voceo Tipo Industrial en Instalaciones Marítimas y Terrestres.

NORMA No. 3.280.01 Instalación de los Sistemas de Intercomunicación

y Voceo Tipo Industrial en Instalaciones Marítimas y Terrestres.

NORMA No. 5.280.01

Selección de Materiales, Inspección y Prueba de los Sistemas de Intercomunicación y Voceo en

Instalaciones Marítimas y Terrestres.

ANSI / EIA / TIA

American National Of Standards lnstitute/Electronic Industries

Association/Telecommunications Industries Association.


Standards Institute ANSI/TIA/EIA-568B.2. Especificaciones para cables de par trenzado y

su hardware asociado.

Rev. No. 1


Proyecto:





ANSI/EIA/TIA-569A. FEBRERO, 1997.

Norma para Espacios y Canalizaciones de Cableados de Telecomunicaciones en Edificios

Comerciales.

EIA Electronic Industries

Association ANSI/EIA/TIA-598 Código de colores para fibra óptica. ANSI/EIA/TIA-606. FEBRERO, 1993.

Norma para la Administración de Infraestructura de Telecomunicaciones en Edificios Comerciales.

TIA Telecommunications Industry

Association ANSI/EIA/TIA-607.

AGOSTO. 1994 Requerimientos de Tierra y Conexión a Tierra en Edificios Comerciales para Telecomunicaciones.

Rev. No. 1


Proyecto:





V.1.1 Proyecto civil

Las normas utilizadas para el proyecto civil se han enlistado previamente en la tabla V.1.

Trabajos previos

Para el diseño de cimentaciones y estructuras de acero de las diversas instalaciones que

componen la planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica ULSG-1, se cuenta con un estudio de

Mecánica de Suelos y un levantamiento topográfico, que incluye la localización de instalaciones

subterráneas existentes; del área en donde se construirá ésta planta.

Criterios globales para diseño por sismo.

El diseño por sismo debe efectuarse conforme a los procedimientos establecidos Sección C.1.3

“Diseño por Sismo”, del Manual de Diseño de Obras Civiles de la Comisión Federal de Electricidad,

Ed. 1993, zona B, para estructuras del grupo A. El tipo de terreno según su estrategia será

definido por la mecánica de suelos de conformidad a los criterios de CFE.

El espectro de diseño sísmico para la zona de las plantas tiene las siguientes características:

ordenada espectral para un período nulo de 0.03; coeficiente sísmico de 0.16 periodos naturales

asociados con el coeficiente sísmico de 0.30 y 0.80 segundos.

Criterios globales para diseño por viento.

El diseño por viento, a nivel de ingeniería básica extendida, se realizó con base a los

parámetros, criterios y procedimientos indicados en la sección C.1.4 “Diseño por Viento”, del

Manual de Diseño de Obras Civiles de la Comisión Federal de Electricidad, edición 1993,

considerando las estructuras como grupo A.

Rev. No. 1


Proyecto:





Pueden citarse las siguientes características de diseño de equipo, en las que se considera la

influencia del viento: para tanques de almacenamiento cilíndricos, de 5 a 50 m de diámetro y de 5

a 14 m de altura; las torres de enfriamiento de sección sensiblemente rectangular, con un ancho

cercano a los 20 m y una altura de 25 m; columnas de destilación de forma cilíndrica, de 5 a 8 m

de diámetro y altura total de 10 a 15 m.

Arreglo General de Equipos.

El arreglo general de equipos ha tomado en cuenta las condiciones atmosféricas y las del sitio,

así como las distancias mínimas en cumplimiento con la norma de referencia NRF-010-PEMEX-

2004, las áreas de acceso para mantenimiento y rutas de escape.

Drenaje (pluvial, aceitoso, químico y sanitario)

Se realizaron los levantamientos respectivos, para el desarrollo de la ingeniería de integración y

drenajes, el diseño de drenajes requeridos para calles principales y calles de servicio. Estos

diseños se efectuarán conforme a los lineamientos establecidos en la norma NRF-140-PEMEX-

2005 (ver tabla V.1), efectuando su conexión a colectores y cabezales respectivos. Los drenajes

serán independientes.

• Drenaje pluvial:: La captación superficial se efectuará por medio de coladeras

distribuidas preferentemente de manera regular, suministrando a los pisos una

pendiente superficial adecuada y suficiente para el desalojo de los escurrimientos. En el

diseño se considera una velocidad mínima de 0.6 m/seg. y máxima de 3.5 m/seg. de

conducción de líquido en los conductos.

El material a especificar en el diseño en los conductos, es tubería de concreto armado.

La tubería será enterrada en todo su recorrido.

El colchón mínimo sobre la tubería es de 60.0 cm. en zonas donde no circulen vehículos

y 90 cm. en áreas de circulación de vehículos.

Rev. No. 1


Proyecto:





Para los cambios de dirección, conexión de varias tuberías o por requerimiento del

proyecto, se colocarán registros de concreto armado.

• Drenaje aceitoso:: La integración al sistema de drenajes de la refinería, tanto los aceites

como el agua aceitosa recuperados para las áreas definidas en el alcance.

• Drenaje químico: De acuerdo a los requerimientos del Sistema de Regeneración de

Amina, el sistema de drenaje químico será del tipo cerrado, para confinar las purgas de

los recipientes y equipos que manejen químicos

El material para los drenajes químicos de tipo cáustico (sosa) será acero al carbón

cédula 40.

• Drenaje sanitario: Para la determinación del gasto a desalojar, se tomará el valor que

resulte de acuerdo a la cantidad de personas que laborarán en la instalación. Se

considerarán en su diseño las salidas de drenaje sanitario de la edificación

correspondiente y su integración. De acuerdo a las normas NRF-140-PEMEX-2005 y

DG-GPASI-SI-2703 (Ver Tabla V.1)

Análisis sísmico de estructuras y cimentaciones.

El diseño por sismo en todas las estructuras y cimentaciones incluyendo las de maquinaria

toma en cuenta la combinación de cargas de operación más el 100 % de sismo en un sentido y

el 30% de sismo en sentido transversal, en forma simultánea y reversible.

Estructuras de concreto. El diseño de las estructuras de concreto, a nivel de ingeniería básica extendida, está conforme

a las recomendaciones del ACI 318-2005, Reglamento para las construcciones de concreto

estructural (Ver Materiales de acero y construcción de Tabla V.1).

Las estructuras industriales estarán cimentadas con zapatas de concreto reforzado y

ocasionalmente con losas del mismo material. Los recipientes, las chimeneas y los reactores se

desplantan sobre una retícula octagonal de trabes, en planta. Estas trabes se apoyan a su vez

Rev. No. 1


Proyecto:





sobre zapatas o sobre losas. La torre de enfriamiento se cimentará con losas de concreto

armado. Las columnas de los racks se apoyarán sobre zapatas aisladas de concreto reforzado.

Estructuras Estructuras De acuerdo al manual de Diseño de CFE esta localidad se ubica

en la zona B y estructura del Grupo "A", Diseño Civil.

Edificios IDEM anterior.

Cimentaciones IDEM anterior

Estructuras de acero. El diseño de las estructuras de acero, a nivel de ingeniería básica extendida, está conforme a

las recomendaciones del AISC 9ª Edición, Manual of Steel Construction ASD, con el criterio de

diseño por esfuerzos de trabajo (Ver Estructuras de acero de Tabla V.1).

Edificios y Construcciones. La planta debe disponer de la siguiente infraestructura:

• Cuarto Satélite de instrumentos.

• Oficina, baños y vestidores.

• Cobertizo para paquetes de aire de planta y de instrumentos.

• Cuarto de control centralizado.

El concreto de la estructura que soporta equipos como aeroenfriadores tanques de carga,

etcétera, se contempla que será a prueba de fuego, al menos 30 minutos de integridad en

contacto con el fuego.

Levantamiento de campo.

Se consideran los espacios adecuados para permitir el mantenimiento de los equipos así como

el libre acceso de equipo pesado para proporcionar este servicio así como para las rutas de

Rev. No. 1


Proyecto:





escape, también los puntos de interconexión con las demás plantas de proceso. Lo anterior,

bajo la norma de PEMEX NRF-010-PEMEX, última edición.

V.1.2 Proyecto mecánico

Se desarrolló de acuerdo a normas y estándares del apartado de correspondiente de la tabla

V.2.

Para mayor detalle de los equipos de proceso ver Anexo V.3.

La ingeniería mecánica cubre los requisitos mínimos para el diseño, materiales, fabricación

prueba e inspección de los equipos. Los equipos de proceso principales han sido especificados

de manera detallada y cuentan con su hoja de datos (APD) nivel ingeniería básica extendida.

Todos los equipos y recipientes a presión tendrán estampado ASME.

Criterios globales para diseño mecánico.

Las tuberías se rigen por los siguientes criterios genéricos:

• La presión de diseño no es menor que la presente por condiciones severas de presión

(interna o externa) y temperatura resultante de la operación normal.

• Las condiciones más severas, de presión y temperatura coincidentes, son

combinaciones de mayor espesor y rangos de trabajo.

• Cualquier sistema de tuberías que pueda bloquearse al aislarlo de su válvula de alivio,

está diseñada para la máxima presión que desarrolle para esta condición.

• La temperatura de diseño es tal que representa la condición más severa.

• El diseño de las tuberías contempla los efectos de proceso y ambientales por

enfriamiento, expansión de los fluidos y congelamiento, así como efectos dinámicos

Rev. No. 1


Proyecto:





tales como impacto, viento, sismos, vibración, reacciones por descarga, efectos de

cargas, cargas vivas y cargas muertas. Se incluyen también los efectos de contracción y

expansión térmica (restricción de movimiento, gradientes de temperatura, expansión,

soportes, anclajes y movimientos en los extremos).

• La variación de la presión en ningún caso excederá la presión de prueba del sistema de

tubería. Para la condición de operación más crítica, es permitido exceder el límite de la

presión o el esfuerzo permisible a su temperatura existente hasta 33% como máximo.

• Para servicios genéricos como vapor, agua de enfriamiento, aire y condensado, se

utilizó la norma PEMEX K-101 última revisión.

• Se ha prohibido el uso de válvulas de hierro gris o dúctil marcadas comúnmente con

WOG (water, oil and gas). La calidad mínima requerida por la NRF-032-PEMEX-2006 es

ASTM A216 Gr, WCB y/o ASTM A105, o equivalente (Ver Tabla V.2).

• La consideración de esfuerzos aditivos para variaciones ocasionales está de acuerdo a

lo que se permite en la sección aplicable del código ASME B31.3 (Ver Tabla V.2).

• Se han especificado figuras ocho o placas ciegas y espaciadores en las tuberías de

succión y descarga de las bombas de proceso y en todos equipos que por

mantenimiento y/o inspección interna requieran ser aislados para seguridad personal.

• Los análisis de esfuerzos para las tuberías que entran y/o salen de la Planta, se

efectúan hasta el límite de baterías de la misma, considerando un anclaje o una

combinación de paro direccional y guía en el marco más cercano (último) al límite de

batería, con el fin de independizar el comportamiento de las tuberías dentro de la

unidad, de los cabezales de integración.

• Se han considerado derivaciones "by-pass" y los bloqueos necesarios para aislar los

equipos y válvulas de control, que permita darle mantenimiento con el sistema de

regeneración de amina en operación de acuerdo al API-553. Las válvulas para bloqueo

tendrán características de sello ANSI clase VI.

• En las tomas de muestra se han considerado sistemas de muestreo cerrado para evitar

derrames al drenaje, también se contará con los sistemas requeridos para vaciado de

equipos en paros y/o arranque de la unidad, es decir, los equipos de confinamiento de

materiales y circuitos cerrados necesarios, para evitar envíos al drenaje.

Rev. No. 1


Proyecto:





Los recipientes a presión de la planta ULSG-1 cumplen con lo indicado por ASME y API-650, entre

otros conceptos se tiene:

• El espesor de toda placa sujeta a presión, después de conformada, no es menor que el

espesor mínimo indicado por los planos de fabricación.

• Los recipientes a presión nuevos están diseñados a vacío total.

• Están diseñados de acuerdo con el código ASME Sección VIII Div. I.

• Se tramitará la autorización de operación de la Secretaría del Trabajo y Previsión Social

(STPS) NOM-020, (Ver Tabla V.2 Recipientes a presión).

• Las cabezas conformadas para recipientes a presión son de una sola pieza.

• La temperatura usada en el diseño, es como mínimo, la temperatura media del metal a

través del espesor, a las condiciones de operación esperadas del proceso.

• En ningún caso se excederán las temperaturas máximas de la superficie del metal

(tablas de esfuerzos de materiales).

• Cuando puedan ocurrir cambios cíclicos de temperatura, con cambios menores en la

presión, el diseño se basa en la más alta temperatura probable.

• Los recipientes están diseñados como mínimo, para la condición coincidente más severa

de presión y temperatura esperada en operación normal.

• Las cargas en el diseño de un recipiente son: la presión de diseño, cargas de impacto,

peso del recipiente y su contenido, cargas sobrepuestas, cargas por viento y sismo, etc.

Reactores

• Estos equipos están diseñados para operar en forma continua por lo menos durante 3

años sin reemplazo del catalizador.

• La configuración del sistema de reacción y sus dimensiones consideran una mínima

caída de presión.

• La regeneración del catalizador será fuera de la planta por otros.

• La Planta contará con un Sistema de Sulfhidrado.

Rev. No. 1


Proyecto:





• Se ha incluido un sistema de monitoreo de temperatura a diferentes profundidades de

los lechos catalíticos en los reactores.

• Se considera la posibilidad de utilizar una trampa de metales antes del reactor que

garantice la vida útil del catalizador y que cumpla con la especificación requerida del

producto.

• Se instalan los internos necesarios para garantizar la adecuada distribución y mejorar de

la eficiencia de contacto del fluido con el catalizador.

• Los catalizadores se suministran en tambores metálicos herméticamente cerrados.

• Se consideran plataformas de acceso a todos los registros hombre y espacio suficiente

para efectuar las maniobras de cargado de catalizador.

• El o los reactores se especifican con estampado ASME y especificación interna de

PEMEX 512-ET-05, última revisión.

Recipientes, válvulas de control y válvulas de seguridad

• Todos los equipos cuentarán con sus respectivas válvulas de seguridad a fin de evitar

sobrepresionamientos.

• Se especifican con estampado ASME y especificación 512-ET-05 última revisión.

• Se consideran plataformas para bloquear válvulas de seguridad y pescante para

desmontar dichas válvulas. Las válvulas de seguridad deben contar con válvulas de

bloqueo en entrada y salida para poder dar mantenimiento con dispositivo de seguridad

para evitar la manipulación de las mismas en condiciones de operación y de

mantenimiento, considerar la utilización de figuras "8". Se instalará una válvula de

bloqueo general de la planta al sistema de desfogue con figura "8" lado planta.

• Las válvulas de alivio de presión cuentan con plataformas para maniobras de inspección

y mantenimiento.

• Las válvulas de control cuentan con by-pass y con válvulas de bloqueo en las entradas y

salidas para facilidades de mantenimiento.

• Todas las válvulas de bloqueo (globo y compuerta) cuentan con nomenclatura y estarán

localizadas en los planos de circuitos de tubería.

Rev. No. 1


Proyecto:





• Las válvulas de control son tipo globo, con materiales de acuerdo con el fluido y

condiciones de operación a que estarán sometidas, y contarán con bloqueos, laterales y

directo para dar mantenimiento en forma segura. Los actuadores para las válvulas de

control son tipo neumático (NFR-152-PEMEX-2006, Ver Tabla V.2), la simbología

utilizada para la elaboración de planos, e índices de e instrumentos, diagramas, etc. es

de acuerdo a lo indicado en la normatividad de la ISA correspondiente.

• Se considera la instalación de válvulas de corte rápido para aislamiento de grandes

inventarios (interlock), equipadas con activación de una señal remota del ESD,

incluyendo las válvulas en la succión de las bombas de fondo de las torres

fraccionadoras, de acuerdo a la especificación DG-GPASI-SI-2740 (Ver Tabla V.2).

Compresores y bombas

• Se especifican figuras ocho o placas ciegas y espaciadores en las tuberías de succión y

descarga de las bombas de proceso y en todos los equipos que por mantenimiento y/o

inspección interna que requieran ser aislados para seguridad del personal; se elaboraron

especificaciones para las dimensiones de placas reversibles (figuras ocho), placas

ciegas y espaciadores para bridas de todos los diámetros de tubería de acuerdo a las

condiciones de operación.

• Se incluyen para los equipos críticos, accionadores de motor eléctrico y turbina de

vapor, para los no críticos únicamente accionadores de motor eléctrico. Para el caso de

los requerimientos de servicios auxiliares se toma como caso normal la operación de

motor eléctrico. Se incluyen para la bomba de fondos de las torres desulfuradoras

CDHydro/CDHDS accionadores de motor eléctrico y turbina de vapor.

• El tipo de accionador del compresor de hidrógeno de recirculación se ha definido en

base a su capacidad y justificación económica.

• En el diseño del sistema de control del Compresor de Hidrógeno de Recirculación, se

aplica nueva tecnología que contempla un sistema automático de control "antisurge",

con facilidades para ver en pantalla la curva de operación en estas máquinas. Asimismo,

Rev. No. 1


Proyecto:





se considera la automatización para el manejo del hidrógeno de carga. Incluido en el

sistema de control distribuido (SCD).

• Las bombas se especificaran de acuerdo con la última revisión del estándar API que le

corresponda y que se requiera según el servicio (centrífugas, reciprocantes, de tornillo,

etc.) (Ver Tabla V.2).

• Se incluye un sistema de enfriamiento en un circuito cerrado de condensado para

compresores y bombas.

• El tipo de sello es el requerido por estos equipos de acuerdo al servicio (sello mecánico

o doble sello).

• Se incluye un sistema de monitoreo de vibraciones de última generación compatible con

el sistema de control distribuido e interconectado al sistema de interlock de la planta, con

panel de monitoreo en cuarto de satélite y panel de monitoreo y control en bunker

centralizado

• La lubricación de los equipos dinámicos será mediante lubricación por niebla.

• Se incluirá la evaluación de los equipos existentes fuera de límites de batería y que

suministrarán cargas ó servicios desde otras áreas para determinar su aceptación ó

sustitución en caso de no cumplir con las especificaciones requeridas por el proceso

ULSG-1.

Calentadores a fuego directo

• Para los calentadores a fuego directo, se consideran siguientes criterios: Se diseñan con

sistemas de precalentamiento de aire cuando se amerite y quemadores de alta

eficiencia, de tal manera que generen bajas cantidades de SOx y NOx. Se incluyen

tomas de muestra isocinéticas en la chimenea que cumplan con la norma NOM-085,

(Ver Tabla V.2), última edición y anexos, y los analizadores de gases de combustión

necesarios para cumplir con las normas ecológicas. Además, se tiene una toma de

muestra en zona de cross-over.

Rev. No. 1


Proyecto:





• Las chimeneas se diseñan a una altura que resulte mayor entre la requerida por el

proceso y la mínima necesaria para lograr una dispersión adecuada de contaminantes a

la atmósfera.

• Se incluye control en cascada del flujo de combustible contra flujo de la carga y la

temperatura de salida de proceso de calentador, considerando la eliminación de flujos

preferenciales en la alimentación del horno.

• Para los sistemas de alimentación de gas a los quemadores principales y pilotos de

calentadores a fuego directo y/o dispositivos de ignición, se instalan dos válvulas de

corte de seguridad automáticas herméticas en serie con una válvula de venteo

automática intermedia (doble bloqueo y purga). El venteo para gases más ligeros que el

aire descarga a un punto alto y seguro o bien al desfogue para gases más pesados que

el aire. Se instala además una toma (dren) con válvula y tapón como medio permanente

para verificar la hermeticidad de cada una de las válvulas de corte de seguridad. Todos

los requerimientos anteriores de acuerdo a lo señalado en las normas NFPA 86, NFPA

86C, 86D y NFPA 85.

• Los calentadores a fuego directo consideran una capacidad de 10% adicional a la carga

de diseño tanto hidráulico como térmico.

• Cumplen con la NFPA-85 y 86 en cuanto a salvaguardas se refiere.

• Los calentadores a fuego directo cuentan con control independiente de flujo por cada

serpentín y su control de temperatura por cada uno de ellos en cascada. Asimismo, se

ha establecido en el diseño que los arreglos de tubería de las líneas de proceso tanto de

carga a los calentadores como a los precalentadores de carga, mantendrán la simetría

necesaria a efecto de evitar flujos preferenciales.

Intercambiadores de Calor.

• Se ha maximizado la recuperación de energía y calor donde se justifica

económicamente. La optimización de redes consideran los criterios de la tecnología

“Pinch”. Así mismo se ha maximizado el uso de enfriadores con aire.

Rev. No. 1


Proyecto:





• Para el diseño de los enfriadores con aire se considera una temperatura mínima de 40

ºC y los abanicos se especifican con aspas de ángulo de ataque variable controlable

desde el sistema de control distribuido (SCD); o como accionados con motores

eléctricos de corriente alterna con arrancadores variadores de frecuencia que hacen la

velocidad variable dando el enfriamiento requerido de acuerdo con las necesidades del

proceso.

• Se han considerado las facilidades para retrolavar los equipos que utilizan agua de

enfriamiento, la instalación de testigos de corrosión y el sistema de recuperación del

agua de retrolavado.

• Estos equipos nuevos se diseñan con placas de choque cuando se requiera, en la

corriente de entrada, con un 100% de sobrediseño en flujo para su diseño hidráulico y

un 100% de sobrediseño en carga térmica para el diseño térmico.

• La temperatura en los rehervidores que usan vapor como medio de calentamiento, será

controlada mediante el flujo de vapor a la entrada, incluyéndose un acumulador con

control de nivel en la corriente de salida de condensado.

• Se incluirá la instrumentación necesaria para la medición de temperatura y presión de

entrada y salida de las diferentes corrientes conectadas al control distribuido, en los

equipos críticos.

• Los intercambiadores de calor (incluyendo condensadores de las turbinas), cuentan con

anillos de prueba marcados con la identificación correspondiente.

• Los intercambiadores de calor tendrán espacio suficiente por ambos lados para poder

efectuar las maniobras de mantenimiento con seguridad.

• Se ha considerado incluir tres juegos de empaques de repuesto.

• En los cambiadores de calor de alta temperatura y presión, se usan componentes de

sujeción mediante uso de espárragos y tuercas tensionadores mecánicos aplicando

llaves hidráulicas de torque tensión simultánea para evitar fugas en paros imprevistos.

• A los cambiadores de calor que manejan agua de enfriamiento se les colocan ánodos de

sacrificio y de acuerdo con el estudio de corrosión se instalarán ánodos de sacrificio a

los intercambiadores que manejen hidrocarburos.

Rev. No. 1


Proyecto:





• De acuerdo con los estudios de corrosión, se instalan, en donde se requieran, Probetas

de Corrosión con señalización al Sistema de Control Distribuido (SCD).

• En el diseño se han colocado válvulas de bloqueo en las entradas y salidas de los

intercambiadores, para facilidad de mantenimiento.

Analizadores

Se utilizarán analizadores en el proceso para el adecuado control y funcionamiento de la Planta

ULSG 1 y del sistema de regeneración de amina. Estos analizadores tienen señal al SCD en el

Bunker Centralizado.

V.1.3 Proyecto eléctrico

Se desarrollo de acuerdo a normas y estándares de la tabla V.3

Código para Clasificación de Áreas.

La clasificación de áreas será de acuerdo a API-RP-500-A, NRF-048-PEMEX-2007, NOM-001-

SEDE-2003, por lo que se tienen identificas las zonas de alto riesgo, para que en caso de algún

incidente éstas no actúen como fuente de ignición y evitando incendios.

Resistividad Eléctrica del Terreno.

El diseño cumple con los requisitos señalados en la norma NRF-048-PEMEX-2007 (Ver Tabla

V.3).

Rev. No. 1


Proyecto:





El arreglo del sistema eléctrico tendrá línea acometida redundante en 13 800 V, los tableros de

distribución y centros de control que se requieran en 4160V, 480V y 220-127V tendrán doble

acometida e interruptor de enlace.

La distribución eléctrica en la planta será subterránea por ducto eléctrico; no se acepta

distribución por charolas en la planta, se acepta la instalación de charolas dentro del cuarto de

cables en la subestación.

Tipo de conductores: para circuitos de fuerza, alumbrado y contactos en tensiones hasta de 600

V, instalados en tubería conduit o en charolas, se debe usar cable monoconductor, conductor

de cobre, aislamiento EP, tipo RHH/RHW, 90/75°C, o multiconductor tipo TC, RHH/RHW, 90°C.

Para media tensión 4160 V cable monopolar, conductor de cobre, aislamiento de XLP,

temperatura de operación 90°C, nivel de aislamiento 133%.

El proyecto eléctrico final será revisado y certificado por una unidad de verificación de

instalaciones eléctricas (UVIE).

Energía eléctrica. Como se mencionó en el capítulo 2, se requiere una subestación eléctrica nueva principal

(SUB-58), con transformadores reductores de 13 800/4160 volts; 4160/480 volts; 480/220-127

volts, con capacidad para alimentar la planta ULSG-1 y sus unidades regeneradoras de amina;

de esta misma subestación eléctrica se debe alimentar en el nivel 4160 volts una nueva

subestación eléctrica derivada(SUB-59) con transformadores reductores a 4160/480 volts;

480/220-127 volts que suministrara energía a una nueva torre de enfriamiento necesaria para el

proceso. Esto incluye, la construcción de los edificios, cables de 15 KV, cables de 5 KV, duetos

subterráneos, registros eléctricos, todo esto de acuerdo con la Norma NRF-048-PEMEX-2003.

Rev. No. 1


Proyecto:





La alimentación a la nueva subestación principal será desde los tableros Bus1 y Bus 3 en 13

800Volts de la planta Termoeléctrica "HW", los interruptores que se integraran a estos tableros

tienen las mismas características técnicas de los existentes.

La subestación eléctrica SUB-58, tendrá transformadores de 10MVA de 13800/4160volts, para

suministrar la energía suficiente para la nueva torre de enfriamiento (SUB-59) y ampliaciones

futuras.

•• MMoottoorreess

Tabla V.9 Características de motores eléctricos

Potencia del motor Tensión diseño motor (Volts)

Tensión del sistema (Volts)

Frecuencia

(hertz) Fases

Menor de 0.746 KW (1 HP) 115, 220 120, 220 60 1 ó 3

Actuadores de Válvulas

(todas las potencias) 220, 460 220, 480 60 3

De 0.746 KW (1 HP) hasta 130.5 KW

(175 HP) 460 480 60 3

De 149.2 KW (200 HP) hasta 1,492 KW

(2,000 HP) 4000 4160 60 3

Mayores de 1,492 KW (2,000 HP) 13200 13800 60 3

NOTA: En áreas de proceso o en otras instalaciones pueden requerirse motores a un nivel de

460 Volts.

Todos los motores serán de eficiencia Premium, el aislamiento de los motores será clase F, los

ventiladores serán metálicos, los motores serán lubricados de acuerdo a NEMA MG-1 y tendrán

Rev. No. 1


Proyecto:





tratamiento anticorrosivo, todos los motores de 55.95 kW (75 CP) y mayores, tendrán

calentadores de espacio.

Todos los motores de inducción jaula de ardilla y síncronos, cumplen con las normas NRF-048-

PEMEX-2003, NRF-095-PEMEX-2004 y las normas y estándares NEMA MG-1, API-RP-540,

API-541, API-546, ó equivalentes (Ver Tabla V.3).

