INSTITUTO NACIONAL DE ECOLOGIA

ANTEPROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA QUE ESTABLECE LOS . NIVELES MAXIMOS PERMISIBLES DE EMISION A LA ATMOSFERA DE BIOXIDO DE AZUFRE (S02) Y ACIDO SULFHIDRICO (H2S) EN PROCESOS DE REFINERIAS DE PETROLEO

DIRECCION GENERAL DE NORMATIVIDAD AMBIENTAL



INFORMACION BIBLIOGRAFICA

CARACTERIZACION GENERAL DE LA

INDUSTRIA

CARACTERIZACION AMBIENTAL

PRUEBAS DE LABORATORIO

I

DEFINICION DE CRITERIOS PARA EL ESTABLECIMIENTO DE LOS LIMITES PERMISIBLES FOR M U LACI ON DEL ANTEPROYECTO DE NORMA

ESTUDIO DEL COSTO-BENEFICIO ó z

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PROGRAMA DE CONSULTA

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ANTECEDENTES

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ANTECEDENTES

La Secretaría de Desarrollo Social, con fecha 21 de julio de 1993, invitó al Instituto Mexicano del Petróleo para presentar una propuesta de los servicios de consultoría requeridos para realizar el estudio referente a la realización del Anteproyecto de Norma Oficial Mexicana que establezca los límites máximos permisibles de emisión a la atmósfera de bióxido de azufre (SO 2 ) y ácido sulfhídrico (H2 S) en procesos de refinerías de petróleo, el cual servirá como base para regular y controlar la contaminación ambiental proveniente de los mismos, así como en áreas circundantes.

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INTRODUCCION

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INTRODUCCION

La Dirección General de Normatividad y Regulación de la Secretaría de Desarrollo Social (SEDESOL) conciente de los problemas ambientales se ha propuesto desarrollar una serie de Normas que coadyuven a la industria a regular y normalizar las emisiones provenientes de sus procesos de transformación con la finalidad de elevar el bienestar y la calidad de vida de la población . Para llevar a cabo estos propósitos, el Instituto Mexicano de Petróleo, realizará el Anteproyecto de Norma Oficial Mexicana que establezca los límites máximos permisibles de emisión a la atmósfera de bióxido de azufre (SO 2 ) y ácido sulfhídrico (H 2 S) en procesos de refinerías de petróleo, con la finalidad de elevar el bienestar y la calidad de vida de la población.

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OBJETIVO

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OBJETIVO

Contar con el anteproyecto de la Norma Oficial Mexicana que establezca los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de bióxido de azufre (SO 2 ) y ácido sulfhídrico (H 2 S) en procesos de refinerías de petróleo para normalizar y controlar las emisiones provenientes de los procesos de transformación en las industrias correspondientes.

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I INFORMACION BIBLIOGRAFICA

I .1 Recopilación Para la búsqueda y recopilación de la información bibliográfica relacionada con las emisiones de H 2 S y SO 2 en procesos de refinerías de petróleo, se obtuvo apoyo por parte del sistema de información INPET del Instituto Mexicano del Petróleo que cuenta con 750 bases de datos vía satélite . Además por otra parte se realizó una búsqueda interna en la biblioteca del propio instituto . En forma alterna se amplió el número de referencias bibliográficas en las bibliotecas de otras dependencias a nivel Nacional, utilizando el correo electrónico.

I .2 Sistematización

• La información bibliográfica recibida se clasificó en las siguientes categorías de acuerdo a la infraestructura de los centros de transformación, efectos a la salud y a los materiales. 1 .Refinería de Petróleo. 1 .1 Clasificación general de las Refinerías. 1 .2 Clasificación de las Refinerías de PEMEX . 2.- Acido Sulfhídrico y Bióxido de azufre. 2 .1 Emisiones a la atmósfera. 2 .2 Efectos a la salud. 2 .3 Corrosión. 3.- Normatividades. 3 .1 Reglamentos y Seguridad. 3 .2 Normas Internacionales .