Para el caso de los equipos accionados con motores eléctricos de corriente alterna, cuyo

arrancador sea con variador de frecuencia; los motores eléctricos serán solicitados al proveedor

haciendo el señalamiento que su operación será con variador de frecuencia, ya que estos

motores son sometidos a sobrevoltaje y por tanto su aislamiento debe ser reforzado.

•• IIlluummiinnaacciióónn ee iinnssttrruummeennttooss

Tabla V.10 Iluminación

Servicio Tipo de luminaria Tensión

127 Volts, 1 fase, 60 Hz.

220 Volts, 3 fases, 60 Hz.

Iluminación en interiores:

Fluorescente, lámparas ahorradoras de energía, con balastro electrónico

120 Volts, 1 fase y 60 Hz.

Iluminación en exteriores de las plantas de proceso:

Vapor de sodio alta presión, 24 Volts Corriente Directa.

En general todas las luminarias, lámparas, balastros y accesorios deben tener alto rendimiento,

alta eficiencia de la luminaria, alto factor de potencia; con el propósito-de ahorro de-energía.

El alumbrado de emergencia y las luces de obstrucción deben ser alimentados por medio de un

sistema de energía ininterrumpible (UPS).

Los sistemas de alumbrado están diseñados conforme a la norma NRF-048-PEMEX-2003.

Rev. No. 1


Proyecto:





En caso de incendio el equipo está protegido, todo está a prueba de explosión, la

instrumentación está protegida para que no actúe como fuente de chispa; como se muestra en

los diagramas eléctricos del Anexo V.7.

Alimentación de energía eléctrica de emergencia.

Para la alimentación de instrumentos, cargas criticas, sistemas de "shut down", "fire and gas

system", en general todos los sistemas de seguridad de planta, SCD, alumbrado de

emergencia, luces de navegación; se contará con un Sistema de Energía Ininterrumpible (UPS)

con capacidad suficiente para mantener energizado el sistema durante 30 minutos a falla total

de energía.

V.1.4 Proyecto sistema contra incendio.

El sistema de contra incendio contará con botoneras electro-mecánicas de actuación tanto en

campo como en el bunker. En el bunker se colocará un tablero con un mínimo de áreas

cubiertas con el sistema contra incendio, así mismo en este tablero se ubicaran las botoneras

tipo electro-mecánicas de actuación de las válvulas.

La red de agua contra incendio contará con válvulas de seccionamiento en cantidad suficiente,

localizadas estratégicamente para aislar tramos de tubería para mantenimiento y/o flexibilidad

operativa, sin dejar de proteger ninguna de las áreas o equipos que la requieran.

El número de hidrantes y monitores instalados en cada uno de los anillos de la red

contraincendio tanto del sistema de regeneración de amina como en la integración, será

revisado de acuerdo al cálculo de riesgo y la especificación DG-GPASI-SI-3610 (Ver Tabla V.4).

Se cumplirá con la normatividad de PEMEX, incluyendo lo indicado en las normas de referencia

NRF-015-PEMEX-2003, NRF-032-PEMEX-2005 y la especificación de PEMEX DG-GPASI-SI-

Rev. No. 1


Proyecto:





3610 (Ver Tabla V.1.d). Así mismo, los dispositivos de protección contra incendio para la

protección del equipo estarán diseñados de acuerdo con el Código de National Fire Protection

Association (NFPA).

Red de agua contra incendio.

La red para el sistema de agua contraincendio para la planta, tendrá alimentación de agua

simultáneamente por dos puntos.

La localización de las válvulas de seccionamiento de la red debe estar de tal forma que permita

aislar las secciones de la red con el menor impacto en el sistema, por lo que estará dividido en

pequeños anillos con doble alimentación y válvulas de seccionamiento para cada ramal.

Se ha prohibido el uso de válvulas de globo o mariposa en la red de agua contraincendio.

El diseño del sistema de agua contra incendio será de acuerdo con las especificaciones de

PEMEX Refinación inciso 12.1.3 de la especificación No. DG-GPASI-SI-3610, última revisión y

NRF-015-2003, última revisión, ya que éstas especificaciones establecen los requisitos mínimos

de seguridad que se deben cumplir en el diseño y construcción de redes de agua contra

incendio, así como las especificaciones de materiales, accesorios y equipos fundamentales que

deben ser utilizados en cada una de las partes de dicho sistema.

Por cuestiones de seguridad y mantenimiento, se ha prohibido el uso de tubería subterránea

(enterrada), por lo que la tubería de contra incendio será instalada en trinchera sobre mocheta y

elevada donde corresponda. El diseño y el dimensionamiento final de la capacidad de la red de

agua contra incendio, se fundamentará en los análisis y calculo de riesgo que se llevarán a

cabo, para determinar el riesgo mayor que pudiera originar una contingencia mayor en el área

de la plantas ULSG 1, Sistema de Regeneración de Amina y las integraciones de las

instalaciones de la refinería.

Rev. No. 1


Proyecto:





La red de agua contra incendio contará con válvulas de seccionamiento en cantidad suficiente,

localizadas estratégicamente para aislar tramos de tuberías para mantenimiento y/o flexibilidad

operativa, sin dejar de proteger ninguna de las áreas o equipos que lo requieran.

El número de hidrantes y monitores instalados en cada uno de los anillos de la red contra

incendio tanto del sistema de regeneración de amina como en la integración, será de acuerdo al

cálculo de riesgo y la especificación DG-GPASI-SI-3610.

El sistema de agua contra incendio debe tener dos alimentaciones por dos puntos distintos en

cada área de Proceso, de manera que al bloquearse o sacar de servicio una de éstas, las

plantas no queden sin protección.

La válvula manual de acción rápida, será a prueba de fugas y se encontrará retirada de los

equipos o área a proteger, a una distancia segura a ser definida por el contratista de ingeniería

de detalle, procura y construcción (IPC), tal que el acceso del personal hacia dicha válvula no le

represente riesgos o exposiciones adicionales innecesarias.

Sistemas de aspersores de agua contra incendio.

Los sistemas de protección contra incendio de los equipos serán de acuerdo al Código de

National Fire Protection Association (NFPA).

Se instalarán sistemas de aspersión para el enfriamiento de recipientes que almacenan gases o

líquidos inflamables y combustibles y demás equipos que procesan o manejan materiales con

propiedades inflamables o combustibles, para protegerlos de la radiación de un incendio

adyacente que pudiera incrementar la presión y temperatura de los gases y líquidos que se

almacenan y/o manejan.

Los sistemas de aspersores contarán con dos alimentaciones de agua por ramales de agua

diferentes, una alimentación será regulada a través de una válvula de diluvio con aprobación de

Rev. No. 1


Proyecto:





UL (Underwriters Laboratories Inc.), con válvula de bloqueo anterior y posterior a ésta y con

filtro y purga. La otra alimentación contará con válvula manual de acción rápida o mariposa. La

válvula manual de acción rápida, debe ser a prueba de fugas y encontrarse retirada de los

equipos o área a proteger, a una distancia segura definida por la ingeniería de detalle, tal que el

acceso del personal hacia dicha válvula no le represente riesgos o exposiciones adicionales

innecesarias.

Al activarse un sistema de aspersión se activarán al mismo tiempo, alarmas audibles y visibles

en el sitio. El sistema de gas y fuego tendrá a su vez su señalización correspondiente.

Los sistemas de aspersores se operarán en forma automática por acción de detectores de

fuego, desde una botonera local y desde el sistema de control distribuido.

Los detectores de fuego son del tipo UV/IR para áreas abiertas y tipo fusible para activar

sistemas de aspersión.

El tipo y cantidad de detectores de fuego UV/IR serán determinados durante la ingeniería de

detalle basándose en las características tecnológicas del detector y en un análisis del área a

cubrir, que incluya las características particulares del material fugado, características de

crecimiento del fuego, condiciones climatológicas, además contarán con la tecnología que

garantice minimizar el disparo de falsas alarmas por defectos de la luz solar, reflejos solares o

por cercanía de arcos de soldadura y arcos eléctricos.

En el diseño de esta planta está contemplado que se cuente con la cantidad de agua necesaria

para extinguir el incendio o diluir la sustancia tóxica derramada en caso de incendio o fuga, por

lo que se cuenta con sistemas de aspersores capaces de formar barreras y cortinas de agua

para inundar el área y así controlar el incidente.

Extinguidores contra incendio.

Rev. No. 1


Proyecto:





Los extinguidores contra incendio cumplen con los siguientes requisitos específicos:

El cálculo de las unidades de riesgo para la instalación de extinguidores portátiles debe estar

basado en la norma NOM-002-STPS, última edición, incluyendo la instalación de los mismos en

áreas de plataformas. La protección contra incendio por medio de extinguidores es

independiente del diseño que se efectúe del sistema de protección con agua contra incendio.

Con el objeto de uniformizar el equipo de extinguidores, así como para facilitar su

mantenimiento, estos serán similares a los existentes en la refinería y que cumplan con las

normas NOM-002-STPS, NOM-100-STPS, NOM-104-STPS, ver Tabla V.4.

Los extinguidores portátiles serán de polvo químico seco y/o bicarbonato de sodio de 20 libras

con cartucho de CO2 exterior y con percutor.

Los extinguidores sobre ruedas serán de 150 libras y 350 libras de polvo químico seco a base

de bicarbonato de sodio con cilindro exterior de nitrógeno. Se ha considerado el uso de

gabinete para los extinguidores de 20 libras y cobertizo para los de 150 y 350 libras.

Sistema de detección de Alarma.

El PLC de este sistema será de acuerdo a la norma ISA 84.01. El sistema de detección de

fuego y gas será independiente del sistema de control distribuido y del sistema de paro de

emergencia de acuerdo a un estudio de determinación del SIL.

El sistema contará con una estación de operación ubicada en el bunker donde se desplegarán

los estados de los sistemas de protección así como su tendencia y registros históricos de

alarmas, en la estación de ingeniería deberá residir el sistema de configuración y monitoreo en

línea del PLC. La estación de control será independiente de las estaciones del sistema de

control distribuido y sistema de paro de emergencia y contará con su sistema de alarmas

audible y visual.

Rev. No. 1


Proyecto:





El sistema de detección y alarma, contará con los siguientes elementos:

• Detectores de fuego.

• Detectores de gas tóxico.

• Detectores de mezclas explosivas.

• Estaciones manuales de emergencia.

• Alarmas audibles y visibles.

• Canales de comunicación para la notificación de alarmas y estado del sistema.

El sistema de detección y alarma será parte integral del sistema de gas y fuego de la planta.

Los detectores de fuego serán del tipo UV/IR para áreas abiertas y tipo fusible para activar los

sistemas de aspersión.

Los detectores de fuego UV/IR se ubicarán en sitios que permitan la mejor cobertura de las

áreas. El espaciamiento y ubicación de estos detectores, se obtendrá de la evaluación de los

siguientes puntos:

• El tamaño del fuego.

• Las propiedades del combustible o material que se esté quemando.

• La sensibilidad del detector.

• El campo o ángulo de visión del detector.

• La distancia entre el foco del fuego y el ojo del detector.

• La absorción de la radiación de la atmósfera.

• Presencia de fuentes externas emisoras de radiación térmica.

El tipo y cantidad de los detectores de fuego tipo tapón fusible se determinará de acuerdo a las

características del sistema a proteger (punto de fusión) y deben colocarse lo más cercano a la

posible fuente de fuego.

Rev. No. 1


Proyecto:





Los detectores de mezclas explosivas que se encuentren en campo se calibrarán para activarse

por baja y alta concentración (prealarma y alarma) de mezcla explosiva. La concentración de

prealarma será entre el 20 % y el 40 % del límite inferior de explosividad (LEL).

Los detectores de gas tóxico que se encuentren en las áreas de la planta se calibrarán para

activarse por baja y alta concentración de gas tóxico (prealarma y alarma). Los detectores de

gas tóxico, se instalarán lo más cerca posible de los puntos que se hayan identificado como

aquellos que potencialmente pueden fugar, acorde a los resultados de los estudios de riesgos

que para tal efecto se desarrollen.

En la instalación y ubicación de los detectores de gas tóxico y de mezclas explosivas, serán

consideradas las características físicas y termodinámica de dispersión y flotabilidad del gas y/o

mezcla de gases a detectar.

Las estaciones manuales, serán de doble acción del tipo "jale y empuje", con anuncios en

español y apropiadas para exteriores en los que exista presencia de gases, vapores y/o líquidos

inflamables, acordes con la clasificación de áreas eléctricas correspondientes y con cubierta

protectora para evitar que cualquier persona las accione. La ubicación de las estaciones

manuales de emergencia, estará en lugares de fácil acceso, libres de obstrucciones y

fácilmente identificables por el personal. La configuración de su activación será automática a

partir de la señal de alarma de alguno de los detectores ubicados en campo, también contará

con la función de activarse localmente desde una estación manual. Las condiciones bajo las

que se accionarán las alarmas sonoras son:

Tabla V.11 Características del accionamiento de alarmas

Avisos Tono/sonido Frecuencia

Fuego Sirena rápida 560-1055 Hz

Mezcla explosiva Corneta continua 470 Hz

Gas tóxico Sirena Lenta 77 Hz

Rev. No. 1


Proyecto:





En la planta se colocarán alarmas visibles tipo semáforo con luces continuas y estroboscópicas.

Las luces continuas, de al menos de 100 candelas para exteriores, indicarán el estado del

sistema, siendo el color verde permanente el que indique condición normal de operación. Las

condiciones de alarma que requieren de luces estroboscópicas de 90 centelleos por minuto,

serán a prueba de explosión con una potencia de 700,000 a 1,000,000 de candelas. Las

condiciones bajo las que deben accionarse las luces son: Normal-verde, fuego-rojo, mezcla

explosiva-ámbar, gas tóxico-azul.

Planos del sistema contraincendio

En el anexo V.2 se han incluido los planos conceptuales del sistema contraincendio de la planta

ULSG-1.

Rev. No. 1


Proyecto:





V.2 Descripción detallada del proceso

La función de diseño de la planta es reducir el contenido global de azufre de las naftas (ligera y

pesada) de la planta de Desintegración Catalítica (FCC). La corriente de nafta catalítica ligera

es alimentada a la columna CDHydro (DA-3101) en donde se remueven los mercaptanos del

producto destilado ligero. El producto del fondo de la columna CDHydro y la nafta catalítica

pesada son alimentados a la columna CDHDS (DA-3201) donde el azufre en la alimentación se

convierte a ácido sulfhídrico (H2S). El ácido sulfhídrico en el gas amargo es removido por

contacto con una solución de metildietanolamina (MDEA) pobre en la absorbedora de amina del

gas de recirculación (DE-3202) de la CDHDS (DA-3201). Los productos de la cabeza y el fondo

de la columna CDHDS son alimentados a la columna agotadora de H2S (DA-3203) para

remover el ácido sulfhídrico y otros componentes ligeros. Los productos del fondo de la columna

agotadora de H2S son pasados a través de un tren de precalentamiento (EA-3301 A/B y EA-

3302) y luego alimentado al reactor de pulido (DC-3301). El reactor de pulido trata la corriente

líquida de la agotadora de H2S, haciendo reaccionar los mercaptanos recombinantes y otros

compuestos de azufre residuales. El efluente del reactor de pulido es alimentado a la

estabilizadora de nafta (DA-3301) para remover el ácido sulfhídrico y otros componentes ligeros

del producto final de nafta, la cual contiene 10 ppm o menos en peso de azufre. El producto

ligero destilado de la columna CDHydro y el producto del fondo de la estabilizadora de naftas

son combinados antes de enviarse a almacenamiento fuera del límite de batería.

La unidad de proceso CDHydro/CDHDS+ consiste en columnas de destilación catalítica y

columnas de destilación convencionales completas con acumuladores de reflujo, bombas,

rehervidor a fuego directo, compresor booster de hidrógeno fresco, compresor de gas de

recirculación, absorbedoras de amina, un reactor de lecho fijo y equipos asociados con los

trenes de integración de calor.

Unidad CDHydro/CDHDS+

Rev. No. 1


Proyecto:





La función de la unidad CDHydro/CDHDS+ es desulfurar naftas catalíticas minimizando la

saturación de olefinas, preservando el octanaje, por medio de:

• Optimización de la máxima remoción de azufre con la mínima exposición de los

altos valores de olefinas de la nafta catalítica media a condiciones severas.

• Baja pérdida de octano para una reducción dada de azufre.

• Baja pérdida de octano para una reducción de olefinas dada.

Sección CDHydro

La función de la columna CDHydro es remover los mercaptanos ligeros, isomerizar las α-

olefinas ligeras a β-olefinas, y maximizar la recuperación de olefinas en el producto destilado.

La columna CDHydro (DA-3101) consiste en 33 platos tipo válvula, cuatro platos de chimenea y

2 sistemas “CDModule”. El sistema “CDModule” contiene catalizador dentro de un empaque

estructurado propiedad de CDTECH, el licenciador del proceso. Estos sistemas facilitan la

destilación y reacción simultáneas, lo que trae beneficios como:

• Una exposición selectiva de los reactantes al catalizador en condiciones óptimas.

• Operar en el punto de burbuja, lo que elimina los puntos calientes.

• Seguridad inherente, ya que el calor de reacción es removido por medio de la

vaporización.

• Lavado continuo que previene el envenenamiento del catalizador.

• Una vida del catalizador extremadamente larga, aproximadamente seis años.

El sistema “CDModule” inferior lleva a cabo reacciones de tio-eterificación, como la que se

ejemplifica a continuación.

CmH2m+CnH2n+1SH CnH2n+1SHCmH2m

mercaptano dieno sulfuro

Catalizador de níquel

Rev. No. 1


Proyecto:





La conversión de los mercaptanos ligeros de la nafta catalítica ligera en sulfuros con un punto

de ebullición más alto, hace que éstos salgan con el producto de fondo de la columna; así, el

producto destilado del domo es gasolina con muy bajo contenido de azufre.

El sistema “CDModule” superior lleva a cabo reacciones de hidro-isomerización. Además, en

ambos sistemas “CDModule” se lleva a cabo la hidrogenación selectiva de diolefinas.

Una reacción típica de Hidro-isomerización con catalizador de paladio es la siguiente:

CH2 CH3 CH3 CH3

1-penteno 2-penteno

El producto de la reacción mejora el octanaje.

Para el caso de las diolefinas, la hidrogenación en ambos catalizadores reduce ensuciamiento

del catalizador y formación de gomas en la gasolina.

Por arriba de cada CDModule hay un plato de chimeneas y un distribuidor de líquido de alta

eficiencia. Debajo del sistema CDModule inferior hay un plato colector de líquido para guiar el

flujo de líquido al plato inferior.

La nafta catalítica ligera de fuera de límite de batería es filtrada a través de los filtros de carga

de nafta (FD-3103/S) y luego alimentada al acumulador de carga de la CDHydro (FA-3101), el

cual es mantenido bajo presión con hidrógeno. La nafta del acumulador de carga se bombea

por las bombas de carga de la CDHydro (GA-3101/S) al plato 13 de la columna CDHydro. Al

mismo tiempo se alimenta hidrógeno fresco y de recirculación a través de un aspersor por

encima del plato 21 de la columna CDHydro.

Rev. No. 1


Proyecto:





El flujo de carga de la CDHydro está controlado y ajustado en cascada por el controlador de

nivel del DA-3101. La carga es calentada al punto de burbuja mediante los precalentadores de

carga a la CDHydro (EA-3101A/B) contra el producto del fondo de la estabilizadora de nafta.

La columna CDHydro tiene cinco platos de válvulas arriba de los sistemas CDModule que

proveen una sección de purificación para separar el hidrógeno y otros componentes

incondensables del producto destilado. El producto destilado de la CDHydro se retira como

nafta catalítica ligera del plato de chimeneas arriba de los sistemas CDModule y es enfriado

hasta la temperatura de límite de batería a través del aeroenfriador de nafta ligera (EC-3102) y

el enfriador de nafta ligera con agua de enfriamiento (EA-3105). El flujo de producto destilado

de la CDHydro está en controlado y ajustado en cascada por el “Controlador de reflujo interno”

para asegurar un flujo constante de líquido a los sistemas CDModule. El controlador interno de

reflujo calcula el flujo de la extracción lateral de producto a partir del flujo de reflujo externo, las

temperaturas y el calor latente de vaporización. El producto de nafta ligera se combina con el

producto del fondo de la estabilizadora de nafta y se envía al límite de batería.

La columna CDHydro tiene dos rehervidores. El fondo de la columna CDHDS provee el calor

para el rehervidor (EA-3103) del fondo de la CDHydro. El flujo del fondo de la CDHDS es

ajustado por un controlador de temperatura en el plato 26 de la columna CDHydro. La CDHydro

tiene un rehervidor lateral (EA-3104) que utiliza un flujo controlado de vapor sobrecalentado de

la columna CDHDS. El fondo de la columna CDHydro se bombea a través de las bombas del

fondo (GA-3103/S) de la CDHydro a la columna CDHDS (DA-3201). El flujo del fondo de la

columna CDHydro es ajustado en cascada por el controlador de nivel flujo del fondo de la

columna CDHydro.

El vapor de domo de la columna CDHydro es condensado parcialmente y enfriado en el

condensador (EC-3101) de la CDHydro. El líquido condensado es separado del vapor en el

acumulador de reflujo (FA-3102) de la CDHydro. El vapor del acumulador de reflujo es enfriado

posteriormente en el enfriador (EA-3102) contra agua de enfriamiento, cualquier líquido que se

condense fluye por gravedad regresando al acumulador de reflujo y el vapor remanente es

Rev. No. 1


Proyecto:





enviado al separador (FA-3104) previo al compresor de gas de recirculación de la CDHydro. El

tanque separador extrae el líquido atrapado antes de alimentar el vapor al compresor de gas de

recirculación (GB-3101) de CDHydro. La mayor parte del vapor comprimido es recirculado de

nuevamente a la columna CDHydro. La parte remanente de esta corriente es enviada hacia la

columna estabilizadora de nafta (DA-3301). La presión del sistema de domo es controlada por

la cantidad de gas enviada a la DA-3301. Las bombas de reflujo (GA-3102/S) de la CDHydro

bombean el reflujo a la parte superior de la columna a través de los filtros de reflujo (FD-

3101/S). El control de flujo es ajustado en cascada por el controlador de nivel del acumulador

de reflujo.

Sección CDHDS

El propósito del sistema CDHDS es convertir los componentes de azufre en ácido sulfhídrico en

presencia de hidrógeno, minimizando la saturación de olefinas.

Tiofeno + H2

Benzotiofenos + H2

Olefina + H2S RSH

Recombinación de mercaptanos

Hidrodesulfuración

RSR’ + H2 RH + R’H + H2S

HC + H2S

HC + H2S

Saturación de olefinas

Olefina + H2 Parafina

Pérdida de octanaje

Rev. No. 1


Proyecto:





Columna CDHDS

La columna CDHDS (DA-3201) contiene ocho sistemas CDModule soportados individualmente.

Cada CDModule contiene catalizador de hidrodesulfuración dentro de un empaque estructurado

propiedad de CDTECH. Los sistemas CDModule están diseñados para realizar

simultáneamente la destilación e hidrodesulfuración, minimizando la saturación de olefinas. La

sección superior de la columna tiene una temperatura de reacción más baja, para promover la

retención de olefinas. En la parte superior del primer CDModule hay una sección de empaque

estructurado de alto rendimiento para que la transferencia de calor eleve la temperatura del

líquido relativamente frío de reflujo hasta la temperatura de reacción.

Un distribuidor de líquido de alta eficiencia se localiza arriba del CDModule superior. Sobre

cada uno de los siete CDModules restantes, se instala un plato de chimeneas y un distribuidor

de líquido de alta eficiencia para recolectar y redistribuir el líquido del CDModule situado arriba.

También se instala un plato de chimeneas de recolección de líquido abajo del CDModule inferior

para guiar el flujo de líquido al fondo de la columna CDHDS.

El producto del fondo de CDHydro se filtra a través de los filtros de carga (FD-3102/S) de la

columna CDHDS antes de combinarlos con hidrógeno fresco y/o de recirculación. La corriente

combinada se precalienta en los calentadores de carga (EA-3201A/B/C) de CDHDS contra el

producto del domo de la CDHDS antes de ser alimentado a la columna CDHDS (DA-3201).

La alimentación parcialmente evaporada entra a la columna CDHDS entre los CDModules

tercero y cuarto. Se proveen ubicaciones alternas de alimentación sobre los CDModules

tercero, quinto y sexto. Además, se coloca una sección de empaque estructurado de alto

rendimiento abajo de la alimentación primaria para que por medio de la transferencia de calor

se evaporen los hidrocarburos ligeros de la alimentación.

Rev. No. 1


Proyecto:





El calentador (BA-3201) de la CDHDS proporciona el calor requerido para esta columna. La

entrada de calor total a la columna se controla de manera tal que aproximadamente 20% (en

peso) de la alimentación salga de la columna como producto de fondo y el 80% (en peso)

restante de la alimentación salga como producto de domo. El controlador de flujo de producto

del fondo ajusta el flujo como una relación del flujo de alimentación para mantener la división

80:20. El nivel en el fondo de la columna controla la entrada de calor a la columna

reposicionando el flujo de gas combustible al calentador.

Circuito del calentador CDHDS

La bomba de circulación del calentador de CDHDS (GA-3202/S) mantiene la circulación del

calentador. Los productos del fondo de CDHDS obtenidos corriente abajo de la bomba se

utilizan para proporcionar calor al calentador de productos del fondo de la CDHydro (EA-3103),

al calentador del agotador de H2S (EA-3205), al calentador del estabilizador de nafta (EA-3304)

y al calentador de la carga del reactor de pulido (EA-3302). Se utiliza una corriente de desvío

para ayudar a equilibrar los circuitos de integración térmica y ajustar fluctuaciones en el

proceso. Las corrientes que retornan desde los intercambiadores de calor y el calentador de

carga del reactor de pulido se recombinan con la corriente de desvío antes de ser distribuidas

de manera uniforme a través de los controladores de flujo de los pasos individuales de los

serpentines del calentador (BA-3201).

Se inyecta una mezcla de hidrógeno fresco e hidrógeno de recirculación en cada uno de los

pasos de los serpentines del calentador. La mezcla de hidrógeno al calentador se distribuye de

manera uniforme a cada uno de sus pasos mediante controladores de flujo. Al mezclar el gas

con alto contenido de hidrógeno con la corriente de alimentación de hidrocarburos corriente

arriba del calentador de CDHDS, reduciendo el potencial de ensuciamiento.

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

aproximadamente 50% (en peso) de evaporación (a la salida del calentador). Luego, el efluente

Rev. No. 1


Proyecto:





del calentador se envía de regreso al fondo de la columna CDHDS. El producto neto del fondo

de la columna CDHDS se envía al fondo del agotador de H2S (DA-3203).

Circuito del domo de la columna CDHDS

El vapor del domo de la columna CDHDS, que contiene el ácido sulfhídrico formado por la

reacción de desulfuración y el exceso de hidrógeno, es condensado parcialmente y enfriado

mediante intercambio del calor del proceso, generación de vapor y finalmente mediante

enfriamiento con aire. Parte de este vapor del domo, mediante flujo controlado, se utiliza para

calentar la corriente de alimentación de la CDHDS en los intercambiadores de carga (EA-

3201A/B/C) de CDHDS contra producto del domo de CDHDS. Otra parte del vapor del domo,

también con flujo controlado, proporciona calor para la columna CDHydro en el rehervidor

lateral de CDHydro (EA-3104). La parte restante del vapor del domo, mediante un controlador

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

de vapor MP (EA-3202). El vapor generado es sobrecalentado en la sección de convección del

calentador BA-3201 antes de ser enviado a límites de batería. El vapor del domo parcialmente

condensado, proveniente de los tres intercambiadores antes mencionados se mezcla y se

somete a condensación adicional en el aeroenfriador del producto del domo de la CDHDS (EC-

3203). Luego, el vapor del domo parcialmente condensado es enviado al tanque acumulador de

reflujo de CDHDS (FA- 3201).

El vapor se separa del líquido en el tanque acumulador de reflujo de CDHDS (FA-3201). La

bomba de reflujo de CDHDS (GA-3201/S) bombea el reflujo a la columna CDHDS a través del

filtro de reflujo de CDHDS (FD 3201/S). Una corriente lateral de flujo controlado es retirada,

ajustada por el controlador de nivel del FA-3201, desde la línea de succión de la bomba de

reflujo y alimentada al agotador de H2S (DA-3203) como alimentación "caliente" en el plato 12.

El agua amarga de FA-3201 se recolecta y es inyectada antes del condensador del agotador de

H2S (EC-3202) para luego enviarse al tanque acumulador de agua amarga (FA-3305).

Rev. No. 1


Proyecto:





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

CDHDS (EC-3201) y es enviado al tanque acumulador frío de CDHDS (FA-3202). Se

proporciona un mecanismo para inyectar agua en las distintas secciones o bahías del EC-3201

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

separada en FA-3202 y enviada al acumulador de agua amarga (FA-3305). El efluente líquido

del FA-3202 es enviado al agotador de H2S (DA-3203) como alimentación fría en el plato 1. El

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

del separador frío de CDHDS (EA-3203). El efluente de EA-3203 se mezcla con el hidrógeno de

recirculación desde la sección del reactor de pulido y se envía al tanque separador frío de

CDHDS (FA-3203) para separar el vapor de cualquier líquido que pueda condensar. El líquido

separado de FA-3203 se combina con el líquido del tanque de reflujo de la CDHDS antes de

servir de alimentación en el plato 12 para el agotador de H2S. El vapor del tanque separador es

enviado al absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS (DA-3202).

Se debe reducir el ácido sulfhídrico en el gas del tanque separador frío de la CDHDS para

controlar la cantidad de H2S en el gas de recirculación y cumplir con las normas de emisiones

de refinerías en el gas de purga. El ácido sulfhídrico se reduce a 20 ppm en volumen, o menos

lavando el gas en contra corriente con una solución de amina pobre en el absorbedor de amina

del gas de recirculación de CDHDS (DA-3202). La columna del absorbedor tiene dos lechos de

empaque al azar para promover el contacto gas-liquido y un distribuidor de líquido en la parte

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

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

para su regeneración.

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

absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS (FA-3204). Cualquier amina atrapada

en el gas de recirculación es separada y luego enviada fuera de los límites de batería junto con

la corriente de amina rica del absorbedor de amina. Una parte del gas lavado de FA-3204 se

purga fuera de los límites de batería a través del enfriador de gas de purga (EA-3303). El resto

es enviado al tanque separador del compresor de gas de recirculación de la CDHDS (FA-3206).

Rev. No. 1


Proyecto:





Al flujo del gas de purga lo fija un controlador de presión corriente abajo de FA-7204. Un

controlador de presión en el tanque frío de la CDHDS (FA-3202) regula la presión del sistema

de la columna de CDHDS.

Una pequeña corriente de vapor del tanque separador frío de CDHDS (FA-3203) no entra al

absorbedor de amina, ésta es desviada para mezclarse con el gas de recirculación en el tanque

separador del compresor del gas de recirculación de la CDHDS (FA-3206). La corriente de

desvío se suministra para mantener aproximadamente a 300 ppm en volumen el H2S en el gas

total (gas de hidrógeno de recirculación/fresco) al calentador de la CDHDS. La baja

concentración de H2S es necesaria para prevenir la desulfuración del catalizador de la CDHDS.

Se proporciona un analizador en línea, en el flujo combinado de gas de recirculación/fresco para

vigilar la concentración de H2S.

Hidrógeno de reposición y de recirculación

El hidrógeno de reposición desde fuera de los límites de batería pasa a través del tanque

separador del compresor booster de hidrógeno fresco (FA-3105) y es comprimido en los

compresores booster de hidrógeno fresco (GB-3102/S) para satisfacer los requerimientos de

presión del proceso. El hidrógeno fresco comprimido, se distribuye en control de flujo a la

alimentación de la columna CDHDS, al calentador de la CDHDS y al reactor de pulido. El

compresor booster tiene un control de recirculación (de protección) para mantener el

funcionamiento apropiado. El hidrógeno de reposición sin comprimir de FA-3105 también es

enviado a la columna CDHydro.

El vapor efluente del tanque separador del compresor de recirculación de CDHDS (FA-3206) se

recircula nuevamente a la columna CDHDS mediante el compresor de gas de recirculación de

CDHDS (GB-3201). El flujo de gas de recirculación se distribuye, en control de flujo, a la

alimentación de la columna CDHDS y calentador de la CDHDS. El compresor de recirculación

tiene un control anti-oscilante (anti-surge) repentinas para mantener el funcionamiento correcto.

Rev. No. 1


Proyecto:





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

controladores de flujo en el hidrógeno fresco y el hidrógeno de recirculación a la columna

CDHDS para distribuir el hidrógeno entre el domo y el fondo de la columna.

Agotador de H2S

La función del agotador de H2S (DA-3203) es extraer el hidrógeno disuelto, hidrocarburos

ligeros y ácido sulfhídrico del producto desulfurado del domo de la columna CDHDS. El

agotador contiene 34 platos tipo válvula. Los líquidos del tanque de reflujo de la CDHDS (FA-

3201) y del tanque frío de la CDHDS (FA-3202) son alimentados al agotador de H2S en los

platos No. 12 y No. 1, respectivamente. El producto del fondo de la CDHDS es alimentado al

fondo del agotador de H2S para la recuperación de calor.

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

la CDHDS a través del calentador del agotador de H2S (EA-3205). El vapor del domo del

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

(EC-3202) y se envía al tanque acumulador de reflujo del agotador de H2S (FA-3205). El líquido

separado retorna como reflujo al agotador de H2S por medio de las bombas de reflujo del

agotador de H2S (GA-3203/S). El reflujo está en control de flujo, el cual se reposiciona mediante

el nivel en el tanque de reflujo y la señal se transmite en cascada al controlador de flujo que

regula la razón de circulación de productos del fondo de la CDHDS que van al calentador del

agotador de H2S (EA-3205).

El gas amargo de venteo del tanque de reflujo del agotador de H2S (FA-3205) se combina con

el gas amargo de venteo del tanque de reflujo del estabilizador de nafta (FA-3303). La corriente

combinada de gas se enfría a través del condensador de gas amargo (EA-3204). El líquido

condensado retorna al tanque de reflujo, por gravedad, y el vapor restante se envía al

absorbedor de gas de venteo con amina (DA-3302). El ácido sulfhídrico en el vapor se reduce a

20 ppm en volumen o menos, lavando el gas en contra corriente con una solución de amina

pobre. La columna de absorción tiene dos lechos de empaque al azar para promover el

Rev. No. 1


Proyecto:





contacto gas-liquido y un distribuidor de líquido en la parte superior de cada lecho para distribuir

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

absorbedor es enviada fuera de los límites de batería para su regeneración. El gas lavado del

absorbedor de gas de venteo con amina (DA-3302), se envía al tanque separador (FA-3304),

donde cualquier líquido es separado. Este gas dulce se mezcla con el gas de purgado del FA-

3204, se enfrían en el enfriador de gas de purga (EA-3303) para cumplir con los requerimientos

de especificación fuera de los límites de batería, y entonces poder ser enviada al sistema de

gas combustible fuera de los límites de batería.

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

el absorbedor de gas de venteo con amina (DA-3302). El producto de fondo del agotador de

H2S (DA-3205) se bombea al reactor de pulido a través de la bomba de alimentación del reactor

de pulido (GA-3204/S).

Circuito del reactor de pulido.

La función del reactor de pulido (DC-3301) es reducir el azufre en la gasolina hasta el nivel

exigido para el producto.

Reactor de pulido.

La corriente de productos del fondo de la columna agotadora de H2S (DA-3203) se mezcla con

el hidrógeno fresco comprimido y se calienta en los intercambiadores de carga contra efluente

del reactor de pulido (EA-3301 A/B) y en el calentador de carga del reactor de pulido (EA-3302).

Se proporciona una recirculación de los productos del fondo del estabilizador (DA-3301) para

diluir la alimentación del reactor de pulido cuando la concentración de azufre en los productos

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

reactor de pulido reposiciona el flujo de circulación de los productos del fondo de la CDHDS al

calentador de alimentación del reactor de pulido EA-3302. El reactor de pulido reduce el

contenido de azufre a 10 ppm o menos en el efluente.

Rev. No. 1


Proyecto:





El efluente del reactor de pulido se enfría contra los productos del fondo del agotador de H2S

mediante el intercambiador de carga contra efluente. La corriente bifásica resultante se alimenta

al tanque caliente de efluente del reactor de pulido (FA-3301). El líquido del tanque se alimenta

a la columna estabilizadora de nafta (DA-3301) en el plato 12. El vapor del tanque caliente es

enfriado y condensado parcialmente en el condensador de vapor caliente del reactor de pulido

(EC-3301) y se envía al tanque frío del efluente del reactor de pulido (FA-3302). Se proporciona

un mecanismo para inyectar agua en las distintas secciones/bahías del EC-3301 según sea

necesario para evitar la acumulación de sales de amonio. El agua inyectada es separada en el

tanque de reactor de pulido FA-3302 y enviada al tanque acumulador de agua amarga. El

efluente líquido del FA-3302 se envía como alimentación al plato uno de la columna

estabilizadora de nafta, y el efluente de vapor del FA-3302 se enfría adicionalmente en el

enfriador de vapor del separador del reactor de pulido (EA-3306). El líquido condensado de EA-

3306 regresa al tanque frío por gravedad, y el vapor restante que contiene en su mayor parte

hidrógeno, es enviado al tanque separador frío de CDHDS (FA-3203) con la presión controlada.

Estabilizador de nafta.

La columna estabilizadora de nafta (DA-3301) consiste en 34 platos tipo válvula. Los líquidos de

los tanques caliente y frío del reactor de pulido se alimentan a los platos No.12 y No.1,

respectivamente. Estas corrientes contienen hidrocarburos ligeros, hidrógeno y ácido sulfhídrico

que serán removidos en estabilizador. El gas de venteo desde el compresor de gas de

recirculación de CDHydro (GB-3101) se envía como alimentación al plato No. 30 a fin de

recuperar el hidrocarburo antes de ser purgado junto con el gas amargo desde la parte superior

del estabilizador. Los productos del fondo de la CDHDS proporcionan calor del fondo al circular

en el rehervidor del estabilizador de nafta (EA-3304). El vapor del domo del estabilizador de

nafta se condensa parcialmente mediante el condensador de la estabilizadora de nafta (EC-

3302) y se envía al tanque acumulador de reflujo de la estabilizadora de nafta (FA-3303). El gas

amargo de venteo del tanque de reflujo del estabilizador es enviado al condensador de gas

amargo (EA-3204). El líquido del tanque de reflujo se envía de regreso al estabilizador como

Rev. No. 1


Proyecto:





reflujo mediante la bomba de reflujo del estabilizador (GA-3301/S). El reflujo está en control de

flujo y se reposiciona mediante el nivel en el tanque de reflujo y la señal se transmite en

cascada al controlador de flujo que regula la el flujo de circulación de productos del fondo de

CDHDS a través del rehervidor del estabilizador de nafta (EA-3304).

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

estabilizador (GA-3302/S) y enfriado mediante los precalentadores de alimentación de CDHydro

(EA-3101 A/B), el enfriador de nafta catalítica pesada estabilizado producto (HCN “High

Catalytic Naphtha”) (EC-3303) y el enfriador de producto estabilizado de nafta catalítica pesada

(EA-3305). El producto estabilizado de nafta catalítica pesada (HCN) se envía fuera de los

límites de batería. La bomba de recirculación de productos del fondo del estabilizador (GA-

3303/S) bombea los productos del fondo del estabilizador recirculados a la alimentación del

reactor de pulido. La columna estabilizadora de nafta comparte el mismo control de presión con

la columna agotadora de H2S.

Tanque acumulador de agua amarga.

El agua amarga de las piernas de todos los tanques horizontales, a excepción de FA-3201, se

recolecta en el tanque acumulador de agua amarga (FA-3305). El tanque acumulador se vacía

en forma intermitente a fuera de los límites de batería mediante la bomba de agua amarga (GA-

3304/S).

Diagramas de flujo de proceso.

En el anexo V.3 se incluyen los Diagramas de Flujo de Proceso (DFP’s) de la planta ULSG-1 de

acuerdo a la tabla V.12, como una representación gráfica de la descripción anterior.

Tabla V.12 Listado de Diagramas de Flujo de Proceso de la planta ULSG-1

Número de plano Sección de proceso

Rev. No. 1


Proyecto:





D-20072-05-01001A Columna CDHydro

D-20072-05-02001B Columna CDHDS

D-20072-05-02001C Domo de la CDHDS

D-20072-05-03001D Reactor de pulido

D-20072-05-03001E Estabilizadora

Unidad regeneradora de amina (URA-1), servicios auxiliares e integración

No se tiene disponible aún la ingeniería básica o de detalle de la unidad regeneradora de amina

(URA-1), de los servicios auxiliares, incluyendo la torre de enfriamiento y el quemador elevado,

o de las integraciones necesarias. Estas obras utilizan tecnologías convencionales, utilizando

controles y protecciones de acuerdo a la normatividad vigente y serán definidos con precisión

en la etapa de ingeniería de detalle, procura y construcción del proyecto.

El proceso básico, a nivel conceptual, de la unidad regeneradora de amina (URA-1) consiste en

el calentamiento de la corriente de amina rica a baja presión para lograr la desorción del ácido

sulfhídrico de la metildietanolamina. El proceso normalmente se lleva a cabo en una torre

desorbedora con 20 a 24 platos tipo válvulas o su equivalente en empaque a presiones

ligeramente mayores a la atmosférica y temperaturas del orden de 115ºC, equipado con

condensador y acumulador de recirculación de domo y rehervidor de fondos calentado con

vapor. La amina regenerada o amina pobre recuperada en el fondo de la torre, es enfriada y

enviada a las torres absorbedoras de amina, mientras que el ácido sulfhídrico desorbido del

domo de la torre es enviado al cabezal de desfogue ácido de la refinería para su posterior

tratamiento en las plantas recuperadoras de azufre, o bien en caso de alguna falla en dichas

plantas o por alguna emergencia es enviado a los quemadores elevados de gas ácido

existentes en la refinería.

Rev. No. 1


Proyecto:





V.3 Hojas de seguridad

Se incluyen en el Anexo V.4 las hojas de datos de seguridad de las sustancias o materiales

considerados peligrosos que presentan alguna característica CRETIB en la planta ULSG, estas

sustancias son:

Tabla V.13 Características principales de las sustancias peligrosas en la planta ULSG-1

Sustancia Estado IDLH TLV

(ppm) Tebullición

(ºC) Tinflamacion

(ºC) Tautoignición

(ºC) Pvapor

(psia)

Acido sulfhídrico Gas 100 10

-60 ND 260-270 261

a 21.1 ºC

Gasolina catalítica Líquido - - 38-204 -43 250 6.5-11.5

Metildietanolamina Líquido - - 244-246 127 410 0.00019

a 20 ºC

Dimetil disulfuro Líquido 0.5 - 107-110 16 300 0.42

Hidrógeno Gas - - -252.80 Gas inflamable

500-571 -

El ácido sulfhídrico, un gas tóxico, se encuentra siempre diluido a bajas concentraciones (12.5%

en peso como máximo) en las corrientes de hidrógeno, gasolina catalítica y amina

(metildietanolamina) rica, dentro de los límites de batería de la planta ULSG. Sin embargo, a la

salida de la unidad regeneradora de amina, cuya ingeniería básica y de detalle no ha sido

desarrollada aún, se tendrá una corriente con alta concentración de ácido sulfhídrico.

Rev. No. 1


Proyecto:





V.4 Almacenamiento

No se tiene contemplada la construcción de tanques de almacenamiento adicionales en el

proyecto. La gasolina desulfurada producto de la planta ULSG-1, se enviará al pool de

gasolinas y a tanques de almacenamiento existentes (TV-207, TV-208, TV-209, TV-210, TV-204

A, TV-205, TV-230, TV-231, otros), que actualmente son utilizados para el mismo fin en la

refinería “Ing. Antonio M. Amor” de Salamanca, Guanajuato. Las características técnicas de los

tanques involucrados en el proyecto así como sus dimensiones se detallan en las siguientes

dos tablas.

Tabla V.14 Características de los tanques de almacenamiento existentes involucrados en el proyecto

TAG Capacidad (barriles)

Servicio Tipo Sistemas de protección instalados

TV-204 A 100,000

Gasolina

PEMEX

Magna

Cúpula flotante

Dique de contención, Cámaras de

espuma, Inyección de espuma

superficial y subsuperficial

TV-205 A 100,000

Gasolina

PEMEX

Magna

Cúpula flotanteDique de contención, inyección de

espuma superficial y subsuperficial.

TV-207 30,000

Gasolina

PEMEX

Magna



TV-208 100,000

Gasolina

PEMEX

Premium

Cúpula flotante

Anillos de enfriamiento, dique de

contención, inyección de espuma

superficial y subsuperficial, alarmas

por alto y bajo nivel

TV-209 55,000

Gasolina

PEMEX

Magna

Cúpula flotante

Dique de contención, inyección de

espuma superficial y subsuperficial,

alarmas por alto y bajo nivel

Rev. No. 1


Proyecto:





TV-210 55,000

Gasolina

PEMEX

Premium



TV-210 A 55,000

Gasolina

PEMEX

Magna

Cúpula flotante

Cámaras de espuma, dique de

contención, inyección de espuma

superficial y subsuperficial.

TV-230 55,000

Gasolina

PEMEX

Magna



TV-231 55,000

Gasolina

PEMEX

Magna



TV-54 30,000 Nafta

catalítica

Cúpula fija con

membrana

interna flotante

Anillos de enfriamiento, cámaras de

espuma, dique de contención,

inyección de espuma superficial y

subsuperficial, alarmas por alto y

bajo nivel

TV-55 30,000 Nafta

catalítica

Cúpula fija con

membrana

interna flotante

Anillos de enfriamiento, cámaras de

espuma, dique de contención,

inyección de espuma superficial y

subsuperficial, alarmas por alto y

bajo nivel

Tabla V.15 Dimensiones estándar de tanques de almacenamiento vertical

Capacidad (barriles) Diámetro (m) Altura (m)

100,000 40.843 12.192

55,000 30.480 12.192

30,000 22.352 12.192

Rev. No. 1


Proyecto:





V.5 Equipos de proceso y auxiliares

En la planta Desulfuradora de Gasolina Catalítica (ULSG-1), se tiene considerada la instalación

de los siguientes equipos: 6 torres (incluyendo 2 torres de destilación reactiva), 1 reactor, 17

recipientes, 18 intercambiadores de calor, 8 aeroenfriadores, 1 calentador a fuego directo, 3

compresores, 13 bombas, 4 filtros, 1 desobrecalentador, y 4 paquetes de compresores; dando

un total de 76 equipos.

La columna CDHDS DA-3201 está diseñada para operar con una temperatura de 400 ºC y una

presión de 24.6 kg/cm2g, en el fondo de esta columna se recirculan 361,783 kg/hr de nafta a

329 ºC, por lo que se considera uno de los equipos más críticos, al igual que el compresor del

Booster de Hidrógeno Fresco GB-3102/S que descarga con una presión de 28.1 kg/cm2g y el

compresor de gas de recirculación de CDHDS GB-3201 a una temperatura de 143.2 ºC y una

presión de 23.0 kg/cm2g; el reactor de pulido DC-3301 por la presión a la que va a operar 15.1

kg/cm2g; el sobrecalentador a Vapor de Media M-3201 a una temperatura de 456 ºC y una

presión 24.0 kg/cm2g.

En el Anexo V.1 Arreglo general de la planta se puede realizar la ubicación de los equipos de

proceso y auxiliares. Los planos de detalle del diseño mecánico de los principales equipos de

proceso se han incluido en el Anexo V.5 y los sistemas de conducción se encuentran en el

Anexo V.6. Las normas y códigos que se aplicaron para el diseño mecánico de los equipos se

mencionaron previamente en la Tabla V.2

A continuación se mencionan los equipos con sus respectivas características:

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.16 Equipo de proceso y auxiliares (TORRES)

Características

Cond. de diseño Clave

Descripción

del equipo D.I. (mm)

L-T (mm)

Nivel

(mm) Temp.

(ºC)

Presión

(kgf/cm2g)

DA-3101 Columna CDHYDRO 3700 50700

Max: 4860

Nor: 2580

Min: 300

245 10.5/FV

DA-3201 Columna CDHDS 3700 71100

Max: 4800

Nor: 2550

Min: 300

400 24.6/FV

DA-3202 Absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS 1000 19900

Max: 2000

Nor: 1150

Min: 300

150 24.6/FV

DA-3203 Agotador de H2S 2100 28200

Max: 4950

Nor: 2625

Min: 300

330 9.0/FV

DA-3301 Columna estabilizadora de nafta 3100 27900

Max: 4550

Nor: 2425

Min: 300

330 9.0/FV

DA-3302 Absorbedor de gas de venteo con amina 700 20800

Max: 2000

Nor: 1150

Min: 300

150 9.0/FV

FV: Condiciones de vacío completo (Full Vacuum).

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.17 Equipo de proceso y auxiliares (REACTOR)

Características


Descripción


L-T (mm) Temp.

(ºC)

Presión

(kgf/cm2g)

DC-3301 Reactor de pulido 2600 8000 343 24.6/FV


Tabla V.18 Equipo de proceso y auxiliares (RECIPIENTES)

Características


Descripción


L-T (mm)

Nivel

(mm) Temp.

(ºC)

Presión

(kgf/cm2g)

FA-3101 Tanque acumulador de carga de CDHYDRO 2700 8900

Max: 2250

Nor: 1275

Min: 300

210 6.0/FV

FA-3102 Tanque acumulador de reflujo de CDHYDRO 2100 7200

Max: 1750

Nor: 1025

Min: 300

210 10.5/FV

FA-3103 Tanque acumulador de carga de CDHDS 1400 4400

Max: 1100

Nor: 700

Min: 300

210 6.0/FV

FA-3104 Tanque separador del compresor del gas de recirculación de CDHYDRO 600 2700

Max: 1200

Nor: 750

Min: 300

210 10.5/FV

FA-3105 Tanque separador del compresor Booster de Hidrógeno fresco. 800 2800

Max: 1200

Nor: 750

Min: 300

150 20.0/FV

FA-3201 Tanque acumulador de reflujo de CDHDS 2800 9500

Max: 1500

Nor: 900

Min: 300

235 24.6/FV

Rev. No. 1


Proyecto:





Características


Descripción


L-T (mm)

Nivel

(mm) Temp.

(ºC)

Presión

(kgf/cm2g)

FA-3202 Tanque acumulador frío de CDHDS 1700 5400

Max: 1200

Nor: 750

Min: 300

235 24.6/FV

FA-3203 Tanque separador frío de CDHDS 700 2800

Max: 1200

Nor: 750

Min: 300

150 24.6/FV

FA-3204 Tanque separador de exhaustos del absorbedor con amina de gas de recirculación de CDHDS

700 2800

Max: 1200

Nor: 750

Min: 300

150 24.6/FV

FA-3205 Tanque acumulador de reflujo del agotador de H2S 1500 3800

Max: 900

Nor: 600

Min: 300

200 9.0/FV

FA-3206 Tanque separador del compresor de gas recirculado de CDHDS 700 2800

Max: 1200

Nor: 750

Min: 300

150 24.6/FV

FA-3301 Tanque acumulador caliente del rector de pulido 2700 8000

Max: 1250

Nor: 775

Min: 300

343 24.6/FV

FA-3302 Tanque acumulador frío del reactor de pulido 1500 5300

Max: 1200

Nor: 750

Min: 300

270 24.6/FV

FA-3303 Tanque acumulador de reflujo de la estabilizadora de nafta. 1500 3100

Max: 900

Nor: 600

Min: 300

200 9.0/FV

FA-3304 Tanque separador del absorbedor con amina de gas de venteo. 600 2800

Max: 1200

Nor: 750

Min: 300

150 9.0/FV

Rev. No. 1


Proyecto:





Características


Descripción


L-T (mm)

Nivel

(mm) Temp.

(ºC)

Presión

(kgf/cm2g)

FA-3305 Acumulador de aguas amargas 1500 3100

Max: 1000

Nor: 650

Min: 300

150 6.0/FV

FA-3701 Tanque de desfogue 4700 12000 - 325 5/150 mmHg

FV: Condiciones de vacío completo (Full Vacuum). Tabla V.19 Equipo de proceso y auxiliares (INTERCAMBIADORES DE CALOR)

Características


Descripción del equipo

Carga térmica (kcal/hr) Temp.

(ºC)

Temp.

(ºC)

EA-3101 A/B Precalentadores de carga de CDHYDRO 6.82 x 106 210 25.4

EA-3102 Enfriador de vapor de CDHYDRO 0.46 x 106 210 10.5/FV

EA-3103 Rehervidor de fondos de CDHYDRO 8.03 x 106 245 28.5/FV

EA-3104 Rehervidor lateral de CDHYDRO 4.73 x 106 245 19.0/FV

EA-3105 Enfriador del producto de Nafta Catalítica

Ligera 0.51 x 106 150 12.5/FV

EA-3107 Precalentador de carga de Nafta Catalítica

Pesada 0.33 x 106 210 39.0

EA-3108 Enfriador de Hidrógeno Fresco de retorno - Por IPC -

EA-3201

A/B/C

Intercambiadores de carga/domos de

CDHDS 4.69 x 106 280 39.0

EA-3202 Generador de vapor de Media 1.51 x 106 375 24.0/FV

Rev. No. 1


Proyecto:





Características


Descripción del equipo

Carga térmica (kcal/hr) Temp.

(ºC)

Temp.

(ºC)

EA-3203 Enfriador del venteo del separador frío de

CDHDS 0.11 x 106 235 24.6/FV

EA-3204 Condensador de Gas Amargo 0.07 x 106 200 9.0/FV

EA-3205 Calentador del agotador de H2S 2.59 x 106 330 28.5/FV

EA-3301 A/B Intercambiadores de carga/ efluente del

Reactor de Pulido 8.63 x 106 343 33.0/FV

EA-3302 Calentador de la carga al Reactor de Pulido 4.78 x 106 343 33.0/FV

EA-3303 Enfriador de gas de purga 0.01 x 106 150 9.0/FV

EA-3304 Calentador de la estabilizadora de Nafta 5.33 x 106 330 28.5/FV

EA-3305 Enfriador de producto estabilizado de Nafta

Catalítica Pesada 1.33 x 106 220 33.0/FV

EA-3306 Enfriador de vapor del separador frío del

Reactor de Pulido 0.06 x 106 270 24.6/FV


Tabla V.20 Equipo de proceso y auxiliares (AEROENFRIADORES)

Características

Temperatura (ºC) Clave Descripción del equipo Carga térmica

(kcal/hr) Entrada Salida

EC-3101 Condensador de CDHYDRO 0.47 x 106 90 60

EC-3102 Enfriador Solo-aire de Naftas Catalíticas Ligeras producto 0.77 x 106 105 66

EC-3201 Enfriador de vapor de domos de CDHDS 4.83 x 106 204 66

Rev. No. 1


Proyecto:





Características

Temperatura (ºC) Clave Descripción del equipo Carga térmica

(kcal/hr) Entrada Salida

EC-3202 Condensador del agotador de H2S 1.10 x 106 153 67

EC-3203 Enfriador de domos de CDHDS 0.39 x 106 209 204

EC-3301 Condensador de vapor caliente del Reactor de Pulido 9.43 x 106 233 66

EC-3302 Condensador de la estabilizadora de Nafta 2.36 x 106 158 66

EC-3303 Enfriador de Nafta Catalítica Pesada Estabilizada producto 0.76 x 106 69 66

Tabla V.21 Equipo de proceso y auxiliares (CALENTADOR A FUEGO DIRECTO)

Cond. de entrada Cond. de entrada

Clave Descripción del equipo

Carga térmica

(kcal/hr) Temp.

(ºC) Presión

(kgf/cm2g)

Temp. (ºC)

Presión

(kgf/cm2g)

BA-3201 Calentador de CDHDS 28.10 x 106 219 21.7 320 20.6

Tabla V.22 Equipo de proceso y auxiliares (COMPRESORES)

Características

Cond. de entrada Cond. de descarga Clave

Descripción del equipo Temp.

(ºC) Presión

(kgf/cm2g)

Temp. (ºC)

Presión

(kgf/cm2g)

GB-3101 Compresor de gas de recirculación de

CDHYDRO 38 6.7 69 9.5

GB-3102/S Compresor del Booster de Hidrógeno

Fresco 38 18.8 106 29.0

GB-3201 Compresor de gas de recirculación de

CDHDS 46 12.5 143.2 23.1

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.23 Equipo de proceso y auxiliares (BOMBAS)

Características

Clave Descripción

del equipo Capacidad

(GPM)

∆P

(kgf/cm2g)

GA-3101/S Bombas de carga hacia CDHYDRO 748 9.7

GA-3102/S Bombas de reflujo de CDHYDRO 847 5.5

GA-3103/S Bombas de fondos de CDHYDRO 677 20.3

GA-3104/S Bombas de carga de CDHDS 83 25.9

GA-3201/S Bombas de reflujo de CDHDS 564 8.7

GA-3202/S Bombas de circulación del calentador de CDHDS 2958 8.7

GA-3203/S Bombas de reflujo del agotador de H2S 66 3.9

GA-3204/S Bombas de carga del reactor de pulido 684 18.4

GA-3301/S Bombas de reflujo de la estabilizadora 129 4.1

GA-3302/S Bombas de fondos de la estabilizadora 680 6.2

GA-3303/S Bombas de recirculación de fondos de la Estabilizadora 683 18.4

GA-3304/S Bombas de aguas amargas 40 4.9

GA-3701/S Bombas de quemadores - -

Tabla V.24 Equipo de proceso y auxiliares (FILTROS)

Características


Descripción

del equipo Temp.

(ºC)

Presión

(kgf/cm2g)

FD-3101/S Filtros de reflujo de la columna CDHYDRO 210 19.0

FD-3102/S Filtros de carga de la columna CDHDS 245 39.0

FD-3103/S Filtros de carga de Nafta 210 6.0

FD-3201/S Filtros de reflujo de CDHDS 343 37.0

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.25 Equipo de proceso y auxiliares (DESOBRECALENTADOR)

Características


Descripción

del equipo Temp.

(ºC)

Presión

(kgf/cm2g)

M-3201 Desobrecalentador a Vapor de Media 456 24.0/FV

FV: La presión está diseñada para condiciones de vacío completo.

Tabla V.26 Equipo de proceso y auxiliares (PAQUETES)

Características


Descripción

del equipo Temp.

(ºC)

Presión

(kgf/cm2g)

PA-3101 Sistema de aceite de lubricación para GB-3101 Por IPC Por IPC

PA-3102/S Equipo auxiliar para compresor reciprocante GB-3102/S Por IPC Por IPC

PA-3201/S Equipo auxiliar para compresor reciprocante GB-3201/S Por IPC Por IPC

PA-3202 Sistema de inyección de Disulfuro de Dimetilo (DMDS) Por IPC Por IPC

IPC: Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción.

Tabla V.27 Información complementaria sobre los recipientes de la planta ULSG-1.

Numero Distancia (m) Altura (m) Clave

Platos Empacados Platos Empacados Platos Empacados

DA-3101 37 2 0.75 4.88 0.15 2.44

DA-3201 0 8 0 4.575 0 2.2875

DA-3202 0 2 0 6.1 0 3.05

DA-3203 34 0 0.6 0 0.12 0

DA-3301 34 0 0.6 0 0.12 0

DA-3302 0 2 0 6.1 0 3.05

Rev. No. 1


Proyecto:





V.6 Condiciones de operación.

En el balance de materia y energía (V.6.1) se describen las condiciones de operación de la

planta USLG (flujo, temperaturas y presiones de operación), así como el estado físico de las

diferentes corrientes señaladas en los diagramas de flujo de proceso (DFP’s) (ver Anexo V.3).

Como puntos más críticos se destacan los siguientes:

1) Nafta: con flujos de hasta de 365 ton/hr, en condiciones de líquido presurizado, a una

presión de 27 kgf/cm2 y una temperatura de 330 ºC. Estas condiciones ocurren en el

circuito del rehervido de la columna CDHDS (corrientes 1144 y 1147) y cabe mencionar

que a estas condiciones en caso de una fuga el material se vaporizaría rápidamente

formando una nube inflamable y explosiva.

2) Hidrógeno de reformadora (hidrógeno con pequeñas cantidades de metano, etano,

propano y butano): con flujos de hasta de 3.6 ton/hr, a una presión de 22 kgf/cm2 y una

temperatura de 146 ºC. Las condiciones más críticas para estas corrientes son a la

descarga de los compresores de hidrógeno fresco (corriente 1111) y de recirculación

(corriente 1197). 3) Corrientes ricas en ácido sulfhídrico (H2S): corrientes de hasta 3.3 ton/hr de hidrógeno

de reformadora con hasta 12.5% en peso de ácido sulfhídrico, a 15 kgf/cm2 de presión y

66 ºC de temperatura. En este caso las corrientes críticas representativas son la 1167,

1155, 1169 y 1191.

Rev. No. 1


Proyecto:





V.6.1 Balance de materia y energía

Corriente 1111 1144 1147 1155

Flujo másico (kg/hr) 1,916 361,783 365,069 3,378

Fase Vapor Liquido Mezcla Vapor

Temperatura (ºC) 106 329 331 65

Presión kg/cm2 28.1 17.9 18.2 14.8

Composición (% en peso)

Hidrógeno 24.62 0.02 0.19 11.48

Metano 12.01 0.05 0.37 35.85

C2´s* 20.42 0.04 0.21 15.51

C3´s* 28.03 0.03 0.1 5.32

C4´s* 8.94 0.01 0.4

C5´s* 5.97 0.01 0.1

Nafta 99.86 99.12 23.16

H2S 0 8.17

Entalpía 0.341 70.21 78.2 0.375

Rev. No. 1


Proyecto:





Corriente 1167 1169 1191 1197

Flujo másico (kg/hr) 1,095 1,729 4,022 3,628

Fase Vapor Vapor Vapor Vapor

Temperatura (ºC) 66 38 37 146

Presión kg/cm2 6.7 6.5 12.1 22.1

Composición (% en peso)

Hidrógeno 1.32 2.47 17.12 18.36

Metano 11.96 10.19 33.65 36.1

C2´s* 18.45 21.37 17.07 18.31

C3´s* 19.38 30.65 7.35 7.89

C4´s* 5.76 8.97 0.73 0.79

C5´s* 1.54 2.17 0.25 0.27

Nafta 29.54 16.38 16.95 18.18

H2S 12.05 7.8 6.88 0.1

Entalpía 0.125 0.176 0.353 0.728

Rev. No. 1


Proyecto:





El balance de materia y energía se realiza con base en las corrientes definidas en los

Diagramas de Flujo de Proceso que se encuentran en el Anexo V.3.

V.6.2 Temperaturas y presiones de diseño y operación

Las temperaturas y presiones de operación, de las corrientes principales del proceso, son las

utilizadas en el balance de materia y energía (Punto V.6.1), las cuales se extrajeron de los

Diagramas de Flujo de Proceso que se encuentran en el Anexo V.3, y las temperaturas y

presiones de diseño son las descritas en el Punto V.5 (Equipos de proceso y auxiliares).

V.6.3 Estado físico de las diversas corrientes del proceso

El estado físico de las corrientes principales del proceso se describe en el Punto V.6.1 (Balance

de materia y energía), así mismo, para el resto de las corrientes, se puede consultar en Anexo

V.3, donde se localizan los Diagramas de Flujo de Proceso y en donde se encuentra el balance

general del proceso.

V.6.4 Características del régimen operativo de la instalación (continuo o por lotes)

La planta ULSG operará con un régimen operativo continuo.

V.6.5 Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI’s) con base en la ingeniería de detalle y con la simbología correspondiente

La lista de los Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTI’s) que se localizan en el Anexo V.6

se muestra en la Tabla V.18.

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.28 Lista de los Diagramas de Tubería e Instrumentación

NÚM. NOMBRE TITULO

1 D-20072-05--02005F MP STEAM GENERATOR

2 D-20072-05-00004A PIPING SYMBOLS AND ABBREVIATIONS

3 D-20072-05-00004B INSTRUMET SYMBOLS AND ABBREVIATIONS

4 D-20072-05-00004C EQUIPMENT SYMBOLS AND ABBREVIATIONS

5 D-20072-05-00005 DRAWING REFERENCE LIST

6 D-20072-05-01005A CDHYDRO FEED SURGE DRUM & PUMPS

7 D-20072-05-01005B CDHYDRO FEED PREHEATERS

8 D-20072-05-01005C CDHDS FEED SURGE DRUM, PUMPS & PREHEATER

9 D-20072-05-01005D CDHYDRO COLUMN

10 D-20072-05-01005E CDHYDRO BOTTOMS & SIDE REBOILERS

11 D-20072-05-01005F CDHYDRO BOTTOMS PUMPS

12 D-20072-05-01005G CDHYDROCONDENSER

13 D-20072-05-01005H CDHYDRO REFLUZ DRUM & PUMPS

14 D-20072-05-01005J CDHYDRO VAPOR TRIM COOLER & COMPRESSOR

15 D-20072-05-01005K CDHYDRO RECYCLE GAS COMPRESSOR

16 D-20072-05-01005L LCN PRODUCT COOLERS

17 D-20072-05-01005M FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR KO

18 D-20072-05-01005N FRESH HYDROGEN BOOSTER COMPRESSOR &

19 D-20072-05-01005P CDHYDRO FRESH HYDROGEN BOOSTER SPARE

20 D-20072-05-02005A CDHDS REBOILER FURNACE

21 D-20072-05-02005B CDHDS REBOILER FURNACE FUEL GAS FIRING

22 D-20072-05-02005C CDHDS FEED / OVERHEAD EXCHANGERS

23 D-20072-05-02005D CDHDS COLUMN

24 D-20072-05-02005E CDHDS REBOILER CIRCULATION PUMPS

25 D-20072-05-02005G CDHDS OVERHEAD COOLER

26 D-20072-05-02005H CDHDS REFLUX DRUM & PUMPS

27 D-20072-05-02005J CDHDS NET OVHD VAPOR COOLER

28 D-20072-05-02005K CDHDS COLD DRUM, VENT COOLER & KO DRUM

29 D-20072-05-02005 CDHDS RECYCLE GAS AMINE ABSORBER

Rev. No. 1


Proyecto:





NÚM. NOMBRE TITULO

30 D-20072-05-02005M AMINE ABSORBER KO DRUM

31 D-20072-05-02005N CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR

32 D-20072-05-02005P H2S STRIPPER & CONDENSER

33 D-20072-05-02005Q H2S STRIPPER REBOILER & REACTOR FEED PUMPS

34 D-20072-05-02005R H2S STRIPPER REFLUX DRUM, PUMPS & TRIM

35 D-20072-05-02005S CDHDS RECYCLE GAS COMPRESSOR KO DRUM

36 D-20072-05-03005A POLISHING REACTOR FEEED / EFFLUENT EXCHANGER

37 D-20072-05-03005B POLISHING REACTOR & FEED HEATER

38 D-20072-05-03005C POLISHING REACTOR EFFLUENT HOT DRUM &

39 D-20072-05-03005D POLISHING REACTOR EFFLUENT COLD DRUM &

40 D-20072-05-03005E NAPHTA STABILIZER COLUMN

41 D-20072-05-03005F NAPHTA STABILIZER REBOILER & BOTTOMS PUMPS

42 D-20072-05-03005G STABILIZER BOTTOMS RECYCLE PUMPS

43 D-20072-05-03005H NAPHTA STABILIZER CONDENSER

44 D-20072-05-03005J NAPHTA STABILIZER REFLUX DRUM & PUMPS

45 D-20072-05-03005K LOW PRESSURE AMINE ABSORBER

46 D-20072-05-03005L STABILIZED HCN PRODUCT COOLERS

47 D-20072-05-03005M PURGE GAS KO DRUM & COOLER

48 D-20072-05-03005N SOUR WATER ACCUMULATOR DRUM & PUMPS

49 D-20072-05-07013A MP STEAM, LP STEAM DISTRIBUTION

50 D-20072-05-07013B BFD & LP CONDENSATE DISTRIBUTION

51 D-20072-05-07015A COOLING WATER & SERVICE WATER DISTRIBUTION

52 D-20072-05-07018A IA, PA & NITROGEN DISTRIBUTION

53 D-20072-05-07020A FUEL GAS DISTRIBUTION

54 D-20072-05-07022A FLARE HEADER

55 D-20072-05-07022B PUMPS & FILTERS DRAIN COLLECTION

56 D-20072-05-07024A LEAN / RICH AMINE DISTRIBUTION

57 D-20072-05-07024B OILY DRAIN COLLECTION CLOSE SYSTEM

58 D-20072-05-07030A TIE-INS BATTERY LIMITS (1/2)

59 D-20072-05-07030B TIE-INS BATTERY LIMITS (2/2)

Rev. No. 1


Proyecto:





V.7 Cuarto de control

V.7.1 Especificación del cuarto de control

El sistema de control distribuido de la Planta ULSG-1, será enviado al Cuarto de Control

Centralizado Norte existente. El Cuarto satélite se ubicará en el área de la Planta ULSG-1.

La información de la instrumentación que se envía/recibe hacia/desde un sistema de monitoreo

y supervisión que estará ubicado en el cuarto central (Bunker), desde el cual se podrá

supervisar y monitorear en forma integral a la planta.

Cuarto Satélite.

El cuarto satélite albergará los controladores, módulos de entrada-salida y PLC’s de protección.

Se considera un arreglo de equipos, gabinetes, baterías, UPS y PLC en el cuarto de control

satélite de la Planta ULSG 1, donde se incluirá el sistema de control del Sistema de

Regeneración de Amina, con los espacios requeridos y 20% para demandas futuras de

instrumentación.

Las fuentes de energía de respaldo UPS serán del tipo alimentación en línea, doble conversión

(AC a DC / DC a AC), debe contar con línea de alimentación principal y línea alterna o de "by-

pass", independiente de los interruptores de transferencia automáticos y manual propios de la

UPS. Se instalará un interruptor manual externo a la UPS del tipo "make-before-brake" para

operar por la línea alterna independiente de la UPS y poder dar mantenimiento a ésta.

El cuarto de control contará con:

• Sistema de presurización y aire acondicionado con sistema de compresión redundante

(NFPA 496), control de temperatura, variaciones no mayores de 4 ºC por hora, presión

positiva de 0.2 a 0.4 pulgadas de agua, humedad relativa controlada de 40 a 60% y una

temperatura de 22 ºC, clasificación de ambiente G-1 de acuerdo al ANSI/IS-S71.04.

Rev. No. 1


Proyecto:





• Medidor de corrosión, temperatura, humedad y presión en un solo equipo, el cual se

comunicará al sistema de control distribuido para llevar el histórico de estas variables.

• Sistema de detección de humo y un sistema de extinción de fuego.

• Un área de esclusa que permita mantener la presurización cuando se accede a él.

• Un sistema extinguidor automático de fuego a base de CO2. El almacenamiento del CO2

estará protegido bajo techo en el exterior del cuarto satélite, enlazado y configurado en

el Sistema de Fuego y Gas.

No habrá baños, casa de cambio u oficinas dentro del cuarto satélite.

Para el Sistema de Paro de Emergencia, ESD, los arrancadores o apagadores de disparo

remoto desde bunker, se utilizarán interruptores mecánicos interconectados con cable desde el

cuarto de control en el bunker hasta el PLC que ejecutará la lógica de disparo.

Los equipos principales y la consola local para monitoreo y control de los sistemas de

comunicación serán instalados en el cuarto de control satélite.

Para el monitoreo y control a nivel se realizará la completa integración a los sistemas de

operación y controles centrales ubicados dentro del Cuarto de Control Centralizado (Bunker)

para la unidad de proceso.

El cableado del distribuidor del cuarto satélite al interior de la planta y al Cuarto de Control

Centralizado (Bunker) será implementado para la interconexión entre edificios y unidades, así

como en el interior de los mismos, para proporcionar los servicios de voz, datos y videos

(terminales, servidores y concentradores de datos) considerando áreas de crecimiento,

densidad de servicios y naturaleza de los mismos.

Rev. No. 1


Proyecto:





V.7.2 Sistemas de aislamiento

En el diseño de la planta se consideró la instalación de válvulas de corte rápido para

aislamiento de grandes inventarios (interlock), equipadas con activación de una señal remota

del Sistema de Paro de Emergencia (ESD – Emergency ShutDown). La finalidad es que el

sistema lleve a la planta a posición segura con la mínima intervención del operador, de acuerdo

a la especificación DG-GPASI-SI-2740. Por lo tanto los sistemas de aislamiento para la planta

ULSG-1 serían adecuados, según el diseño, en caso de incendio, ya que el accionamiento de

las válvulas de corte rápido no va a permitir que haya gran inventario para quemar y que el

incidente pase a mayores consecuencias.

Las válvulas de bloqueo de emergencia, aíslan en caso de emergencia productos clasificados

como peligrosos durante la ocurrencia de emergencias contenidos en el sitio, con el objeto de

parar una fuga de hidrocarburos que esté alimentando un fuego o bien, para eliminar el peligro

de una explosión por una nube de vapor.

La instalación, ubicación y caracterización de estas válvulas está de acuerdo a la especificación

DG-GPASI-SI-2740: Criterios para la instalación de válvulas de aislamiento de accionamiento

remoto y al estándar API-607, última revisión.

Las válvulas de aislamiento de grandes inventarios deben de cumplir con la normatividad

señalada en la Tabla V.1.b

Las válvulas pueden iniciar su operación de cierre mediante una botonera localizada en sitio, en

un área que sea segura al personal, fuera de zonas de riesgo y que sea de fácil y rápido acceso

sin obstrucciones, además de poder ser operadas directamente desde el cuarto de control.

Para el accionamiento de las Válvulas de Aislamiento de Activación Remota (VAAR’s)

intervienen los interlock’s y equipos siguientes:

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla V.20 Accionamiento de VAAR’s.

Función Números de interlock

Equipos protegidos

Condición Inicial

Acciones

Aislamiento de inventarios de hidrocarburos

I-3103

I-3111

I-3113

I-3123

I-3207

I-3210

I-3214

I-3216

I-3219

I-3302

I-3307

FA-3101

DA-3101

FA-3102

FA-3103

DA-3201

FA-3201

DA-3203

DA-3205

DA-3202

DA-3301

DA-3303

Accionamiento manual de

botón de cierre de válvulas de

aislamiento

Cierre de válvula de aislamiento en la descarga del

recipiente protegido y paro de bombas que succionan del recipiente en

cuestión

Rev. No. 1


Proyecto:




VI. EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGO

CONTENIDO

VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS........................................................... 3

VI.1 Antecedentes de acciones e incidentes...........................................................................3

VI.2 Metodologías de identificación y jerarquización ............................................................3

VI.3 Radios potenciales de afectación (análisis de consecuencias) ...................................3

VI.4 Interacciones de riesgo......................................................................................................3

VI.5 Recomendaciones técnico-operativas .............................................................................3

VI.5.1 Sistemas de seguridad.............................................................................................. 3

VI.5.2 Medidas preventivas ................................................................................................. 3

VI.6 Residuos, descargas y emisiones generadas durante la operación del proyecto.....3

VI.6.1 Caracterización ......................................................................................................... 3

VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento ...................................................................... 3

VI.6.3 Disposición ................................................................................................................ 3

TABLAS

Tabla VI.1 Resumen de incidentes..................................................................................................3

Tabla VI.2 Definición de las palabras guías y ejemplos de desviaciones. .....................................3

Tabla VI.3 Nodos analizados con la metodología HAZOP .............................................................3

Tabla VI.4 Simbología para la elaboración del FTA........................................................................3

Tabla VI.5 Probabilidad de eventos (estimados para el periodo de un año)..................................3

Tabla VI.6 Corrientes con mayor concentración de H2S.................................................................3

Tabla VI.7 Condiciones de operación de las corrientes con mayor concentración de H2S ...........3

Tabla VI.8 Descripción del escenario para el FTA. .........................................................................3

Tabla VI.9 Niveles de radiación .......................................................................................................3

Tabla VI.10 Niveles de sobrepresión...............................................................................................3

Tabla VI.11 Evaluación de daños por explosiones, niveles de sobrepresión.................................3

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla VI.12 Condiciones climáticas utilizadas en la simulación de eventos ..................................3

Tabla VI.13 Radios de afectación para el evento máximo probable ..............................................3

Tabla VI.14 Radios de afectación para el evento catastrófico........................................................3

Tabla VI.15 Interlocks de la planta ULSG-1 ....................................................................................3

Tabla VI.16 Descargas de Relevo para Falla Total de Agua de Enfriamiento ...............................3

Tabla VI.17 Descargas de Relevo para Falla de Energía Eléctrica................................................3

Tabla VI.18 Descargas de Relevo por Escenario cuando la Columna CDHDS está bajo Relevo 3

Tabla VI.19 PSV’s que protegen los equipos de la planta ULSG-1................................................3

Tabla VI.20 Actividades de Seguridad, Salud y Protección Ambiental...........................................3

FIGURAS

Figura VI.1 Matriz de riesgos utilizada.............................................................................................3

Figura VI.2 Capas de protección de los procesos químicos...........................................................3

ANEXOS

Anexo VI.1 Hojas de trabajo de las sesiones HAZOP

Anexo VI.2 Diagramas del análisis por árbol de fallas (FTA)

Anexo VI.3 Memoria de cálculo y resultados detallados de la simulación evento máximo

probable

Anexo VI.4 Memoria de cálculo y resultados detallados de la simulación evento catastrófico

Anexo VI.5 Memoria de cálculo – Determinación de la tasa máxima de vaporización en las

esferas de isopentanos cercanas al tanque TV-208 en caso de incendio

Anexo VI.6 Hojas de datos de las válvulas de seguridad (PSV’s)

Anexo VI.7 Planos de localización de sistemas de seguridad

Rev. No. 1


Proyecto:





VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS

VI.1 Antecedentes de acciones e incidentes

En una búsqueda de accidentes involucrando fuego, explosiones y liberaciones tóxicas en

plantas hidrodesulfuradoras, se puede destacar que la mayoría de los incidentes han ocurrido

en procesos de hidrodesulfuración de gasóleos o de hidrodesulfuración de residuales. A

diferencia de los procesos de hidrodesulfuración de naftas catalíticas, estos procesos operan a

condiciones de operación (presión, temperatura y flujos de carga) mucho más elevadas, por lo

que el proceso de hidrodesulfuración de naftas catalíticas es inherentemente más seguro

comparado con los procesos de hidrodesulfuración de gasóleos y residuales (las cuales

requieren condiciones de operación extremas).

Las fuentes de incidentes consideradas son:

• Shippai. Base de datos en línea de conocimiento de fallas de la Agencia de Ciencia y

Tecnología de Japón. Disponible en http://shipai.jst.go.jp/en/Search.

• H2 Incidents. Base de datos en línea de incidentes relacionados con hidrógeno.

Disponible en http://www.h2incidents.org.

• PEMEX Refinación. Subdirección de Auditoría en Seguridad Industrial y Protección

Ambiental (SASIPA).

En la tabla VI.1 se ofrece un resumen de los incidentes en instalaciones que tienen procesos

similares a los de la planta hidrodesulfuradora de naftas catalíticas, sin embargo, como se

mencionó anteriormente, la planta ULSG como la que se pretende instalar en la refinería “Ing.

Antonio M. Amor” tiene un proceso inherentemente más seguro.

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla VI.1 Resumen de incidentes

No. Evento Causa Sustancia Nivel de afectación Acciones

1

Explosión de hidrógeno en la tubería de salida de un reactor de hidrodesulfuración

Fuente: H2 Incidents

Corrosión en punto de flujo

estancado

Hidrógeno, Gasóleo

Daño en equipo y

estructuras

Paro de emergencia y ataque de la

brigada contra incendio

2

Fractura por corrosión causa fuga de hidrógeno e incendio en una refinería

Fuente: H2 Incidents

Corrosión en punto de flujo

estancado

Hidrógeno, Gasóleo

Daño en equipo y

estructuras

Paro de emergencia, se reforzó el barrido con

vapor

3

Fuga e incendio de gasóleo por una brida entre un cambiador de calor y una tubería durante un paro en la unidad de hidrodesulfuración de gasóleo de vacío

Fuente: Shippai

Error operacional,

choque térmico en

brida

Gasóleo

Destrucción de 8

intercambia-dores de calor por incendio

Revisión del manual de

operación en lo referente a

paros

4

Fuga y explosión en un intercambiador de calor (que tenía una estructura especial) debido a un mantenimiento insuficiente de la unidad de hidrodesulfuración de gasóleo de vacío

Fuente: Shippai

Choque térmico en brida, anillo y espárragos

Gasóleo, hidrógeno

Daños al personal y a

las instalaciones

Revisión del manual de operación, reforzar la

inspección en equipos y

líneas

5

Fuga y explosión de hidrógeno en la tubería de salida de un reactor en la unidad de hidrodesulfuración indirecta de gasóleo Fuente: Shippai

Corrosión en punto de flujo estancado


Daños al personal y a

las instalaciones

Reforzar la inspección en

equipos y líneas

6

Fuego debido a la erosión de una boquilla de inyección de agua a la tubería de salida del reactor en la unidad de hidrodesulfuración de gasóleo pesado

Fuente: Shippai

Fragilización por hidrógeno

Gasóleo, hidrógeno,

ácido sulfhídrico

Tres lesionados y daños a la

tubería.

Inspección a las

instalaciones y revisión del material de

líneas y equipos

Rev. No. 1


Proyecto:





No. Evento Causa Sustancia Nivel de afectación Acciones

7

Fuga debida a fractura en la parte soldada de una válvula de bloqueo para una tubería ramal a la unidad de hidrodesulfuración de gasóleo

Fuente: Shippai


Gasóleo, hidrógeno,

ácido sulfhídrico

Daño a las instalaciones

Se revisó el procedimiento

para las pruebas de calidad en

instalaciones nuevas

8

Estallido por ataque de hidrógeno a la tubería de la unidad de hidrodesulfuración de residuos.

Fuente: Shippai



Ocho lesionados y daños a las

instalaciones

Revisión del material de

construcción y reforzamiento

de la inspección

9

Fractura del reactor de hidrodesulfuración durante una prueba de presión

Fuente: Shippai

Fragilización por hidrógeno Hidrógeno Daños a las

instalaciones

Aplicación de soldaduras de acuerdo con las normas y seguimiento

de la inspección en recipientes a

presión

10

Fuga e incendio de hidrógeno debido a fractura por corrosión originado por la influencia de un paro por mantenimiento en una válvula de drene en una tubería de hidrógeno gas en una unidad de desulfuración de gasóleo Fuente: Shippai

Agrietamiento bajo tensión en presencia de sulfuro


El aislamiento de la tubería.

Paro de emergencia, se reforzó el barrido con

vapor

11

Incendio debido a daño en el tubo de nivel de vidrio en la columna de absorción de ácido sulfhídrico en la unidad de hidrodesulfuración de queroseno Fuente: Shippai

Error operacional.

Agrietamiento bajo tensión en presencia

de sulfuro

Hidrógeno Daño a

instrumentos y equipos.

Se revisó el manual de

mantenimiento

12

Ruptura, explosión e incendio del acumulador de amina rica (D-14) de la sección de regeneración de amina en un circuito de alta a baja presión. Fuente: PEMEX-Refinación

Error operacional y

malas prácticas de operación


Daños a las instalaciones

Reforzamiento de la

capacitación del personal, se reforzaron los sistemas de seguridad de la planta

Rev. No. 1


Proyecto:





Análisis de los incidentes

Como se puede observar en la tabla VI.1, los incidentes reportados han ocurrido en procesos de

hidrodesulfuración de hidrocarburos de mayor peso molecular que la nafta, esto es, gasóleos o

residuales. Es posible agrupar estos incidentes de acuerdo a la causa como sigue:

• Corrosión en puntos de flujos estancados. (incidentes 1, 2 y 5)

• Fuga en bridas por choque térmico (cambio súbito de temperatura) (incidente 3 y 4).

• Fragilización por hidrógeno (incidentes 6, 7, 8 y 9)

• Agrietamiento bajo tensión en presencia de sulfuro (sulfide stress cracking) que requiere un

relevado de esfuerzos en los materiales y soldaduras. (incidentes 10 y 11)

• Error operacional en un circuito de alta a baja presión (incidente 12).

Comparación Hidrodesulfuración de gasóleos-residuales/Unidad de ULSG

a) Circuitos de alta a baja presión

Las condiciones de operación (presión, temperatura) requeridas en los procesos de

hidrodesulfuración son directamente proporcionales al peso molecular promedio de la carga, esto

es, al aumentar el peso molecular de la carga, aumenta también la presión y temperatura de

operación, por lo que las condiciones de operación para gasóleos y residuales son mayores que

las que se requieren para naftas. Por lo tanto, debido a que para el caso de la Unidad de ULSG se

utiliza nafta, no existen circuitos comparables de alta a baja presión que pudieran dar lugar a

incidentes.

b) Pre-tratamiento/Post-tratamiento

Existen dos tipos principales de procesos para la producción de gasolina de ultra bajo azufre: 1) el

post-tratamiento de gasolina catalítica, y 2) el pre-tratamiento de carga a la planta catalítica. La

planta ULSG es un proceso de post-tratamiento, mientras que el pre-tratamiento es el proceso

tradicionalmente utilizado en países como Japón. Con respecto a la seguridad, el post-tratamiento

de las naftas (proceso ULSG) es inherentemente más seguro que el pre-tratamiento dado que los

flujos de carga manejados son 45% menores, la presión de reacción es 70% menor y los

Rev. No. 1


Proyecto:





requerimientos de consumo de hidrógeno que van de 66 a 92% también son menores1. Esto

significa menores gastos de sustancias con características CRETIB a condiciones de operación

mucho menos severas.

c) Fragilización por hidrógeno

La fragilización por hidrógeno ocurre a altas temperaturas y dado que en el proceso de la Unidad

ULSG las temperaturas son comparativamente menores a las que se utilizan en una

hidrodesulfuración de gasóleos o residuales, este fenómeno no debería ocurrir.

d) Stress Corrosion Cracking (SCC)

El fenómeno de SCC se evita al utilizar los materiales y tratamientos térmicos apropiados en la

tubería y soldaduras que manejan H2S. La especificación de materiales para las líneas, que para

este caso es B1WR, que manejan ácido sulfhídrico en el proceso ULSG analizado en este estudio

incluye el cumplimiento con la norma NACE MR0103 “Materials Resistant to Sulfide Stress

Cracking in Corrosive Petroleum Refining Enviroments”.

Eventos relacionados con tanques de almacenamiento en refinerías

En PEMEX Refinación se tienen experiencias de incendios en tanques de gasolina provocadas

por rayos. De manera extraordinaria han ocurrido 2 eventos de este tipo en los últimos 2 años,

uno en la refinería de Minatitlán en el año 2006 y el otro en la refinería de Cadereyta, en el año

2007. La caída de un rayo en un tanque se considera un evento natural externo al proceso. Con

base en estos antecedentes y en que varios tanques de almacenamiento de gasolina están

involucrados en el proyecto, se propone incluir en este estudio un análisis de consecuencias

para determinar los radios de afectación máximos en este tipo de eventos extraordinarios.

1 Meyers Robert, Editor. Handbook of Petroleum Refining Processes. 3rd Edition. Mc Graw Hill. 2003 pp. 11.63

Rev. No. 1


Proyecto:





VI.2 Metodologías de identificación y jerarquización

Criterio de selección de la metodología de identificación de riesgos

La selección de la técnica más adecuada para cada una de las etapas del análisis de riesgos

depende de los siguientes factores:

• La etapa en la que se encuentra la instalación industrial, es decir: diseño conceptual,

ingeniería básica, ingeniería de detalle, construcción, operación, etc.

• La motivación para realizar el estudio.

• El tipo de resultados que se requieren.

• La información disponible para realizar el estudio.

• Las características de las instalaciones o del proceso, como complejidad, tamaño, tipo

de proceso, tipo de operación, naturaleza de las sustancias involucradas, etc.

• Los recursos disponibles y la preferencia del líder del equipo.

La planta desulfuradora de naftas catalíticas ULSG-1 de Salamanca, actualmente cuenta con la

ingeniería básica, que incluye información técnica detallada suficiente para utilizar una técnica

sistemática y rigurosa como lo es el HAZOP (Análisis de Riesgos y Operabilidad). La técnica

HAZOP es uno de los métodos que son ampliamente utilizados en industrias de proceso para

identificar problemas potenciales de operación que puedan causar una desviación de un intento

de diseño, además de ser útil en la identificación de escenarios para análisis cuantitativo de

riesgo, incluyendo análisis de consecuencias. Esta técnica es óptima para analizar la planta

ULSG dado que fue inicialmente concebida para anticipar los riesgos y problemas de

operabilidad en relación a tecnologías con las cuales se tiene poca experiencia, en este caso

desulfuración de naftas utilizando destilación reactiva.

Rev. No. 1


Proyecto:





Descripción de la metodología.

Esencialmente, el procedimiento del análisis HazOp comprende una descripción del proceso en

estudio y un cuestionamiento sistemático de cada parte del proceso, mediante el uso de

palabras guía (por ejemplo: no, más, menos, otro, además de) aplicadas a los parámetros del

proceso (por ejemplo: flujo, presión, temperatura, etc.), para establecer cómo se pueden

originar las desviaciones en la intención de diseño. Cada causa es analizada a su vez como un

escenario en donde se determinan las consecuencias potenciales que puedan tener efectos

negativos sobre la seguridad o la operabilidad de la planta, así como las protecciones

aplicables. Si se considera necesario, se deberá efectuar alguna recomendación para

solucionar la situación adversa o poco segura.

Para la aplicación de esta técnica es necesario entender los siguientes conceptos:

Nodos Son las partes en que se divide un proceso o sección de una planta para

facilitar el análisis, pueden ser equipos críticos ó partes críticas del

proceso.

Palabra guía Esta palabra sirve para indicar como se pueden modificar las condiciones ó

variables de proceso.

Desviación Es la combinación de las palabras guía con las variables de proceso.

Causa Son los eventos que dan origen a una desviación de la intención de diseño.

Consecuencia Son las secuelas que se podrían originar debido al efecto tanto de la

desviación como de los eventos que ocasionaron esa desviación. Un punto

importante es que cuando se evalúan las consecuencias, no se toman en

cuenta los sistemas de protección o instrumentación que se tienen en el

área de estudio (para analizar lo que pasaría si algunas de esas

protecciones e instrumentación fallaran).

Rev. No. 1


Proyecto:





Protecciones Son dispositivos, procedimientos o cualquier medio que ayuda a la

detección o evitan que ocurra una desviación, ya sea eliminando la causa

o disminuyendo las consecuencias adversas. Las protecciones no sólo son

la instrumentación y los equipos de relevo, sino también procedimientos,

prácticas operativas, inspecciones regulares a la planta, etc.

Recomendaciones Son acciones encaminadas a mejorar la operación de la planta y la

seguridad del área.

Las palabras guía utilizadas para formar las desviaciones de la intención del proceso son:

Tabla VI.2 Definición de las palabras guías y ejemplos de desviaciones.

Palabra Guía Definición Ejemplo de las Desviaciones

NO No se consiguen las intenciones previstas en el diseño. No hay flujo en una línea.

MÁS / MENOS Aumento o disminución cuantitativa sobre la intención de diseño.

Más temperatura, mayor velocidad de reacción, mayor viscosidad, etc.

ADEMÁS DE Aumento cualitativo. Se consiguen las intenciones de diseño y ocurre algo más.

El vapor consigue calentar el reactor, pero además provoca un aumento de temperatura en otros elementos.

PARTE DE Disminución cualitativa. Solo parte de los hechos o acciones transcurren según lo previsto.

La composición del sistema es diferente de la prevista.

INVERSO Se obtiene el efecto contrario al deseado.

El flujo transcurre en sentido inverso, tiene lugar la reacción inversa, etc.

EN VEZ DE No se obtiene el efecto deseado. En su lugar ocurre algo completamente distinto.

Cambio de catalizador, falla en el modo de operación de una unidad, parada imprevista, etc.

Por otra parte se tienen los parámetros de proceso, que reflejan la intención del diseño del

proceso y aspectos operacionales de la planta. La siguiente lista es únicamente ilustrativa, ya

que las palabras empleadas en un estudio dependerán de la planta en donde se aplicará el

estudio.

Rev. No. 1


Proyecto:





• Flujo • Temperatura • Mezcla • Composición

• Presión • Nivel • Viscosidad • Reacción

• Separación • Corrosión

Finalmente, las protecciones del sistema dependerán de las características particulares de cada

situación, sin embargo, todas las protecciones del sistema permitirán cumplir con alguno de los

siguientes objetivos:

• Reducir la frecuencia o probabilidad de las causas de los posibles accidentes, para lo

cual se deben aplicar medidas preventivas.

• Reducir las consecuencias de los posibles accidentes, para lo cual se deben aplicar

medidas correctivas, que permitan disminuir los efectos de posibles fugas, derrames,

incendios y/o explosiones.

Mientras que lo primero es lo preferido, no es siempre posible. De cualquier modo, siempre se

trata de eliminar la causa, y únicamente donde sea necesario, tratar de mitigar las

consecuencias.

Una vez realizado el análisis para una sola desviación, se continúa con los demás nodos del

proceso en estudio, el cual deberá ser aplicado de manera sistemática y estructurada, mediante

la combinación de palabras guía, permitirá la identificación de peligros potenciales.

Rev. No. 1


Proyecto:





Jerarquización de Riesgos

La metodología utilizada para jerarquizar los riesgos consistió en el uso de una matriz de riesgos, donde cada escenario es evaluado cualitativamente para determinar el nivel de

consecuencias potenciales (menores, moderadas, graves o catastróficas) y el nivel de

frecuencia (remota, baja, media o alta) con el que pudieran ocurrir los eventos.

Una vez determinados los niveles de frecuencia y consecuencias, se utiliza una matriz de

riesgos para determinar el grado de riesgo del escenario, con la cual es posible clasificar y

jerarquizar los riesgos de acuerdo a 4 niveles o clases: A (intolerable), B (indeseable), C

(aceptable con controles) o D (aceptable como está).

Figura VI.1 Matriz de riesgos utilizada

La interpretación de las clases de riesgo es como sigue: los riesgos clase A o B requieren la

implementación de controles de ingeniería o administrativos adicionales para mitigar o eliminar

los riesgos, con carácter de urgente en los riesgos clase A encontrados en plantas en

operación. Los riesgos clase C y D son aceptables, pero se recomienda verificar continuamente

el buen funcionamiento de las protecciones aplicables.

Rev. No. 1


Proyecto:





Identificación y jerarquización de riesgos (Análisis HAZOP + Matriz de Riesgos)

En esta parte del estudio se presentan los resultados de la aplicación de las metodologías de

Análisis de Riesgos y Operabilidad HAZOP, así como evaluación y jerarquización de riesgos

utilizando una matriz de riesgo en la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas de la

Refinería “Ing. Antonio M. Amor” en Salamanca, Guanajuato.

Nodos analizados en el HAZOP

En la tabla VI.3, se muestran los nodos analizados para la planta Desulfuradora de Gasolinas

Catalíticas, incluyendo los componentes o equipos analizados en cada nodo. Como se puede

apreciar en esta tabla, se llevó a cabo una revisión exhaustiva para la identificación de riesgos

en todos los equipos y líneas principales de proceso ULSG.

Tabla VI.3 Nodos analizados con la metodología HAZOP

Nodo Descripción Componentes

1 Tanque acumulador de carga de la columna DA-3101 (CDHydro)

FD-3103 y FA-3101

2 Carga a la columna (CDHydro) GA-3101 y EA-3101A/B/C

3 Columna DA-3101 (CDHydro) y Domo EC-3101

4 Fondos (CDHydro) FD-3102 y GA-3103/S

5 Hidrógeno hacia DA-3101 GB-3102

6 Reflujo de CDHydro FA-3102, GA-3102/S y FD-3101

7 Producto, Nafta Catalítica Ligera (NCL) EA-3105, EA-3102 y SC-3104

8 Agua de enfriamiento a EA-3102 (Línea)

9 Compresor de gas de recirculación y tanque separador FA-3104 y GB—3101

10 Agua de enfriamiento hacia EA-3108/S (Línea)

Rev. No. 1


Proyecto:






11 Enfriador de hidrógeno fresco de retorno EA-3108/S

12 Tanque acumulador de carga FA-3103 (CDHDS) FA-3103

13 Bombas de alimentación y precalentador (CDHDS) GA-3104/S y EA-3107

14 Hidrógeno a la alimentación de la columna CDHDS (Línea)

15 Columna DA-3201 (CDHDS) y domo hacia EA-3202 DA-3201

16 Vapor de domo de CDHDS hacia EA-3201A/B/C EA-3201 A/B/C

17 Fondos (CDHDS) GA-3202/S

18 Fondos (CDHDS) a intercambiadores EA-3304, EA-3302 y EA-3205

19 Tanque acumulador de reflujo (CDHDS) FA-3201 EC-3201 y FA-3201

20 Bombas de reflujo GA-3201/S (CDHDS) GA-3201/S

21 Gas combustible a BA-3201 BA-3201

22 Vapor de media presión a BA-3201 BA-3201, EA-3202

23 Tanque acumulador frío (CDHDS) y vapor a FA-3203 FA-3202

24 Vapor de FA-3203 FA-3203

25 Líquido de tanque acumulador frío (CDHDS) hacia DA-3203.

(Línea)

26 Absorbedor con amina del gas de recirculación DA-3202 y FA-3204

27 Gas de recirculación a FA-3206 FA-3206

28 Gas de purga a sistema de gas combustible (Línea)

29 Gas de recirculación a BA-3201 (Línea)

30 Agotador de H2S DA-3203 DA-3203 y EC-3202

31 Bombas de reflujo del agotador de H2S GA-3203/S GA-3203/S

32 Rehervidor del agotador de H2S EA-3205

33 Fondos del agotador de H2S y reactor de pulido DC-3301 EA-3301, DC-3301 y GA-3204/S

34 Absorbedor con amina del gas de venteo DA-3302

35 Efluente del reactor de pulido a FA-3301 EA-3301 A/B, FA-3301

Rev. No. 1


Proyecto:






36 Vapor caliente de reactor de pulido a FA-3302 FA-3302 y EA-3306

37 Líquido de tanques acumuladores calientes y fríos del reactor de pulido hacia DA-3301

DA-3301

38 Domo de la columna estabilizadora de nafta a FA-3303 EA-3302 y FA-3303

39 Reflujo de la columna estabilizadora de nafta a DA-3301 GA-3301/S

40 Fondos de la columna estabilizadora de nafta GA-3302/S, EA-3101 A/B/C, EC-3303 y EA-3305

41 Drenes de agua amarga FA-3305 y GA-3304/S

Intención del diseño de cada nodo

La descripción de la intención de diseño de cada equipo en los nodos anteriores se describe

con detalle en la “descripción detallada del proceso” (capítulo V sección V.2).

Hojas de trabajo de las sesiones HAZOP

Las hojas de trabajo resultantes se encuentran en el Anexo VI.1. Cada escenario ha sido

evaluado cualitativamente utilizando la matriz de riesgos antes mencionada, con la finalidad de

obtener una jerarquización de los riesgos encontrados.

Resultados de la metodología HazOp con Matriz de Riesgos

Es muy importante señalar que la planta tiene un alto grado de seguridad considerando que

cuenta con una gran cantidad de protecciones que no es común ver en instalaciones similares,

dicho de otra manera, las recomendaciones típicas que normalmente se harían para

incrementar la seguridad en una planta hidrodesulfuradora en operación, ya están

implementadas por diseño en la planta ULSG-1. La consecuencia de esto es que las desviaciones analizadas no condujeron a escenarios de alto riesgo (clase A o B) durante la

evaluación cualitativa de riesgos, considerando que se han definido en el diseño protecciones

adecuadas y suficientes para cada caso.

Rev. No. 1


Proyecto:





Una parte importante de los escenarios analizados a partir de las desviaciones consideradas

resultaron ser solo problemas operacionales, que, aunque graves desde el punto de vista de

producción y costos, no tendrían consecuencias negativas potenciales de importancia para

personas, instalaciones o medio ambiente.

En los casos en los que se pudieran presentar sobrepresiones se cuenta con un sistema bien

diseñado de válvulas de relevo (PSV) conectadas a un cabezal de desfogue. El cabezal de

desfogue tiene como destino un tanque separador de condensados, donde la fase líquida es

enviada a tanques de almacenamiento de recuperados, mientras que la fase gaseosa es

quemada con seguridad en un quemador elevado.

El escenario más común en donde se pudieran generar sobrepresiones en equipos y líneas es

debido a válvulas manuales bloqueadas aguas debajo de la descarga de una bomba. En estos

casos, como las presiones de operación de la planta son moderadas fue posible considerar

técnicas de diseño inherentemente seguro, especificando equipos (por ejemplo,

intercambiadores de calor) y líneas diseñados para resistir la máxima presión generada por la

bomba con la descarga bloqueada. De igual manera, los intercambiadores de calor se

diseñaron para resistir las temperaturas máximas alcanzadas en caso de pérdida de agua de

enfriamiento. En los escenarios donde pudiera presentarse una sobrepresión en recipientes se

cuenta con una combinación de protecciones que incluye un sistema de alarmas redundantes,

interlocks de seguridad y protecciones pasivas (PSV's) diseñadas considerando estos casos.

Por otra parte, las válvulas manuales en donde, al cerrarse inadvertidamente o por error

operacional, pudieran originarse problemas operativos, han sido especificadas por diseño como

candadeadas en posición abierta.

Todos los escenarios evaluados resultaron en riesgos aceptables (clase C o D). Las únicas

recomendaciones pertinentes consistieron en la actualización del HAZOP una vez que se

tengan los detalles de los equipos paquete (compresores y el calentador), considerando

escenarios tales como succión bloqueada, descarga bloqueada y sin agua de enfriamiento en el

caso de compresores (recomendación 1), y alta y baja presión del gas combustible a

Rev. No. 1


Proyecto:





quemadores en el caso del calentador (recomendación 2), para verificar que se tienen

protecciones adecuadas y suficientes para estos casos.

Componentes secundarios del proyecto

La totalidad de los componentes e instalaciones contempladas en el proyecto se describieron

en el capítulo II. De estos componentes se pueden destacar los siguientes para efectos de

evaluación de riesgos, con base en el manejo de cantidades importantes de sustancias con

características CRETIB:

• Unidad Regeneradora de Amina (URA-1) nueva.

• Quemador elevado (incluyendo tanque de desfogue) nuevo.

• Tanques de almacenamiento (existentes).

A continuación se destacan algunos aspectos relevantes que sirven a manera de análisis

preliminar de riesgos en cada caso. En la etapa en que se encuentra el proyecto, no se dispone

de la información detallada de diseño para poder aplicar las técnicas HAZOP, Matriz de

Riesgos, Árbol de Fallas o Análisis de consecuencias a las instalaciones secundarias nuevas.

Una vez que se cuente con dicha información será posible complementar la información aquí

descrita. La ingeniería de la unidad regeneradora de amina (URA-1) y el quemador elevado se

desarrollarán durante la etapa de Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (IPC) del

proyecto.

Unidad Regeneradora de Amina (URA-1)

A manera de una evaluación preliminar de riesgo basada en la descripción conceptual del

proceso de la URA (capítulo V, sección V.2), es posible puntualizar los siguientes aspectos:

Rev. No. 1


Proyecto:





1. El proceso no es crítico por las condiciones de operación utilizadas: las presiones

esperadas son solo ligeramente mayores a la atmosférica y temperaturas del orden de

115 ºC en la torre desorbedora de amina.

2. La torre normalmente es calentada con vapor, por lo que no hay problemas respecto al

uso de calentadores de fuego directo y manejo de gas combustible.

3. Las torres absorbedoras de amina (DA-3202 y DA-3302), las cuales proporcionarían la

carga de amina (metildietanolamina) rica en ácido sulfhídrico a esta unidad, manejan

presiones de operación relativamente bajas (6.5 kgf/cm2), y por lo tanto no se esperan

problemas debido a circuitos de alta a baja presión (ver sección VI.1).

4. La única preocupación respecto a esta unidad sería el circuito de gas ácido, ya que en

éste se manejaría una gran cantidad de ácido sulfhídrico a una muy alta concentración.

Los riesgos por toxicidad asociados a este circuito deberán evaluarse una vez que se

tenga desarrollada la ingeniería de esta unidad, durante la fase de ingeniería de detalle,

procura y construcción de este proyecto (recomendación 3).

Quemador elevado y tanque separador de condensados

Se ha especificado la construcción de un quemador elevado adicional, incluyendo su tanque de

separador de condensados y tanque de sellos, en la zona de quemadores de la refinería, sin

embargo todavía no se ha realizado el diseño del mismo, quedando como una actividad a

realizar durante la ingeniería de detalle, procura y construcción del proyecto. Como una

evaluación preliminar de riesgos es posible señalar los siguientes puntos:

• Un sistema de desfogue con quemadores elevados es un dispositivo de seguridad

indispensable en una refinería, requerido para disponer de manera segura del contenido

de los equipos de una planta de proceso en caso de algún problema operacional que

origine una sobrepresión en los mismos.

• El quemador elevado nuevo será ubicado en una zona cercana a los quemadores

existentes en la refinería, en la parte este de la refinería, suficientemente lejos de zonas

habitacionales.

Rev. No. 1


Proyecto:





• El sistema de control de la planta ULSG-1 tiene especificadas tecnologías de punta,

alarmas redundantes e interlocks de seguridad, con base en lo cual es posible esperar

que los problemas operacionales o demandas hacia las válvulas de seguridad (PSV’s)

en los equipos y líneas sean mínimos.

• Es posible agrupar las causas de los problemas relacionados con la seguridad en

quemadores en tres aspectos: 1) un diseño deficiente que no contempló en su momento

las normas y buenas prácticas disponibles actualmente para estos equipos (por ejemplo:

API-521 y NRF-031-PEMEX-2007), 2) cambios en los procesos que invalidan las

consideraciones con las cuales se diseñaron los sistemas de desfogue, y 3)

mantenimiento deficiente, permitiendo que los sistemas se deterioren con el paso del

tiempo. Las normas disponibles actualmente establecen criterios para determinar la

carga máxima de gases a quemar, los niveles de radiación máxima a nivel de piso de tal

manera que no haya riesgos para los trabajadores que operan las instalaciones (para lo

cual se ajusta la altura del quemador a partir de un estudio de radiación), niveles

máximos de ruido, combustión libre de humos, sistemas de pilotos redundantes, sellos o

sistemas para evitar retroceso de flamas, entre otros. Con base en esto, no deberían

esperarse problemas con un sistema de desfogue diseñado de acuerdo a normas y

buenas prácticas disponibles con adecuado mantenimiento, en una organización que,

como Petróleos Mexicanos, tiene implementado un programa de Administración de

Cambios que especifica el requerimiento de evaluación de las consecuencias de los

cambios propuestos en el proceso respecto a la adecuación de los sistemas de

protección existentes (incluido el sistema de desfogue).

Tanques de almacenamiento

No se contempla la construcción de tanques de almacenamiento nuevos en este proyecto. El

proyecto incluye la adecuación de los tanques existentes TV-204-A, TV-205-A, TV-207, TV-208,

TV-209, TV-210, TV-210-A, TV-230, TV-231, TV-54 y TV-55 para recibir la carga de nafta catalítica

desulfurada de la planta ULSG o bien para desvío de carga fuera de especificación. Los tanques

involucrados no cambiarán de servicio, seguirán siendo de gasolinas. Sin embargo, como se

Rev. No. 1


Proyecto:





comentó en la sección VI.1, existe el riesgo de fuego en estos tanques debido a rayos, cuando se

han deteriorado y/o inhabilitado las protecciones existentes para estos fenómenos naturales

(sistema pararrayos).

Metodología complementaria de identificación de riesgos

Dado que la aplicación de la metodología HAZOP no resultó en escenarios relevantes para efectos

de análisis de consecuencias, debido al alto grado de seguridad de la planta, se hará uso de una

metodología alterna que parte del supuesto de un evento indeseable y a través de un método

deductivo se determinan las causas posibles del evento, es decir, el análisis por árbol de falla

(FTA, por las siglas del inglés Fault Tree Analysis). El árbol de fallas en un modelo gráfico que

muestra las diferentes combinaciones de fallas de equipos y errores humanos que pueden resultar

en el evento de interés.

Descripción de la Metodología

El análisis de árbol de fallas, que para fines de este estudio se le consideró llamarlo FTA (Fault

Tree Analysis por sus siglas en ingles), es una técnica cuantitativa de riesgos que nos permite

calcular la probabilidad ó la frecuencia con la que puede ocurrir un evento indeseable, llamado

también, evento culminante ó escenario potencial de accidente. El evento culminante se puede

dar por una falla ó una combinación de fallas, estas fallas pueden ser del equipo, operacionales

ó por causas externas.

El FTA es un método estructurado, por lo que puede aplicarse a un solo sistema o a sistemas

interconectados. Antes de empezar a construir el FTA es importante tener conocimiento del

funcionamiento del sistema. En la tabla VI.4 se muestra la simbología para la elaboración del

FTA.

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla VI.4 Simbología para la elaboración del FTA.

Símbolo Aplicación

Sucesos intermedios: Resultan de la interacción de otro

suceso, que a su vez se desarrollan mediante puertas lógicas.

Sucesos Básicos: Constituyen la base de la raíz del árbol. No

necesitan desarrollo posterior en otros sucesos.

Sucesos no desarrollados: No son sucesos básicos y podrían

desarrollarse más, pero el desarrollo no se considera

necesario, o no se dispone de la suficiente información.

Puertas “O”: Representan la operación lógica que requiere la

ocurrencia de uno o más sucesos de entrada para producir el

suceso de salida.

Puertas “Y”: Representan la operación lógica que requiere la

ocurrencia de todos los sucesos de entrada para producir el

proceso de salida.

Puertas inhibición: Representan la operación lógica que

requiere la ocurrencia del suceso de entrada y la satisfacción

de una condición de inhibición.

Condición externa: Se utiliza para indicar una condición o un

suceso que existe como parte del escenario en que se

desarrolla el árbol de fallas.

Transferencias: Se utilizan para continuar el desarrollo del

árbol de fallas en otra parte (por ejemplo, en otra página por

falta de espacio).

Rev. No. 1


Proyecto:





Pasos para la elaboración de un Árbol de Fallas

1. Identificar la falla del sistema (evento culminante) que va a ser analizada y ubicarla

en la parte alta del árbol.

2. Proceder al próximo nivel del sistema que llamaremos subsistema e identificar las

fallas del subsistema que podrían conducir a la falla del sistema.

3. Determinar la relación lógica entre las fallas del subsistema que son requeridas para

producir la falla del sistema. Puede ser el resultado de la combinación de fallas o la

ocurrencia de cualquiera de las fallas identificadas.

4. Usar la estructura lógica de puertas “Y” u “O” para mostrar la relación de fallas del

subsistema que producen la falla del sistema. La compuerta “Y” significa la

intersección de dos o más eventos, lo que significa que las frecuencias o

probabilidades deben ser multiplicadas y la compuerta “O” significa la unión de dos o

más eventos y sus frecuencias o probabilidades deben ser sumadas.

5. Proceder al próximo nivel más bajo del sistema y repetir los pasos del 2 al 4 hasta

que se hayan identificado todas las fallas del nivel de componentes.

6. Iniciar con datos de frecuencia o probabilidad de fallas en el nivel de componentes,

calcular la frecuencia o probabilidad de las fallas descritas en el nivel ubicado, arriba

del nivel de componentes usando las puertas “Y” u “O”.

7. Continuar la estructura lógica indicada por las puertas “Y” u “O” en el Árbol de Fallas

hasta que la probabilidad de la falla del sistema o evento culminante ha sido

calculada.

Criterios para la asignación de probabilidades a los eventos básicos en un FTA

El criterio para asignar probabilidad a los eventos básicos en un árbol de fallas es el siguiente.

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla VI.5 Probabilidad de eventos (estimados para el periodo de un año)

Componente Probabilidad Componente Probabilidad

Falla de bomba 1 x 10-1 Error válvula de cierre rápido 8.76 x 10-2

Falla de bomba

centrifuga 1.04 x 10-4 Error operacional 1 x 10-1

Falla de interruptor 1 x 10-1 Error de inspección 1 x 10-1

Falla de motor 1 x 10-3 Error humano (ignición por

soldadura o corte 1 x 10-2

Falla de corriente 1 x 10-1 Tubería metálica (sección

recta) 2.68 x 10-8

Falla alarma 1 x 10-1 Tubería metálica (conexiones) 5.7 x 10-7

Falla mecánica 1 x 10-4 Válvula de control (neumática) 3.59 x 10-6

Falla de aplicación de

soldadura 1 x 10-2 PSV’s mal calibradas 1 x 10-1

Falla de detectores de

gas o fuego 8.76 x 10-2 Corto circuito 1 x 10-1

Falla de inspección

(comisión) 1 x 10-2

Procedimiento no actualizado

o difundido 5 x 10-3

Falla control de calidad 1 x 10-3 Omisión del procedimiento

correspondiente 1 x 10-2

Falla mantenimiento

(calibración o

recubrimiento

anticorrosivo)

1 x 10-2 Fuga de gas por falla de línea 1 x 10-1

Falla secundaria

debido a efectos 1 x 10-9 Falla al tomar la acción

correcta después de la 1 x 10-3

Rev. No. 1


Proyecto:





Componente Probabilidad Componente Probabilidad

ajenos observación

Falla operacional 1 x 10-3 Falla indicador de nivel 8.76 x 10-2

Falla alarma por alta

presión 8.76 x 10-2 Falla alarma por alto nivel 8.76 x 10-2

Falla indicador de

temperatura a la salida

de los

intercambiadores

8.76 x 10-2 Falla de diseño o deterioro

durante su servicio 1 x 10-2

Elección y especificación del evento a analizar en el FTA

En este caso el evento de interés considerado es una fuga de alguna de las sustancias con

características CRETIB manejadas en el proceso. Como a partir del HAZOP no resultó ningún

escenario relevante a este respecto (lo cual, se recalca es un resultado muy positivo), se tomará

en cuenta para la selección de la sustancia y el punto de fuga, criterios de peligrosidad de los

materiales en función de los gastos, condiciones de operación y características CRETIB.

En el proceso se manejan principalmente 3 sustancias con un alto nivel de peligrosidad:

1) Nafta (nafta catalítica ligera y pesada: una mezcla compleja de hidrocarburos, con

número de carbones entre 5 y 12, incluyendo parafinas, isoparafinas, olefinas,

nafténicos y aromáticos): líquido a presión atmosférica, altamente volátil e inflamable.

2) Hidrógeno de reformadora (principalmente hidrógeno con un pequeño porcentaje de

metano, etano, propano y butano), gas a presión ambiente, altamente inflamable.

3) Acido sulfhídrico (H2S): altamente tóxico (ILDH 100 ppm, TLV-8hrs 10 ppm) y con un

molesto olor a huevos podridos aún a muy bajas concentraciones (0.1 ppm).

Rev. No. 1


Proyecto:





Analizando las corrientes de proceso descritas en el balance de materia y energía, es posible

seleccionar, con base en las condiciones de operación (presión, flujo, concentración y

temperatura) aquellas con posibilidad de consecuencias mayores en caso de fugas para cada

una de las tres sustancias antes mencionadas:

Nafta: En este caso la corriente con el mayor flujo, la mayor presión y a la mayor temperatura,

es el circuito del rehervidor de la columna CDHDS (corriente 1144), con un flujo de 361,783 kg/h

a través de una línea de 12”, una presión máxima a la descarga de las bombas GA-3202/S de

24.1 kgf/cm2 y una temperatura de 330 ºC. Aunque el flujo y la temperatura después del

calentador BA-3201 (corriente 1147) es ligeramente mayor (1% mayor en flujo y 1 ºC mayor en

temperatura con respecto a temperatura de descarga de las bombas) y el diámetro de la línea

mucho mayor (24”), la diferencia de presión hace que los mayores efectos potenciales se

encuentren inmediatamente a la salida de las bombas, ya que en ese punto la presión es un

37% mayor.

Hidrógeno: En este caso se seleccionaron del circuito de hidrógeno, las corrientes con mayor

presión y con mayor flujo. Aplicando este criterio, los puntos más críticos son las descargas de

los dos compresores (y sus relevos): el compresor booster de hidrógeno fresco (GB-3102)

(corriente 1111), que descarga a 28.1 kgf/cm2 con un flujo de 1916 kg/hr a través de una línea

de 4” de diámetro, y el compresor de hidrógeno de recirculación (GB-3201) (corriente 1197),

que aunque descarga a una presión algo menor (22.1 kgf/cm2) maneja un flujo de hidrógeno 2

veces mayor (3624 kg/hr) al del compresor de hidrógeno fresco, a través de una línea de 6” de

diámetro nominal.

Acido sulfhídrico: Para esta sustancia se consideraron como puntos más críticos aquellos

donde existe una mayor concentración de ácido sulfhídrico resultando en las 4 corrientes

siguientes:

Tabla VI.6 Corrientes con mayor concentración de H2S

Corriente Descripción

1167 Vapor del acumulador de reflujo de la agotadora de H2S al enfriador

Rev. No. 1


Proyecto:





EA-3204

1155 Vapor del separador frío de la CDHDS al enfriador EA-3203

1169 Carga de gas de venteo amargo a la absorbedora de amina DA-3302

1191 Carga de hidrógeno de recirculación a la absorbedora de amina DA- 3202

Las condiciones de operación para cada una de estas corrientes se muestran en la tabla VI.7:

Tabla VI.7 Condiciones de operación de las corrientes con mayor concentración de H2S

Corriente Concentración de H2S

(% en peso)

Flujo másico (kg/hr)

Temperatura (ºC)

Presión (kgf/cm2)

Altura mínima

(m)

1167 12.05 1095 66 6.7 15

1155 8.17 3378 65 14.8 11

1169 7.80 1729 38 6.5 4

1191 6.88 4022 37 12.1 10

Para la selección final del escenario se tomaron en cuenta los siguientes aspectos:

1) El hidrógeno es más ligero que el aire, por lo que ante una fuga, el gas tenderá a subir y

dispersarse, y

2) El ácido sulfhídrico se encuentra en concentraciones relativamente bajas en las

corrientes consideradas, por lo que el peligro principal en las corrientes en donde se

encuentra no sería la propiedad tóxica del ácido sulfhídrico sino la propiedad inflamable

del componente principal de la corriente (hidrógeno o nafta).

De aquí se obtiene que la corriente más peligrosa sea la nafta pesada, a las condiciones más

críticas de operación dentro de la planta, es decir, en la línea de descarga de las bombas del

rehervidor de la columna CDHDS (corriente 1144 del balance de materia y energía). Esta línea

representa el punto, donde, en caso de presentarse una fuga, serían más importantes los

efectos.

Rev. No. 1


Proyecto:





Resultados del FTA

Para determinar la probabilidad de ocurrencia de eventos indeseables se realizó el FTA,

considerando como evento culminante la pérdida de contención (liberación accidental de nafta

pesada) en la línea de descarga de las bombas del rehervidor de la columna CDHDS. Los

diagramas de árbol de falla se encuentran el anexo VI.2 (diagramas FTA_SAL_01A y

FTA_SAL_01B). La probabilidad resultante para el evento culminante fue de 8.11x10-3/año,

pero dado que los efectos resultantes son muy distintos para cada rama del árbol de fallas, se

agruparon los eventos intermedios como se detalla a continuación.

Los escenarios más probables, que incluyen fugas u orificios pequeños en la línea debidos a:

1) Válvulas de drenes o venteos dañados o mal cerrados (probabilidad: 4.05x10-3/año)

2) Fugas en bridas (probabilidad: 2.03x10-3/año)

3) Fugas en los sellos de las bombas (probabilidad: 2.02x10-3/año)

4) Corrosión/erosión en las tuberías, particularmente en puntos de flujo estancado y

cambios de dirección del flujo (probabilidad: 1.10x10-5/año)

En la tabla VI.8 se muestra la descripción del escenario para el análisis Árbol de Fallas.

Tabla VI.8 Descripción del escenario para el FTA.

Análisis de Árbol de Fallas

Escenario de Accidente Causa / Fundamento Consecuencias

Pérdida de contención (liberación accidental de nafta pesada) en la línea de descarga de las bombas del rehervidor de la columna CDHDS

Probabilidad: 8.11x10-3/año

Ver diagramas FTA_SAL_01A y FTA_SAL_01B, ambos en el Anexo VI.2.

Se puede originar el incendio por fuga de material inflamable debido a daños al sello, a una falla por movimientos operacionales y/o mecánicos, a falla de empaques de bridas de succión y/o descarga, por no llevarse adecuadamente el programa de mantenimiento preventivo, falta de refaccionamiento.

Posibilidad de daños al personal y/o equipos dependiendo del tiempo de respuesta a la emergencia.

Rev. No. 1


Proyecto:





Conclusiones del método alternativo de análisis

Como conclusiones del FTA es posible destacar dos puntos:

1) A partir del HAZOP no existen riesgos relacionados con el proceso o su operación

normal que pudieran dar lugar a fugas, este resultado es consistente con el gran número

de protecciones con que cuenta la planta por diseño.

2) La presencia de fugas dependerá en gran medida del cuidado con el que se lleven a

cabo los programas y actividades de inspección y mantenimiento de la planta, ya que,

de acuerdo con los resultados del FTA, son los descuidos u omisiones en estas dos

tareas críticas las causas probables de este tipo de eventos indeseables.

Rev. No. 1


Proyecto:





VI.3 Radios potenciales de afectación (análisis de consecuencias)

Para simular los eventos adversos y determinar los radios de afectación (análisis de

consecuencias) en la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG-1) se utilizó el

software PHAST (Process Hazard Analysis Software Tool) versión 6.1. Este software ha sido

aceptado en México por el Instituto Nacional de Ecología (INE), en los Estados Unidos por la

Agencia de Protección Ambiental (EPA) y la Administración de Salud y Seguridad Ocupacional

(OSHA), para la determinación de consecuencias en una evaluación de riesgo.

Eventos.

A continuación se describirán los tipos de eventos que pueden ocurrir como resultado de la

descarga de un líquido presionado, un liquido no presurizado y de un vapor o gas presurizado.

Incendio de Charco (“Pool fire”): Cuando un líquido inflamable es descargado de un tanque

de almacenamiento o una tubería, se forma una alberca o charco. Al estar formándose el

charco, parte del líquido se comienza a evaporar; si los vapores se encuentran sobre su límite

inferior de inflamabilidad y con una fuente de ignición mientras se encuentran los vapores, se

forma un incendio del charco.

Fuego instantáneo (“Flash fire”): Cuando un material volátil e inflamable es descargado a la

atmósfera, se forma una nube de vapor y se dispersa. Si el vapor resultante se encuentra con

una fuente de ignición antes de que la dilución de la nube sea menor al límite inferior de

inflamabilidad, ocurre el fuego instantáneo ó “Flash Fire". Las consecuencias primarias de un

fuego instantáneo son las radiaciones térmicas generadas durante el proceso de combustión y

el contacto directo de la flama. Este proceso de combustión tiene una corta duración y los

daños son de baja intensidad.

Dardo de fuego: Si un gas licuado o comprimido es descargado de un tanque de

almacenamiento o una tubería, el material descargado a través de un orificio o ruptura formaría

una descarga a presión de tipo chorro (Gas Jet), que entra y se mezcla con el aire ambiente. Si

el material entrara en contacto con una fuente de ignición, entonces ocurre un dardo de fuego ó

“Jet Fire".

Rev. No. 1


Proyecto:





Bola de fuego (“Fireball”): El evento de bola de fuego resulta de la ignición de una mezcla

líquido/vapor flamable y sobrecalentada que es descargada a la atmósfera. El evento de bola de

fuego ocurre frecuentemente seguido a una Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido

en Ebullición ó “BLEVE”.

Explosión: Una explosión es una descarga de energía que causa un cambio transitorio en la

densidad, presión y velocidad del aire alrededor del punto de descarga de energía. Existen

explosiones físicas, que son aquellas que se originan de un fenómeno estrictamente físico como

una ruptura de un tanque presurizado o una explosión de un líquido en ebullición.

La explosión física esta relacionado con la ruptura catastrófica del recipiente, esta ruptura

podría ocurrir por las siguientes razones:

Falla en el sistema de regulación de la presión y del sistema de desfogue

(sobrepresurización física).

Reducción en el espesor del recipiente debido a la corrosión, erosión o ataque químico.

Reducción en la resistencia del recipiente debido al sobrecalentamiento, defectos del

material con subsecuentes desarrollos de fracturas, ataque químico, golpes o fatiga del

material inducida por la debilidad del recipiente.

El otro tipo de explosiones se denomina química, son aquellas que tienen su origen en una

reacción química como la combustión de un gas inflamable en el aire.

BLEVE: Explosión de Vapores en Expansión de un Líquido en Ebullición ó “BLEVE”, ocurre

cuando en forma repentina se pierde el confinamiento de un recipiente que contiene un líquido

sobrecalentado o un gas licuado a presión. La causa inicial de una BLEVE es usualmente un

fuego externo impactando sobre las paredes del recipiente sobre el nivel del líquido, esto hace

fallar el material y permite la repentina ruptura de las paredes del tanque. Una BLEVE puede

ocurrir como resultado de cualquier mecanismo que cause la falla repentina de un recipiente y

permita que el líquido sobrecalentado se vaporice incrementando su volumen 200 veces. Esto

es suficiente para generar ondas de sobrepresión y fragmentos, y si el material líquido/vapor

descargado es inflamable, la ignición de la mezcla puede resultar en una bola de fuego ó

“fireball”.

Rev. No. 1


Proyecto:





VCE: Explosión por una Nube de Vapor ó “VCE”, puede definirse simplemente como una

explosión que ocurre en el aire y causa daños de sobrepresión. Comienza con una descarga de

material volátil inflamable de un tanque o tubería y se dispersa en la atmósfera, de toda la masa

que se dispersa, sólo una parte de esta, se encuentra dentro de los límites superior e inferior de

explosividad, y esa masa es la que después de encontrar una fuente de ignición genera

sobrepresiones por la explosión. Este evento se puede generar tanto en lugares confinados

como en no confinados.

Existen cuatro características las cuales deben de presentarse en este orden para que pueda

ocurrir la explosión de la nube de vapor.

1. El material liberado debe de ser inflamable.

2. La nube de vapor debe de tener el suficiente tamaño antes de que se presente la

ignición. Igniciones retardadas de 1 a 5 minutos son más probables para generar una

explosión de nube de vapor.

3. Una suficiente cantidad de material de la nube deberá estar dentro de los rangos de

inflamabilidad para que cause la explosión.

4. En la ausencia de turbulencia (bajo condiciones de flujo laminar o cercanas al

laminar), la velocidad de la flama para hidrocarburos esta en el orden de 5 a 30 m/s,

esta velocidad es muy lenta para producir efectos de sobrepresión significativos, por

lo que la nube de vapor únicamente se quemará en forma rápida (Flash Fire). Bajo

condiciones extraordinarias, la detonación puede presentarse debido al efecto de la

turbulencia. La turbulencia puede llevarse a cabo por dos mecanismos, debido a una

violenta liberación del material a una alta presión o una ruptura del recipiente.

Nube Tóxica: En los casos en que una fuga de material tóxico no sea detectada y controlada a

tiempo, se corre el riesgo de la formación de una nube de gas tóxica que se dispersará en

dirección de los vientos dominantes, y su concentración variará en función inversa a la distancia

que recorra. Los efectos tóxicos de exponerse a estos materiales dependen de la concentración

del material en el aire y de su toxicidad. Dentro de esta categoría, encontramos los siguientes

parámetros que se utilizan para indicar los valores máximos permisibles a los cuales puede

estar expuesto el ser humano.

Rev. No. 1


Proyecto:





IDLH: Siglas de para definir la concentración máxima a la cuál existe Peligro Inmediato

a la Vida y la Salud (Immediately Dangerous to Life and Health) en un tiempo de

exposición de 30 minutos, sin desarrollar síntomas que disminuyan la capacidad de

realizar una evacuación sin sufrir daños irreversibles.

STEL: Siglas de Concentración de Exposición Limite en un Periodo Corto (Short Term

Exposure Limit) en un tiempo de exposición de 15 minutos, sin sufrir irritaciones,

cambios crónicos o irreversibles en los tejidos o narcosis que reduzcan su eficiencia,

les predisponga al accidente o dificulte las reacciones de defensa.

ERPG: Siglas de Planeación de Respuestas a Emergencias (Emergency Response

Planning Guidelines). Los valores son las concentraciones máximas a la cual pueden

estar expuestos, en un tiempo máximo de una hora sin experimentar o desarrollar los

siguientes efectos:

Nivel Efecto

1 Efectos contra la salud ligeros, como disminución

de la percepción ó irritación.

2 Efectos o síntomas adversos o irreversibles que

podrían afectar las habilidades individuales para

tomar reacciones de emergencia.

3 Efectos nocivos permanentes contra la salud o la

vida.

Consideraciones para Realizar el Análisis de Consecuencias.

Para la selección de los escenarios críticos se utilizaron criterios de peligrosidad de los

materiales en función de los gastos, condiciones de operación y características CRETIB, a partir

de estos se determinó equipo o zona en la que se podría producir el incidente y se recopilan los

siguientes datos.

Rev. No. 1


Proyecto:





1. Composición de la mezcla ó producto que se está manejando,

2. Condiciones de operación (especialmente flujo, temperatura y presión),

3. Elevación de la fuga y

4. Tipo de superficie.

Consideraciones para la Evaluación de Efectos de Incendio y Explosión.

1. Adicionalmente, para realizar las simulaciones en el software PHAST 6.1 se tomaron las

siguientes consideraciones:

a. Para fugas a través de sistemas de relevo se usa el valor real de la válvula o la

dimensión de la tubería. Sin embargo para fugas a través de orificios, se sugiere lo

siguiente2:

El banco mundial (1985) propone que el tamaño del orificio para equipo de proceso sea

del 20 al 100% del diámetro de la tubería.

Para tuberías pequeñas de 1 ½” se usa un tamaño de orificio de 5 mm (0.2 pulgadas).

Para tuberías de 2 a 6” se usan tamaños de orificio de 5 mm (0.2 pulgadas) a 25 mm

(≈1 pulgada).

Para tuberías de 8 a 12” se usan tamaños de orificio de 5 mm (0.2 pulgadas), 25 mm

(≈1 pulgada) y 100 mm (≈4 pulgada).

Para el caso de los eventos máximos probables, los hoyos o grietas resultantes son pequeños:

poros hasta de 6 mm (¼ de pulgada) de diámetro y en raras ocasiones de hasta 12.7 mm (½

pulgada). La probabilidad de que se produzca un agujero de un diámetro determinado

disminuye conforme el diámetro considerado aumenta, es decir, son mucho más probables los

agujeros pequeños o poros que los de mayor tamaño. Tomando esto en cuenta con la finalidad

de lograr un escenario "máximo probable" se consideraron fugas por agujeros de diámetro

equivalente de 12.7 mm (½ pulgada).

2 Guidelines for Chemical Process Quantitative Risk Analysis. Center for Chemical Process Safety. AIChE, 1989

Rev. No. 1


Proyecto:





b. Las condiciones de presión, temperatura y flujo se tomaron de los diagramas de

flujo de proceso y del balance de materia.

c. Se contempló un tiempo de duración de la fuga de 10 minutos, tomando en cuenta

las siguientes consideraciones: tiempo máximo para la detección del evento por

parte del personal de PEMEX y tiempo que ocupa el personal de mantenimiento u

operación para llegar al lugar exacto de la fuga y controlarla. Sin embargo se

espera un tiempo de respuesta mucho menor, dado que la planta ULSG contará

con dispositivos automatizados para detectar fugas con oportunidad.

d. Los radios que se presentan en caso de un evento de antorcha o chorro de fuego,

se determinaron a partir de la evaluación de diferentes flujos térmicos tabla VI.9, y

para el caso de eventos de explosiones y BLEVES se evaluaron diferentes niveles

de sobrepresión tabla VI.10.

2. Se consideran dos condiciones ambientales para el análisis:

a. En la primera se consideró una velocidad del viento de 1.5 m/s con estabilidad

ambiental clase F por ser las condiciones meteorológicas para el peor escenario, de

acuerdo con el INE y con el “RMP Offsite Consequence Analysis” de la Agencia de

Protección Ambiental de los Estados Unidos (USEPA); caso para nubes tóxicas

(noche sin viento),

b. En la segunda se utilizó la velocidad del viento promedio de la región de 5.0 m/s, con

estabilidad ambiental clase C por ser las condiciones promedio durante el día con

vientos moderados.

3. Como fuentes de ignición se consideran, las chispas (en operaciones de corte o soldadura),

flamas (flamas de quemadores), electricidad estática, fricción, calor.

4. Para el análisis se utilizan la tabla VI.9 niveles de radiación para determinar las zonas de

afectación:

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla VI.9 Niveles de radiación

Radiación Descripción

1.4 kW/m2

(443 BTU/h/ft2) Es el flujo térmico equivalente al del sol en verano y al medio día. Este límite se considera como zona de amortiguamiento.

5.0 kW/m2

(1,585 BTU/h/ft2)

Nivel de radiación térmica suficiente para causar daños al personal si no se protege adecuadamente en 20 segundos, sufriendo quemaduras hasta de segundo grado sin la protección adecuada. Esta radiación será considerada como límite de zona de alto riesgo.

Fuente: Chemical Process Safety: Fundamentyals with Applications; Crowl/Louvar; Prentice Hall, 1990

5. Para el análisis se utilizan la tabla VI.10 Niveles de sobrepresión para determinar las zonas

de afectación:

Tabla VI.10 Niveles de sobrepresión

Presión Descripción

0.5 lb/pulg2

(0.034 bar)

Probabilidad del 95% de que haya daños. Probabilidad del 10% de ruptura de ventanas.de vidrio y algunos daños a techos de lámina. Esta área se considerará como límite de la zona de amortiguamiento.

1 lb/pulg2

(0.068 bar)

Daños parciales a casas (paredes de ladrillo y edificios no reforzados por la onda de sobrepresión. De 0.5 a 1 lb/pulg2 se considerará como la zona de alto riesgo.

Fuente: Chemical Process Safety: Fundamentyals with Applications; Crowl/Louvar; Prentice Hall, 1990

Rev. No. 1


Proyecto:





6. La tabla VI.11 muestra los posibles daños por sobrepresión en plantas y refinerías:

Tabla VI.11 Evaluación de daños por explosiones, niveles de sobrepresión.

Presión (lb/pulg2) Refinerías Plantas

0.5

Cuarto de control (construcción de concreto y estructura de fierro): rotura de ventanas.

Cuarto de control (techo metálico): rotura de ventanas y medidores.

Cuarto de control (techo de concreto): rotura de ventanas y medidores.

Torre de enfriamiento: falla de mamparas

1.0

Cuarto de control (construcción de concreto y estructura de fierro): deformación de la estructura.

Cuarto control (techo metálico): conectores dañados por colapso del techo.

Cuarto de control (techo de concreto): dañados por colapso del techo.

Tanques de almacenamiento (techo cónico): colapso del techo.

3.0

Cuarto de control (construcción de concreto y estructura de fierro): Colapso parcial.

Calentador: fractura de ladrillos.

Reactor químico: ruptura de ventanas y medidores.

Filtros: falla de paredes de concreto.

Selección y descripción de escenarios

1) Evento máximo probable

El escenario máximo probable fue seleccionado con base en el FTA (sección VI.2 y anexo VI.2).

A partir de este análisis se ha considerado como evento máximo probable una fuga en la línea de descarga de las bombas del rehervidor de la torre CDHDS. Las causas probables de

este evento son corrosión/erosión, fugas en bridas, fugas en sellos de las válvulas, o fugas en

sello de bombas.

Rev. No. 1


Proyecto:





Esta fuga se simula considerando una fuga a través de un agujero con tamaño 12.7 mm (0.5 in)

de acuerdo a las recomendaciones de la literatura. El inventario considerado equivale al

acumulado en 10 minutos de acuerdo al flujo manejado en la línea. Las condiciones de presión

y temperatura corresponden a las de la descarga de las bombas del rehervidor de la torre

CDHDS. La nafta pesada se ha simulado como una mezcla de hidrocarburos pesados, que

incluyen parafinas, isoparafinas, olefinas, nafténicos y aromáticos que tienen puntos de

ebullición dentro del rango de temperaturas de ebullición inicial y final de la nafta pesada y

cuyos porcentajes están en relación con los obtenidos a través del análisis PIANO de la nafta.

2) Evento catastrófico

Como evento catastrófico se consideró pertinente analizar un escenario de incendio en un

tanque de almacenamiento, con base en los antecedentes de 2 incidentes mencionados en la

sección VI.1, para determinar los efectos potenciales y áreas de afectación.

Concretamente, el escenario elegido fue incendio en el tanque de almacenamiento de gasolina TV-208. Para la selección de este tanque en particular, se tomaron en cuenta los

siguientes factores:

1. Dimensiones del tanque: Los tanques que forman parte de este proyecto son de 4

capacidades, a saber, 30 mil, 40 mil, 55 mil y 100 mil barriles. Para considerar el máximo

efecto potencial se han escogido primeramente los tanques de mayor capacidad, es

decir, los de 100 mil barriles (TV-208, TV-204-A y TV-205-A).

2. Distancias entre tanques y instalaciones vecinas: Con la finalidad de analizar el peor

caso posible y posibles interacciones de riesgo se eligió entre los tanques de 100 mil

barriles, aquel con mayor cantidad de tanques o instalaciones cercanos, es decir, el

tanque TV-208.

Rev. No. 1


Proyecto:





Los incendios que han ocurrido en tanques de gasolina se consideran incendios en charcos en

el techo de los tanques. El TV-208 es un tanque cilíndrico vertical, de cúpula flotante, de

100,000 barriles de capacidad. Sus dimensiones principales son 40.843 m de diámetro y 12.192

m de altura. Como sistemas de protección cuenta con dique de contención, sistema de

inyección de espuma superficial, sistema de inyección de espuma sub-superficial, alarma por

bajo nivel, alarma por alto nivel y anillos de enfriamiento.

El escenario se ha modelado como un incendio en charco de gasolina (simulada como una

mezcla de partes iguales en masa de n-hexano y n-heptano) a 12.192 m de altura, con un

diámetro de 40.843.

Condiciones climáticas utilizadas en la simulación

En la simulación se ha optado por utilizar dos climas distintos, uno de los cuales representa las

condiciones en las cuales se dificulta la dispersión de contaminantes (velocidad del viento de

1.5 m/s y estabilidad F), este clima es representativo de una noche tranquila en la zona. Por

otra parte se ha considerado un clima que toma en cuenta la velocidad promedio de los vientos

dominantes (redondeado a 5 m/s) y estabilidad C, estas condiciones son las que se tienen en

un día típico con vientos moderados. La temperatura ambiental considerada fue la promedio del

lugar, eligiendo un valor ligeramente menor para el clima 1 (considerando la baja de

temperatura que ocurre en la noche). La humedad relativa considerada es la promedio del

lugar.

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla VI.12 Condiciones climáticas utilizadas en la simulación de eventos

Clima 1 Clima 2

Descripción Condiciones de peor dispersión (noche sin

viento)

Condiciones promedio durante un

día con vientos moderados

Velocidad del viento (m/s) 1.5 5

Estabilidad F C

Temperatura ambiente (ºC) 20 28.8

Humedad relativa 45% 45%

Resultados del análisis de consecuencias

Las memorias de cálculo y resultados detallados de las simulaciones de los eventos máximo

probable y catastrófico se localizan en los anexos VI.3 y VI.4, respectivamente.

I. Escenario máximo probable

Los resultados de las simulaciones se resumen en la tabla VI.13

Tabla VI.13 Radios de afectación para el evento máximo probable

Tipo de efectos

Por radiación:

dardo de fuego (Jet Fire)

Por sobrepresión:

explosión por ignición tardía

Clima

Radio [m] de

Amortiguamiento

(1.4 kW/m2)

Radio [m] de Alto riesgo

(5 kW/m2)

Radio [m] de

Amortiguamiento

0.035 kgf/cm2

Radio [m] de Alto riesgo

0.070 kgf/cm2

Distancia del punto de fuga al centro de la explosión [m]

1 43.0 33.7 74.8 57.2 30

2 42.7 33.6 63.1 50.1 30

Rev. No. 1


Proyecto:





Los radios de afectación máximos por sobrepresión en caso de una explosión con ignición

tardía fueron de 87.2 m para la zona de alto riesgo y de 104.8 m para la zona de

amortiguamiento, esto para las condiciones del clima 2 considerando el radio de la explosión

más 30 m de distancia entre el punto de fuga y el centro de la explosión.

Análisis del escenario y medidas de mitigación

Cabe mencionar finalmente que este escenario suponen la falla simultánea de varias capas de

protección existentes en el proceso, a saber: el sistema de detección de atmósferas tóxicas y

explosivas, las válvulas de aislamiento de inventarios, el sistema de aspersores y de inundación

de los equipos. Si se considera que estos equipos funcionan satisfactoriamente, los efectos

mostrados no ocurrirán, ya que con una alerta temprana a través de la alarma activada por los

detectores de mezclas explosivas, se puede actuar aislando el inventario de la columna

CDHDS, parando las bombas del rehervidor e inundando los equipos evitando que se formen y

dispersen nubes de vapores inflamables. Por lo tanto, considerando el buen estado de

operación de las capas de protección mencionadas, en caso de presentarse un evento

accidental por fuga o ruptura en la línea de descarga de las bombas GA-3202/S, el escenario más probable, no tendrá consecuencias de efectos térmicos o de sobrepresión. Por lo

tanto, no se generan recomendaciones para instalar medidas de mitigación adicionales.

II. Evento catastrófico

Los resultados para este evento se resumen en la tabla VI.14

Tabla VI.14 Radios de afectación para el evento catastrófico

Zona Nivel de radiación Clima 1 “Noche” Clima 2 “Día”

Alto riesgo 5.0 kW/m2 No alcanzada No alcanzada

Amortiguamiento 1.4 kW/m2 96.7 m 113.0 m

Rev. No. 1


Proyecto:





Análisis de resultados y medidas de mitigación:

Después de analizar los resultados cabe destacar 3 aspectos:

1. La afectación máxima ocurre en la dirección del viento con presencia de vientos

moderados, debido a la mayor inclinación de la flama.

2. En un incendio de este tipo, la radiación no alcanza niveles de alto riesgo. El nivel

máximo de radiación es de 4.8 kW/m2 a 37 m del centro de la flama, es decir, a 17

metros de la pared del tanque.

3. La zona de amortiguamiento abarca los tanques cilíndricos verticales de gasolina TV-

210, TV-209 y unos tanques esféricos que almacenan isopentano (TE-601-A y TE-601-

B), por lo cual se incluyó en este estudio un análisis de interacciones de riesgo.

De los análisis de interacciones con tanques vecinos, como se detalla en la siguiente sección,

se puede agregar que las protecciones existentes son suficientes (en particular los anillos de

enfriamiento en tanques vecinos) y no se requieren medidas adicionales.

VI.4 Interacciones de riesgo

A continuación se indican las actividades de los establecimientos que se encuentran dentro de

las áreas de riesgo y amortiguamiento de los escenarios resultantes del análisis de

consecuencias de la planta ULSG de la refinería “Ing. Antonio M. Amor”:

a) Otros establecimientos con actividades altamente riesgosas

Dentro de las áreas de riesgo y amortiguamiento determinadas en el análisis de consecuencias

se encuentran las plantas catalítica FCC, Hidrodesulfuradora de Naftas HDS-2 y la planta

Hidrodesulfuradora de Diesel HDD, se considera que las capas de protección de cada una de

estas plantas y en particular de la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (que se expone

en el punto VI.5.1), evitan alguna posible interacción de riesgo o de un efecto dominó de la

planta ULSG hacia las otras plantas o viceversa.

Rev. No. 1


Proyecto:





b) Establecimientos con actividades no altamente riesgosas

No existen establecimientos que en condiciones de operación puedan propiciar

encadenamiento de eventos peligrosos.

c) Zonas habitacionales

Dentro de las áreas de riesgo y amortiguamiento no se encuentran zonas habitacionales, sin

embargo, cerca de la barda perimetral de la Refinería y dentro de los 500 metros de distancia

de la planta ULSG se encuentra una zona habitacional de aproximadamente 3 manzanas donde

se ubicada la Escuela Secundaria “Emeteria Valencia”, en la colonia Las Reynas, al noroeste de

la planta y la refinería.

d) Hospitales, escuelas

No existen hospitales y escuelas en las áreas de riesgo y amortiguamiento. Sin embargo, como

se mencionó anteriormente, dentro de los 500 metros de distancia de la planta ULSG se

encuentra una zona habitacional de aproximadamente 3 manzanas donde se ubicada la

Escuela Secundaria “Emeteria Valencia”, en la colonia Las Reynas, al noroeste de la planta y la

refinería.

e) Centros comerciales

No existen centros comerciales o mercados públicos en las áreas de riesgo y amortiguamiento.

d) Otros centros de concentración masiva de personas

No existen otros centros de concentración masiva de personas.

Rev. No. 1


Proyecto:





Consideraciones especiales para el evento máximo probable

Con respecto al evento máximo probable, se ha expuesto en la sección anterior que,

considerando que las protecciones contempladas en el diseño están funcionando, el evento

simulado no tendría que ocurrir, ya que las nubes con mezclas explosivas serían detectadas por

el sistema de detectores de mezclas explosivas y el sistema de contraincendio se encargaría de

lavar los vapores presentes. Se descartan interacciones de riesgo ya que las instalaciones

están lo suficientemente lejos de áreas habitadas como para que hubieran afectaciones a éstas

en el caso muy poco probable de un incidente.

Consideraciones especiales para el evento catastrófico

Para el caso de evento catastrófico analizado en la sección VI.3, se estudiaron los efectos

potenciales de interacción de riesgo en caso de un incendio en el tanque TV-208, con respecto

a los tanques vecinos TE-601-A, TE-601-B, TV-209 y TV-210, debido a que el radio de la zona

de amortiguamiento máximo para este tipo de evento (113 m) incluye estos tanques. El mayor

riesgo es con respecto a las esferas de isopentano TE-601 A y B, debido a su baja temperatura

de ebullición y a su mayor cercanía con el tanque TV-208. Los niveles de radiación máximos a

una distancia de 50 m (distancia a la esfera más cercana, la TE-601-A) serían de 4.3 kW/m2.

En los tanques esféricos, es posible manejar con seguridad tasas bajas de evaporación

mediante los anillos de enfriamiento y sistemas de desfogue presentes en estos equipos. Se

descarta la posibilidad de interacciones de riesgo con respecto a estas esferas de isopentanos, ya que a partir de los cálculos incluidos en el anexo VI.4 se desprende un ritmo

máximo de evaporación, sin enfriamiento, de 6 kg/s, lo cual equivale a un ritmo máximo de 0.5%

(con respecto al tanque lleno a 80% de su capacidad) en una hora.

Con respecto a los tanques cilíndricos verticales de gasolina TV-209 y TV-210, la práctica

estándar de enfriar con agua los tanques vecinos en caso de incendio, evitaría cualquier

interacción con éstos. De igual manera, se descarta la posibilidad de interacciones de riesgos con respecto a los tanques TV-209 y 210 de gasolina, ya que, comparados con las

esferas de isopentanos, manejan líquidos con mayor temperatura de ebullición y se encuentran

Rev. No. 1


Proyecto:





a una mayor distancia, donde la radiación es casi de la mitad (2.7 kW/m2) de la que recibirían

las esferas.

Aunque la zona de amortiguamiento del escenario analizado incluye otros tanques, los efectos

resultantes son muy bajos y pueden manejarse con seguridad con los anillos de enfriamiento y

sistemas de desfogue de los tanques vecinos, descartando la posibilidad de interacciones de

riesgos.

Finalmente, todos los tanques considerados en este proyecto están suficientemente retirados

del límite de la refinería y considerando los radios de afectación máximos por radiación, no

representan riesgo alguno para la población vecina a la refinería.

VI.5 Recomendaciones técnico-operativas

Producto del análisis HAZOP se originaron las siguientes recomendaciones:

1. Actualizar el HAZOP una vez que se tengan los detalles de los compresores (equipos

paquete), considerando escenarios tales como succión bloqueada, descarga bloqueada

y sin agua de enfriamiento, para verificar que se tienen protecciones adecuadas y

suficientes para estos casos.

2. Actualizar el HAZOP una vez que se tengan los detalles del calentador BA-3201

(paquete), considerando escenarios por alta y baja presión del gas combustible a

quemadores en el caso del calentador, para verificar que se tienen protecciones

adecuadas y suficientes para estos casos.

3. Actualizar el HAZOP una vez que se tenga la información detallada de la Unidad

Regeneradora de Amina (URA), considerando los riesgos por toxicidad asociados al

circuito de gas ácido de salida de esta unidad.

Rev. No. 1


Proyecto:





Recomendaciones generales

Dada la alta calidad del diseño del proceso con respecto a la seguridad, el aspecto más crítico

en la fase de ingeniería de detalle, procura y construcción (IPC) será el proceso de supervisión

y verificación de que en esta fase se haya sido fiel a la letra y espíritu del diseño presentado en

la ingeniería básica.

Rev. No. 1


Proyecto:





VI.5.1 Sistemas de seguridad

Capas de protección del proceso

Para ilustrar el grado de protección del proceso se resumen las protecciones incluidas de

acuerdo al concepto de capas de protección, donde cada capa es una barrera que disminuye la

frecuencia o severidad de eventos indeseables evitando así afectaciones a las instalaciones, al

personal, al medio ambiente o a la comunidad. En la figura VI.1 se muestran estas capas, las

consecuencias de fallas y la finalidad de las mismas.

Evitar o disminuir en frecuencia y magnitud

las desviaciones

Plan de Respuesta de Emergenciasde la Comunidad

Plan de Respuesta de Emergenciasde la Planta

Sistemas de contención

Sistemas de control básico de proceso

Alarmas e intervención humana

Afectación a la operación

Afectación al personal

Afectación al medio ambiente

Afectación a la comunidad

Sistemas Instrumentados de Seguridad

Controlar las desviaciones del

proceso

Sistemas de relevo

Reestablecer el proceso, llevar la

planta a condiciones seguras

Contener o disponer de modo seguro la

energía o sustancias peligrosas liberadas

Afectación a las instalaciones

Las condiciones de operación se salen

de los límites normales

Condiciones De Consecuencias

Negativas potenciales

Las condiciones de operación tienen una desviacióndel punto de consigna (Set Point)

Disminuir la afectación a personas y

propiedades

Diseño del Proceso

Sustancias químicas peligrosasCondiciones de operación extremas

Procesos complejos y difíciles de controlar

FinalidadCapas de protección Consecuencias de fallas bajo demanda

Figura VI.2 Capas de protección de los procesos químicos

Rev. No. 1


Proyecto:





Lo que sigue es una descripción de los aspectos más relevantes incluidos en el diseño de la

planta ULSG para cada una de las seis primeras capas de protección. Primera capa de protección: Diseño del proceso

Estas protecciones son inherentes al diseño y proveen un alto grado de seguridad ya que no

dependen del correcto funcionamiento de sistemas o dispositivos externos al proceso.

El proceso básico de la hidrodesulfuración consiste en la reacción de hidrogenación catalítica

selectiva de los compuestos de azufre de la carga de nafta, formándose ácido sulfhídrico y

quedando hidrocarburos con muy bajo contenido de azufre.

El tipo de proceso elegido, un post-tratamiento de la nafta catalítica utilizando destilación

reactiva, es óptimo desde el punto de vista de la seguridad. Además de tener un menor costo,

es más segura que otras alternativas de proceso para lograr el objetivo de reducir el contenido

de azufre en la corriente de nafta proveniente de las plantas catalíticas. Las otras 2 alternativas

comerciales existentes, a saber 1) el pre-tratamiento de la carga de gasóleos a la planta

catalítica y 2) el post-tratamiento con procesos tradicionales de hidrodesulfuración de naftas (sin

destilación reactiva) tienen el inconveniente desde el punto de vista de la seguridad de operar a

condiciones mucho más severas y requerir un consumo mayor de hidrógeno.

El post-tratamiento de la gasolina catalítica, como es de la planta ULSG, con respecto al pre-

tratamiento de los gasóleos de carga a la catalítica representa una reducción en la presión de

operación y el consumo de hidrógeno de alrededor del 70% (Meyers, Handbook of petroleum

refining processes, 3a. edición, McGraw Hill, 2003).

Por otra parte el uso de la destilación reactiva es inherentemente más seguro, requiere menos

energía y catalizador que el proceso tradicional de utilizar un reactor y una columna de

destilación separados, ya que en la columna de destilación reactiva se impide la formación de

puntos calientes en el catalizador y la ocurrencia de reacciones fuera de control (runaways),

debido a que el calor generado por la reacción exotérmica es aprovechado para vaporizar el

Rev. No. 1


Proyecto:





líquido, sirviendo como una capacitancia térmica que mantiene autocontrolada la temperatura

del sistema, con el beneficio adicional de disminuir el requerimiento de calor en el rehervidor de

la columna (Taylor y Krishna, Review: Modelling reactive distillation, Chemical Engineering

Science, Volume 55, Issue 22, November 2000).

Todos los recipientes a presión han sido especificados por diseño para una presión interna

máxima específica y vacío completo, y es muy probable que el espesor resultante de los

cálculos de diseño mecánico de estos recipientes esté más influenciado por el requerimiento de

vacío completo que por el de presión interna, resultando en un recipiente con mayor resistencia

a la presión interna de la especificada. Este requerimiento también protege a los recipientes de

que se colapsen al formarse por alguna causa una presión negativa (vacío) en el mismo.

En el diseño de tuberías, equipos e intercambiadores se ha considerado una presión de diseño

tal que soporte la máxima sobrepresión generada por las bombas y compresores centrífugos en

condiciones de descarga bloqueada.

Se han incluido para la protección de bombas y compresores líneas de recirculación para flujo

mínimo, impidiendo así que estos equipos operen en vacío, causando sobrepresiones y

calentamiento de las líneas y equipos.

Se han incluido notas de diseño en las líneas de procesos donde se maneja flujo bifásico para

asegurar el soporte adecuado de las líneas, para minimizar esfuerzos en la tubería y fallas

subsecuentes.

La especificación de materiales para tuberías con servicio que contenga ácido sulfhídrico,

incluye el requerimiento de relevado de esfuerzos para resistir el fenómeno de agrietamiento

bajo esfuerzo en presencia de sulfhídrico (sulfide stress cracking), de acuerdo a las

recomendaciones de la norma NACE MR0103 “Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in

Corrosive Petroleum Refining Environments”.

Las líneas y recipientes en donde se manejan corrientes gaseosas ricas en ácido sulfhídrico se

encuentran en puntos con cierta altura sobre el nivel del piso (plataformas). En caso de ocurrir

Rev. No. 1


Proyecto:





una fuga esto ayuda a la dispersión de la sustancia minimizando la posibilidad de que exista

una concentración suficiente para causar daño alguno a nivel de piso.

Se ha prestado cuidado en el diseño para el establecimiento de la posición de las válvulas en

caso de falla, de manera que falle en el lado seguro. La posición de las válvulas en caso de falla

está especificada en los diagramas de tubería e instrumentación. Por otra parte, las válvulas

manuales cuyo cierre accidental pudiera causar problemas en el proceso han sido

especificadas como candadeadas en posición abierta, para evitar cierre accidental de las

mismas.

Se ha establecido debidamente una clasificación eléctrica de áreas, para la instalación de

equipo eléctrico e instrumentos a prueba de explosión en las zonas en que pudieran haber

vapores inflamables en condiciones anormales (clase I división 2), de modo que estos equipos

no representen fuentes de ignición.

También se han incluido en el diseño arreglos de líneas para recircular la carga hacia tanques

de almacenamiento, lo cual representa una funcionalidad útil en caso de emergencias.

Segunda capa de protección: Sistema de control básico del proceso

El sistema de control básico de proceso tiene la funcionalidad principal de mantener constantes

las variables del proceso en los valores de diseño. Sin embargo la falla de estos sistemas es

una causa común de problemas operativos y de seguridad, y es por eso que se han

considerado los puntos siguientes en el diseño de esta capa de protección.

Los sistemas de instrumentación especificados incluyen instrumentos Foundation Fieldbus, que

tienen la ventaja de tener mecanismos de autodiagnóstico, avisando a los operadores sobre

problemas comunes en los instrumentos.

Se ha agregado doble o hasta triple redundancia con lógica de votación 2 de 3 en instrumentos

críticos para impedir que ante la falla de un instrumento se produzcan condiciones inseguras

derivadas de la acción de control con señales falsas y también para prevenir paros en falso de

Rev. No. 1


Proyecto:





la planta, minimizando riesgos debidos a problemas potenciales durante paros y arranques de

emergencia innecesarios.

Tercera capa de protección: Alarmas e intervención humana

En caso de que el control básico de proceso no sea suficiente para mantener bajo control las

variables del proceso, se debe contar con un sistema de alarmas que avisen inmediatamente a

los operadores acerca de condiciones anormales en la operación del proceso e instrucciones

claras para responder a dichas alarmas.

Se han proveído señales de alarma en los sensores principales, en algunos casos con doble y

hasta triple redundancia con lógica de votación.

En la ingeniería básica se ha incluido un manual de operación preliminar para la planta que

incluye procedimientos de emergencias para varios casos de fallas considerados en un análisis

de riesgos por la técnica “¿Qué pasa si …?” realizado con anterioridad a este estudio.

Además para el caso de fugas en el proceso, se tienen especificados un sistema de detectores

de atmósferas tóxicas (para el ácido sulfhídrico) y explosivas a través de sensores colocados en

puntos estratégicos de la planta, proporcionando una alerta temprana que permitan la acción

adecuada para controlar estas fugas antes de que las concentraciones lleguen a niveles de alto

riesgo.

Cuarta capa de protección: Sistemas instrumentados de seguridad (SIS) En caso de que la acción humana resulte ineficiente, esta capa de protección actúa de manera

automática e independiente del sistema de control básico de proceso, para restablecer el

proceso llevándolo a condiciones seguras. En este apartado se incluyen varios interlocks de

seguridad para protección de los equipos que actúan en forma automática. La mayoría de estos

sistemas cuentan con tres sensores redundantes con lógica de votación 2 de 3, para evitar

paros en falso manteniendo un alto nivel de disponibilidad en las protecciones. Todos los

sistemas instrumentados de seguridad cuentan con una evaluación del nivel de integridad de la

Rev. No. 1


Proyecto:





seguridad (SIL) requerido. Los principales sistemas instrumentados de seguridad se resumen a

continuación y se encuentran listados en la tabla VI.15:

• Aislamiento de inventarios de hidrocarburos en los recipientes a presión que manejen un

gran inventario de nafta, para el caso de fugas en equipos que succionan líquido de

estos recipientes.

• Arranque automático de bomba de relevo en caso de muy bajo flujo de carga, fondo o

reflujo en las columnas y el reactor del proceso.

• Paro automático de aeroenfriadores en caso de vibración excesiva.

• Disparo de compresores por muy alto nivel de líquido en los tanques separadores de

condensados en la succión, muy alta temperatura de descarga y otras condiciones

particulares de cada compresor (a especificar por el fabricante).

• Recirculación de carga a tanques en caso de muy alto nivel en los acumuladores de

carga.

• Paro del calentador en caso de muy bajo flujo de carga al calentador, muy alta

temperatura en la descarga y muy baja presión de gas combustible.

• Cierre de alimentación de hidrógeno a las columnas CDHydro, CDHDS y al reactor de

pulido en caso de muy alta temperatura o muy bajo reflujo en las columnas.

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla VI.15 Interlocks de la planta ULSG-1

FFuunncciióónn NNúúmmeerrooss ddee

iinntteerrlloocckk

EEqquuiippooss

pprrootteeggiiddooss

CCoonnddiicciióónn IInniicciiaall AAcccciioonneess

Aislamiento de

inventarios de

hidrocarburos

I-3103

I-3111

I-3113

I-3123

I-3207

I-3210

I-3214

I-3216

I-3219

I-3302

I-3307

FA-3101

DA-3101

FA-3102

FA-3103

DA-3201

FA-3201

DA-3203

DA-3205

DA-3202

DA-3301

DA-3303

Accionamiento

manual de botón

de cierre de

válvulas de

aislamiento.

Cierre de válvula

de aislamiento en

la descarga del

recipiente

protegido y paro

de bombas que

succionan del

recipiente en

cuestión

Arranque

automático de

bombas

I-3104

I-3112

IS-3114

I-3124

I-3208

IS-3211

I-3215

I-3217

I-3303

I-3305

I-3308

I-3310

CDHydro

CDHDS

Reactor de pulido

Agotador de H2S

Columna

estabilizadora

Bajo-bajo flujo. Arranque

automático de

bomba de relevo

de carga, fondos o

reflujo de las

columnas

Protección de

ventiladores de los

aeroenfriadores

I-3108

I-3110

I-3209

I-3212

I-3213

I-3301

I-3306

I-3309

EC-3102

EC-3101

EC-3203

EC-3201

EC-3202

EC-3301

EC-3302

EC-3303

Alta-alta vibración o

paro por parte del

operador desde el

cuarto de control.

Paro del motor del

ventilador

Rev. No. 1


Proyecto:






iinntteerrlloocckk

EEqquuiippooss



Bajo-bajo nivel I-3115

IS-3116

IS-3117

I-3126

IS-3204

IS-3218

IS-3220

I-3311

I-3314

I-3315

IS-3316

IS-3317

DA-3101

FA-3104

FA-3105

FA-3103

DA-3201

FA-3206

DA-3202

DA-3301

FA-3302

FA-3301

FA-3302

FA-3304

Alarma por bajo-

bajo nivel en el

tanque.

Cerrar la línea de

alimentación del

equipo protegido y

en las líneas de

carga de la planta

abrir válvula de

recirculación de

carga a tanques

Protecciones de

los compresores

IS-3101

IS-3102

IS-3205

GB-3101

GB-3102/S

GB-3201

Alto-alto nivel en el

separador de

condensados de

succión del

compresor.

Alta-alta

temperatura en la

descarga del

compresor.

Botones de paro de

emergencia en

cuarto de control y

en campo.

Disparos del

compresor

Disparo del motor

del compresor,

abrir la válvula de

flujo mínimo (de

recirculación)

Activación de la

alarma de paro del

compresor

Rev. No. 1


Proyecto:






iinntteerrlloocckk

EEqquuiippooss



Protección de la

torre CDHydro

IS-3105 DA-3101 Alta-alta

temperatura en

varios puntos

dentro de la

columna.

Alta-alta presión en

el domo de la torre.

Bajo-bajo reflujo a

la torre después de

un minuto.

Cierre de válvula

de alimentación de

hidrógeno fresco y

de reciclo a la

columna

Protección por

sobrellenado de

acumulador de

carga

I-3106 FA-3101 Alta-alto nivel en el

tanque.

Cierre de la

válvula de

alimentación de

nafta. Válvula de

nivel abierta para

el desvío de nafta

hacia limite de

batería

Protección para el

separador del

compresor

I-3107 FA-3104 Baja-baja presión

en el separador.

Cierre de la

válvula que envía

flujo del compresor

a la columna

estabilizadora de

nafta.

Rev. No. 1


Proyecto:






iinntteerrlloocckk

EEqquuiippooss



Protección para el

calentador de

fuego directo

IS-3201

IS-3203

BA-3201 Bajo-bajo-flujo de

alimentación de

hidrocarburo. Alta-

alta-temperatura en

la salida del

calentador. Baja-

baja-presión en

suministro de gas

combustible o en

domo de CDHDS.

Botones de paro de

emergencia en

cuarto de control y

en campo.

Cierre de válvulas

de suministro de

gas combustible.

Disparo del

calentador

Activación de

alarma por

disparo.

Protección de la

columna CDHDS

IS-3202 DA-3201 Alta-alta

temperatura en

varios puntos

dentro de la

columna

Bajo-bajo reflujo a

la torre después de

un minuto

Cierre de válvula

de alimentación de

hidrógeno fresco y

de reciclo a la

columna

Disparo del

compresor.

Activación de la

alarma de paro del

compresor

Protección del

reactor de pulido

IS-3312 DC-3301 Alta-alta

temperatura a la

entrada y salida del

reactor.

Cierre de válvula

de alimentación de

hidrógeno fresco.

Cierre de válvula

de fondo de

CDHDS hacia la

bomba.

Rev. No. 1


Proyecto:





Quinta capa de protección: Sistemas de relevo

Además del nivel elevado de integridad mecánica especificado en el diseño para equipos y

líneas de proceso, se han agregado las válvulas de alivio de presión (PSV’s) necesarias en

varios puntos del proceso en donde se analizó que pudiera existir alguna sobrepresión. Las

PSV’s han sido diseñadas considerando condiciones máximas en caso de emergencia. Todas

las PSV’s descargan a un cabezal de desfogue dentro de la planta, el cual finalmente se

conecta con la red de desfogue de la refinería y de ahí llega al sistema de quemadores de la

refinería.

Las descargas combinadas de relevo de las PSV’s para escenarios de emergencia en la planta

ULSG-1 de Salamanca son:

1. Falla total de agua de enfriamiento. El relevo combinado por pérdida total de agua de

enfriamiento es de aproximadamente 44,600 kg/h.

2. Falla total de energía eléctrica. El relevo combinado para la pérdida total de energía

eléctrica en la planta ULSG de Salamanca es de aproximadamente 78,900 kg/h.

3. Cuando la columna CDHDS está relevando por alguna razón, se provoca el relevo

simultáneo en otras columnas debido a la integración de calor entre la columna CDHDS

y otras columnas dentro de la planta ULSG. La tasa de relevo combinado para este

escenario es de aproximadamente 525,200 kg/h.

El desarrollo de las tasas de relevo individuales está basado en las guías API-RP-521. Para

descargas de relevo individual por emergencia, ver las hojas de datos de las PSV’s (Anexo VI.6)

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla VI.16 Descargas de Relevo para Falla Total de Agua de Enfriamiento

Descargas de Relevo para Falla Total de Agua de Enfriamiento

Fuente del Relevo PSV de relevo Descarga de Relevo (kg/h) MV PSV Temperatura

de entrada (ºC)

Columna CDHydro PSV-31134 40500 57.6 113

Separador de H2S PSV-32138 4100 70.9 166

Descarga Total de Relevo 44600

Tabla VI.17 Descargas de Relevo para Falla de Energía Eléctrica

Descargas de Relevo para Falla de Energía Eléctrica


de entrada (ºC)



Tabla VI.18 Descargas de Relevo por Escenario cuando la Columna CDHDS está bajo Relevo

Descargas de Relevo por Escenario cuando la Columna CDHDS está bajo Relevo


de entrada (ºC)

Columna CDHDS PSV-32017 461000 90.2 283


Separador de H2S PSV-32138 6900 70.9 166

Columna Estabilizadora de

Nafta PSV-33128 7600 81.0 182


Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla VI.19 PSV’s que protegen los equipos de la planta ULSG-1

PSV No LocalizacionTamaño

entrada-salida (in)

Presion Kg/cm2 Fluido manejado Descarga

PSV-31106 FD-3103/S 2''J3'' 6 NAFTA DE CARGA A QUEMADOR

PSV-31107 FD-3103/S 2''J3'' 6 NAFTA DE CARGA A QUEMADOR

PSV-31111 FD-3101/S 1''D2'' 19 REFLUJO DE CDHYDRO A QUEMADOR

PSV-31112 FD-3101/S 1''D2'' 19 REFLUJO DE CDHYDRO A QUEMADOR

PSV-31113 FA-3102 2''J3'' 10.5 REFLUJO DE CDHYDRO A QUEMADOR

PSV-31116 FD-3102/S 1''D2'' 39 CARGA A CDHDS A QUEMADOR

PSV-31117 FD-3102/S 1''D2'' 39 CARGA A CDHDS A QUEMADOR

PSV-31118 EA-3102 ¾''G1'' 9 AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE

PSV-31130 EA-3105 ¾'' X1'' 10 AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE

PSV-31134 DA-3101 8'' T10'' 10.5 DOMOS DE CDHYDRO A QUEMADOR

PSV-31135* FA-3104 1½''G3'' 8.5 DOMOS DE CDHYDRO A QUEMADOR

PSV-31136 GB-3101 1½'' G 3'' 9.9 RECIRCULACIÓN DE CDHYDRO A QUEMADOR

PSV-31137 GB-3102 X'' / X'' - HIDROGENO FRESCO A QUEMADOR

PSV-31140 GB-3102/S X'' / X'' - HIDROGENO FRESCO A QUEMADOR

PSV-31138 FA-3105 1''E2'' 20 DOMOS DE CDHYDRO A QUEMADOR

PSV-31139 EA-3108 ¾'' X1'' - AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE

PSV-31141 EA-3108/S ¾'' X1'' - AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE

PSV-31142 FA-3103 2''J3'' 6 CARGA DE NAFTA PESADA A QUEMADOR

PSV-32107A/B DA-3201 6''R10'' 24.6 DOMOS DE CDHDS A QUEMADOR

PSV-32108A/B EA-3202 2''H3'' 24 VAPOR DE MEDIA A VENTEO

PSV-32111 FA-3201 3''J4'' 24.6 REFLUJO DE CDHDS A QUEMADOR


PSV-32117 FA-3203 2''H3'' 24.6 VAPOR RECIRCULADO A QUEMADOR

PSV-32118 BA-3201 2''H3'' 22.5 VAPOR DE MEDIA A VENTEO

PSV-32122 GB-3201 X - RECIRCULACIÓN DE CDHDS A QUEMADOR

PSV-32123 FD-3201 1''D2'' 37 RECIRCULACIÓN DE CDHDS A QUEMADOR

PSV-32124 FD-3201/S 1''D2'' 37 RECIRCULACIÓN DE CDHDS A QUEMADOR

PSV-32126* FA-3202 2''H3'' 24.6 DOMOS DE CDHDS A DRENAJE

PSV-32132 FA-3204 2''J3'' 20 VAPOR DE RECIRCULADO A QUEMADOR

PSV-32134 FA-3205 1½''H3'' 9 REFLUJO DEL AGOTADOR DE H2S A QUEMADOR

Rev. No. 1


Proyecto:





PSV No LocalizacionTamaño

entrada-salida (in)

Presion Kg/cm2 Fluido manejado Descarga


PSV-32137 FA-3206 1''E2'' 20 VAPOR DE RECIRCULADO A QUEMADOR

PSV-32138 DA-3202 4''N6'' 9 GASOLINA / H2S A QUEMADOR

PSV-33100 EA-3305 ¾'' X1'' 25.4 AGUA DE ENFRIAMIENTO A DRENAJE

PSV-33104A/B DC-3301 6''Q8'' 24.6 GASOLINA / H2 A QUEMADOR


PSV-33112 FA-3303 1½''H3'' 9 REFLUJO DE NAFTA

ESTABILIZADA A QUEMADOR

PSV-33115 DA-3302 1''D2'' 9 40% MDEA A QUEMADOR

PSV-33116 FA-3304 1½''F2'' 9 VAPOR RECIRCULADO A QUEMADOR


PSV-33118 FA-3305 1½''H3'' 6 AGUAS AMARGAS A QUEMADOR

PSV-33123 FA-3301 6''R10'' 22 EFLUENTE DEL REACTOR A QUEMADOR

PSV-33126 FA-3302 1½''F2'' 24.6 REFLUJO DE NAFTA

ESTABILIZADA A QUEMADOR

PSV-33128 DA-3301 6''Q8'' 9 DOMOS DE LA ESTABILIZADORA A QUEMADOR

* Las PSV's señaladas tienen diferente identificación en las hojas de datos: PSV-31155 es PSV-31142, PSV-32119 es PSV-32126

Sexta etapa de protección: Sistemas de contención

Los detalles del sistema contraincendio se incluyeron en el capítulo V, sección V.1.4 (proyecto

del sistema contraincendio). En esta sección únicamente se destacan los aspectos más

importantes y su relación con otros sistemas de contención:

El sistema contraincendio de la planta se ha especificado de acuerdo a la normatividad

aplicable (principalmente de acuerdo al Código del National Fire Protection Association – NFPA

y la norma NRF-015-PEMEX-2003), con un sistema de monitores localizados de tal manera que

todas las áreas del proceso puedan cubrirse por dos chorros. Las bombas y compresores

cuentan con sistema de inundación en caso de presentarse fugas. Los tanques tienen

Rev. No. 1


Proyecto:





especificado un recubrimiento a prueba de fuego (fireproofing) con capacidad para 2 horas. Los

cuartos de control están especificados a prueba de explosiones.

El sistema contraincendio está conectado con un sistema de detección y alarma en caso de

fuego, humo, atmósferas explosivas y tóxicas, a base de sensores especializados para detectar

la presencia de mezclas explosivas de hidrocarburos, humos y presencia de altas

concentraciones de H2S. La activación de los aspersores es automática en caso de fuego, y se

cuentan con alarmas audibles y visibles en sitio y cuarto de control.

En el Anexo VI.7 se muestra la localización de los equipos, dispositivos y sistemas de seguridad

de la planta ULSG.

VI.5.2 Medidas preventivas

Sistema de administración de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental

Es importante agregar que la integridad de cada capa de protección ilustrada en la sección

anterior depende de que se encuentren funcionando una serie de políticas, procedimientos y

programas técnico-administrativos interrelacionados, es decir un sistema de gestión, que

asegure finalmente que cada una de las barreras que evitan incidentes mayores esté en su

lugar, se encuentre operativa y sea efectiva. Al respecto, Pemex tiene implementado a nivel

corporativo un sistema de gestión de seguridad, salud y protección ambiental (SSPA) que

incluye las mejores prácticas administrativas preventivas y correctivas relacionadas con la

seguridad a nivel mundial. Este sistema incluye la revisión y la observancia de todos los

procedimientos, disciplina operativa, administración de la seguridad de los procesos, integridad

mecánica, respuesta a emergencias, restauración ambiental y aseguramiento de la calidad,

entre otros aspectos.

Dentro del Sistema de administración de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental, se tienen

contempladas las actividades enlistas en la tabla VI.19 con la finalidad de prevenir incidentes.

Rev. No. 1


Proyecto:





Tabla VI.20 Actividades de Seguridad, Salud y Protección Ambiental

No. Medidas preventivas

1. Calibración Preventiva de Líneas

2. Calibración Preventiva de Equipos

3. Revisión y Calibración de Niplerías

4. Calibración de Válvulas de Alivio

5. Revisión de Válvulas de Venteo y Arrestadores de Flama

6. Prueba de Hermeticidad en Válvulas Check

7. Revisión de Tornillería

8. Evaluación de Corrosión en Plantas

9. Evaluación de Corrosión en Torres de Enfriamiento

10. Inspección de Ductos

11. Inspección de Dispositivos de Seguridad de Equipos

12. Inspección Preventiva de Calentadores y Hornos

13. Revisión de Tuberías

14. Inspección Visual de Aeroenfriadores

15. Inspección Preventiva de Riesgos

16. Revisión, Prueba y Limpieza de Drenajes

17. Inspección Preventiva a Subestaciones y Registros Eléctricos

18. Simulacros Operacionales

19. Revisión de Equipos de Protección Personal Fijos

20. Pláticas de Seguridad

21. Actividades de Seguridad Industrial y Contraincendio.

22. Campaña de Seguridad

23. Revisión y Mantenimiento de Equipo de Protección Contraincendio

24. Prueba de Operación de Vehículos de Contraincendio

25. Pláticas / Prácticas Contraincendio

26. Simulacros Contraincendio

27. Revisión y Mantenimiento de Equipo Fijo de Contraincendio

Rev. No. 1


Proyecto:





No. Medidas preventivas

28. Control de Emisiones de Contaminantes

29. Funcionamiento de Quemadores de Campo

30. Auditorias

31. Inspección de Cilindros de Gases Comprimidos

Rev. No. 1


Proyecto:





VI.6 Residuos, descargas y emisiones generadas durante la operación del proyecto

El proceso CDHydro/CDHDS de la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG) es un

proceso cerrado que prácticamente no genera residuos, descargas o emisiones en su

operación. La gran mayoría de las corrientes de salida son reutilizadas en el mismo proceso o

bien, se pueden enviar al sistema de gas combustible de la refinería; el resto de las corrientes

comúnmente son enviadas a quemadores. Además, el proceso aumenta la vida útil del

catalizador por lo que los residuos del mismo son menores y utiliza un consumo menor de

hidrógeno por lo que las corrientes de venteo pueden ser reducidas y más fácilmente

controladas.

VI.6.1 Caracterización

Emisiones de gas.

Emisiones de gas en operación normal. En operación normal existen dos corrientes gaseosas de proceso:

• Purga de gas de CDHDS reciclado del separador de condesados de amina (FA-204) y,

• Venteo de gas del separador de condensados de amina (FA-304)

Estas son corrientes de venteo controladas, las cuales no son liberadas a la atmósfera, si no

que son endulzadas, combinadas y enfriadas antes de ser enviadas al sistema de gas

combustible. El flujo de la corriente de venteo combinado se encuentra en el balance de materia

(corriente 1201). No se espera ninguna otra emisión de gas durante la operación normal.

Líquidos.

Efluentes líquidos en operación normal. En operación normal el proceso CDHydro/CDHDS+ no produce efluentes. Los efluentes

acuosos esperados como agua ácida son directamente correlacionados con el agua contenida

en la alimentación del proceso. Si la alimentación al proceso contiene agua, los efluentes

acuosos se deben presentar en los siguientes servicios:

• Alimentación a la columna CDHydro.

• Reflujo de de la columna CDHydro.

Rev. No. 1


Proyecto:





• Alimentación a la columna CDHDS.

• Reflujo de la columna CDHDS.

• Reflujo del extracto de H2S.

• Efluentes del calentador del reactor de pulido.

• Efluentes del enfriador del reactor de pulido.

• Reflujo del estabilizador de nafta.

Sólidos.

El único residuo sólido esperado en el proceso CDHydro/CDHDS es catalizador gastado.

VI.6.2 Factibilidad de reciclaje o tratamiento

Las emisiones de gas en operación normal serán enviadas al sistema de gas combustible.

VI.6.3 Disposición

Emisiones de gas.

Emisiones de gas en operación normal. Todas las emisiones en operación normal de la planta son combinadas, endulzadas y enfriadas

antes de ser enviadas al sistema de gas combustible.

Líquidos.

Efluentes líquidos en operación normal. Los efluentes acuosos de cualquiera de los servicios que generen efluentes deben ser enviados

al acumulador de agua amarga (FA-3305) antes de ser bombeada fuera de límite de batería.

Sólidos. El catalizador gastado de la columna CDHydro y CDHDS (módulos CD) será manejado

conforme a la legislación Ambiental Vigente en el momento de su disposición final.

Rev. No. 1


Proyecto:




VII. RESUMEN

CONTENIDO

VII. RESUMEN ................................................................................................................ 2

VII.1. Señalar las conclusiones del Estudio de Riesgo Ambiental ..........................................2

VII.2. Hacer un resumen de la situación general que presenta el proyecto en materia de riesgo ambiental.............................................................................................................................3

VII.3 Presentar el Informe Técnico debidamente llenado .........................................................3

Rev. No. 1


Proyecto:




VII. RESUMEN

VII. RESUMEN

VII.1. Señalar las conclusiones del Estudio de Riesgo Ambiental

La construcción y operación de la planta Desulfuradora de Gasolinas Catalíticas (ULSG) en la

refinería “Ing. Antonio M. Amor”, de Salamanca, Gto., es un requisito indispensable para el

cumplimiento de la norma NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005, que especifica una

reducción importante en los niveles máximos de azufre de las gasolinas que se producen y

comercializan en el país. Las gasolinas de ultra bajo azufre que se esperan producir gracias a

esta tecnología permitirán el uso de convertidores catalíticos más avanzados en los vehículos

automotores, con los cuales será posible reducir de manera importante las emisiones de gases

contaminantes y de efecto invernadero a la atmósfera. Esto traerá como consecuencia una

mejora importante en la calidad del aire a nivel nacional y por consiguiente en el estado

general de salud de la población, habiéndose estimado que los beneficios sociales esperados superan varias veces el costo del proyecto.

El proyecto está alineado con objetivos nacionales del más alto nivel expresados en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, en su estrategia 10.3, que especifica la adopción de

estándares internacionales de emisiones vehiculares, a través de la producción de combustibles

más limpios, todo esto relacionado con la protección del medio ambiente a través de la

reducción de gases con efecto invernadero, con la que el país se ha comprometido como

signatario del Protocolo de Kioto.

La función de esta planta Desulfuradora de Gasolinas Catalítias (ULSG), es remover la mayor

cantidad posible del azufre presente en 25,000 barriles por día de carga de gasolina

proveniente de la planta de desintegración catalítica (FCC) de esta refinería, la cual constituye

uno de los principales componentes en la formulación final de las gasolinas PEMEX Magna y

Premium. El azufre eliminado de la gasolina será recuperado adecuadamente a través de las

acciones paralelas enfocadas al cumplimiento de la norma NOM-148-SEMARNAT-2006.

Rev. No. 1


Proyecto:




VII. RESUMEN

El proyecto incluye la planta desulfuradora de gasolinas (ULSG-1), su unidad regeneradora de

amina (URA-1), una torre de enfriamiento nueva y un quemador elevado nuevo, además de

otros componentes secundarios menores. Además, se contemplan en este proyecto los

servicios auxiliares e integración requerida para la operación de esta planta. Los tanques de

almacenamiento que se utilizarán para el producto de esta planta, son los tanques existentes de

almacenamiento de gasolina de la refinería.

La planta ULSG ha sido diseñada bajo "buenas prácticas de ingeniería generalmente aceptadas

y reconocidas”, es decir, considerando todas las normas, códigos y buenas prácticas vigentes,

incluyendo las internas de Pemex, las de organismos nacionales e internacionales, aplicables al

proceso, para asegurar que las sustancias con características peligrosas sean manejadas en

condiciones de máxima seguridad y que cualquier anomalía sea detectada oportunamente.

Además, se han incluido en el diseño los medios recomendados para que, en el caso de que

llegaran a ocurrir eventos que impliquen una pérdida de contención, las fugas sean detectadas

tempranamente, los inventarios puedan ser aislados y las consecuencias mitigadas, para evitar

daños mayores a las personas, al ambiente y a las instalaciones.

Es destacable que este proyecto cuenta con un muy alto nivel de seguridad por diseño, ya

que las protecciones que normalmente se recomiendan agregar como producto de un estudio

de riesgo, ya están incluidas por diseño en el proceso. El proceso considera el uso de tecnologías de punta que de forma inherente resultan más seguras que otras alternativas

disponibles. En particular, se destaca el hecho de que el proceso principal se basa en la

operación de dos torres de destilación reactiva (llamadas CDHydro y CDHDS), que combinan

las reacciones químicas requeridas con la separación en un mismo equipo. Esta tecnología,

además de implicar una reducción en la severidad de las condiciones de operación requeridas

(presiones 70% menores), elimina una gran cantidad de problemas potenciales con respecto a

los reactores independientes, esto es, se limita la posibilidad de reacciones fuera de control y se

evita la formación de puntos calientes, ya que el calor generado por la reacción es absorbido

por el líquido en la torre para evaporarse.

En el diseño mecánico se han utilizado principios de diseño que garantizan la integridad de

equipos y líneas para causas comunes de sobrepresionamientos, esto es, los equipos y líneas

Rev. No. 1


Proyecto:




VII. RESUMEN

están diseñados para resistir sin problemas en caso de que una válvula manual aguas arriba de

una bomba se bloquee accidentalmente.

Por otra parte, el diseño especifica avanzados sistemas de instrumentación y control automático

en un esquema de control distribuido, que incluye un sofisticado sistema de alarmas

redundantes para alertar con oportunidad a los operadores en caso de que ocurran

desviaciones en las variables de proceso. En caso de que las desviaciones sean mayores, se

cuenta con un sistema completo de interlocks de seguridad para llevar la planta a condiciones

seguras de forma automática, sistemas de válvulas de aislamiento de grandes inventarios,

detectores de gases tóxico, fuego, humos y mezclas explosivas para detección oportuna de

fugas, sistemas de relevo para disponer con seguridad de las sustancias químicas peligrosas en

caso de emergencias, así como un sistema de contraincendio para mitigar cualquier

eventualidad, el cual puede servir también como un sistema de "lavado" o “cortina” de agua

para nubes tóxicas o explosivas, evitando que estás se dispersen o bien alcancen un punto de

ignición en caso de fugas.

VII.2. Hacer un resumen de la situación general que presenta el proyecto en materia de riesgo ambiental.

Para evaluar el riesgo ambiental del proyecto, se realizo un análisis de riesgos detallado

utilizando la metodología HAZOP (análisis de riesgos y operabilidad), jerarquizando los riesgos

a través del uso de una matriz de riesgo y complementando los resultados a través de un

análisis por árbol de fallas (FTA).

Antes de analizar la planta se evaluaron los antecedentes de incidentes en procesos similares,

determinándose que dadas las características particulares del diseño de este proceso, no se

esperarían eventos similares en esta planta. Sin embargo, dados los antecedentes de incendios

en tanques de almacenamiento de gasolina debido a rayos (dos incidentes en los dos últimos

años en el sistema nacional de refinerías), se consideró pertinente analizar los efectos

Rev. No. 1


Proyecto:




VII. RESUMEN

potenciales de un evento de esta naturaleza en la refinería, con respecto a los tanques de

almacenamiento (existentes) involucrados en el proyecto.

El análisis de riesgos y operabilidad (HAZOP) es un método sistemático y riguroso de

identificación de riesgos HAZOP que considera las desviaciones que pudieran ocurrir en el

proceso, sus causas, consecuencias potenciales y protecciones aplicables. La matriz de riesgos

se aplicó en cada escenario de riesgo resultante, consistiendo en una categorización cualitativa

tanto de la frecuencia con la que se pudiera esperar el evento (remoto, baja, media o alta

frecuencia), como de la severidad de las consecuencias potenciales (menores, moderadas,

graves o catastróficas), para poder jerarquizarlos en 4 clases de riesgos: A, B, C o D. Las dos

primeras clases de riesgos (A y B) son inaceptables, es decir requieren la integración de

protecciones y medidas adicionales (urgentes en el caso de los escenarios clase A), mientras

que las 2 últimas (C y D) se consideran aceptables, es decir, no se requiere especificar

protecciones adicionales, y únicamente se recomienda asegurar la operación confiable de las

existentes.

Mediante la técnica HAZOP se analizaron un total de 41 nodos de estudios, abarcando todos

los equipos y líneas principales de proceso. El resultado fueron solo escenarios de riesgo

aceptable (clase C y D), ya que en cada escenario de riesgo analizado se encontraron protecciones adecuadas y suficientes para eliminar, reducir y/o mitigar los riesgos encontrados. Como ya se había mencionado la planta cuenta con un muy alto nivel de

seguridad por diseño.

Dado que con base en el análisis HAZOP que toma en cuenta las posibles desviaciones en el proceso no se encontraron escenarios potenciales de fugas o pérdidas de contención, como complemento de este análisis se realizó un árbol de fallas (FTA) para

determinar deductivamente otras formas en que pudiera presentarse una fuga o pérdida de

contención de material peligroso en este proceso. Como resultado del FTA se encontró que la

posibilidad de fugas o eventos de pérdida de contención serían únicamente debido a descuidos u omisiones en los programas y actividades de inspección y mantenimiento de la planta. Como complemento de este análisis se determinó que el punto más crítico en

Rev. No. 1


Proyecto:




VII. RESUMEN

caso de fuga, con base en las sustancias y condiciones de operación involucradas, sería la

línea de descarga de las bombas del rehervidor de la columna CDHDS.

La ingeniería de los componentes secundarios del proyecto aún no está desarrollada,

destacándose por el manejo de grandes cantidades de sustancias con características CRETIB

la unidad regeneradora de amina y el quemador elevado. Tampoco se cuenta aún con los

detalles de los equipos paquete, es decir, los compresores y el calentador de la planta ULSG.

Por lo tanto, las únicas recomendaciones generadas van encaminadas a verificar que estos

componentes tengan el mismo grado de seguridad que el proceso principal analizado. En

particular respecto al quemador elevado se indicó que el riesgo con base en dos

consideraciones: 1) dado que los problemas con estos sistemas se deben a diseño fuera de

normas, pobre administración al cambio y deficiencias en la inspección y mantenimiento,

siempre y cuando estos tres aspectos se lleven a cabo satisfactoriamente no deberán tenerse

problemas con estos equipos, y por otra parte, 2) dado el nivel tan avanzado de control de la

planta, se esperan que los problemas y emergencias en donde se requieran los servicios del

quemador elevado se verán reducidos a un mínimo. Por otra parte, con respecto a la Unidad

Regeneradora de Amina (URA) se determinó que aunque es un proceso de bajo riesgo, dado

que no se tienen condiciones severas de operación, se recomienda revisar el circuito de ácido

sulfhídrico producido en este proceso secundario, en cuanto se tenga la ingeniería de este

componente.

Para evaluar las posibles áreas de afectación se utilizaron modelos matemáticos de simulación,

contemplándose 2 eventos: el evento máximo probable considerado es la pérdida de contención

o fuga de nafta pesada en la línea de descarga de las bombas del rehervidor de la columna

CDHDS, mientras que como evento catastrófico se consideró un incendio en el tanque de

almacenamiento de gasolina TV-208 (el más crítico de los involucrados en el proyecto, por estar

rodeado de otros tanques y esferas de almacenamiento de isopentanos).

Con respecto al evento máximo probable, la simulación dio como resultados la posibilidad de

ocurrir un dardo de fuego (jet fire) con radios máximos por efectos de radiación térmica para la

zona de amortiguamiento de 43.0 metros y de 104.8 metros en caso de presentarse una

explosión. El que se presente uno u otro evento depende de que la fuga encuentre rápida o

Rev. No. 1


Proyecto:




VII. RESUMEN

tardíamente un punto de ignición, respectivamente. Es muy importante tomar en cuenta que

este escenario toma en cuenta una fuga no detectada y no atendida, sin embargo, el escenario

esperado en caso de una fuga de esta naturaleza consistiría en la oportuna detección a través

de los detectores de mezclas explosivas especificados en el diseño, el paro ordenado de

emergencia de la planta y la pronta mitigación de la fuga con cortinas de agua, a través del

sistema contraincendio, sin que se llegue a condiciones que favorezcan la formación de dardos

de fuego o explosiones.

Por otra parte, con respecto al evento catastrófico analizado, la simulación dio como resultados

radios máximos de afectación de 113 metros para la zona de amortiguamiento, habiéndose

simulado un incendio como un charco de fuego en el domo del tanque. Se llevó a cabo un

análisis de los efectos que pudiera tener la radiación producida en los tanques vecinos,

particularmente con respecto a las esferas de isopentanos cercanas al tanque, y se determinó

que las tasas de vaporización resultante serían despreciables, que se cuentan con los medios

para enfriar exteriormente los tanques verticales y esferas vecinas en caso de un incendio, y por

lo tanto, no se determinaron interacciones de riesgo entre un posible incendio en el tanque TV-

208 y los almacenamientos vecinos. Por otra parte, esta área de almacenamiento se encuentra

suficientemente retirada de áreas habitacionales o zonas vulnerables.

Finalmente, dado que los radios potenciales de afectación quedan dentro de los límites de la

refinería y que se tienen protecciones y medios de mitigación adecuados y suficientes, no se esperan afectaciones por concentración tóxica, radiación térmica o sobrepresión producto de este proyecto fuera de los límites de la refinería.

Por lo tanto, como conclusión, el riesgo ambiental del proyecto es despreciable y se recomienda ampliamente dados los beneficios ambientales de su operación para la producción de gasolinas de ultra bajo contenido de azufre.

VII.3 Presentar el Informe Técnico debidamente llenado

Planta desulfuradora de gasolinas catalíticas (ULSG 1), sus ...

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