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4.- Métodos de Muestreo. 4 .1 Métodos de muestreo para H2S. 4 .2 Métodos de muestreo para S02 . 4 .3 Equipos de muestreo. 5.- Control de Emisiones. 5 .1 Equipos para controlar emisiones de H 2 S. 5 .2 Equipos para controlar emisiones de S0 2 . 5 .3 Programas de control.

I .3 Análisis de la información

•

La información bibliográfica obtenida por los medios mencionados fue analizada de acuerdo a la clasificación establecida para cada tema según los procesos de refinación, así como las Normas reguladoras para las emisiones de H 2 S y S0 2 en Alemania y Estados Unidos.

I .4 Evaluación Para realizar la evaluación, se tomaron como base las diversas fuentes bibliográficas que describen los procesos de refinación del petróleo y las emisiones de S0 2 y H2 S al medio ambiente . Cabe señalar que la información trata además sobre las consecuencias a la salud provocadas por la 'emisión de estos contaminantes, períodos de exposición y síntomas mostrados a diferentes concentraciones, efectos de corrosión en materiales y producción de lluvia ácida. En cuanto a la Reglamentación de las emisiones, se solicitaron éstas a las Agencias de Protección Ambiental de Estados Unidos y Alemania paises a la vanguardia tecnológica en estudios ambientales con el fin de conocer las Normas vigentes en relación a esta materia y los niveles máximos permisibles .

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INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO • MATERIAS PRIMAS Y PRODUCTOS A continuación se listan las materias primas y productos para cada una de las plantas tomando como base el año 1987:

PLANTAS DE DESTILACION PRIMARIA : PRIMARIA No .2

PRIMARIA No .1 CARGA :

CRUDO

PRODUCTOS : GASES GASOLINA KEROSINA DIESEL RESIDUOS PERDIDAS •

30,340 B/D

30,340 B/D 300 6,624 5,677 3,597 13,635 437

B/D

300 B/D 6,393 3,533 5,713 13,888 437

PRIMARIA No .3 CRUDO CEROSO CARGA : PRODUCTOS : GASES G . LIGERA G . PESADA N . PESADA KEROSINA DIESEL GASOLEO RESIDUO PERDIDA

71,927 B/D 730 B/D 9,906 6,978 5,051 6,779 5,216 5,233 31,234 800

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PRIMARIA No .4 Operando con crudo ceroso: CARGA :

CRUDO CEROSO CRUDO SLOP PRODUCTOS : GAS GASOLINA KEROSINA DIESEL RESIDUO PERDIDA

1,090 B/D 3,401 48 B/D 1,141 830 491 2,235 49

TORRE DE ALTO VACIO

•

CARGA : RESIDUO

2,786 B/D

PRODUCTOS : G .LIGERO G .PESADO RESIDUO

474 B/D 519 1,783

Operando con crudo no ceroso: CARGA :CRUDO NO CEROSO

1,090 B/D

PRODUCTOS : GAS GASOLINA KEROSINA DIESEL RESIDUO PERDIDA

30 B/D 356 447 331 1,978 36

CARGA A TORRE DE ALTO VACIO PRODUCTOS : HUSOS NEUTRO NEUTRO P . RESIDUO

404 B/D 309 312 530

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Operando con lubricantes: CARGA : LUBRICANTE PRODUCTOS : GAS GASOLINA kEROSINA HUSOS RESIDUO PERDIDA

1,378 B/D --= B/D 120 119 204 635 17

CARGA A TORRE DE ALTO VACIO HUSOS 100 NEUTRO NEUTRO P . RESIDUO

320 B/D 512 173 12

PLANTAS PREPARADORAS DE CARGA (ALTO VACIO) • PREPARADORA DE CARGA No .1 CARGA : CRUDO REDUCIDO 29,955 B/D PRODUCTOS : GASOLEO LIGERO 4,497 B/D GASOLEO PESADO 4,084 RESIDUO 16,977 PREPARADORA DE CARGA No .2 RESIDUO PRIMARIO

24,923 B/D

PRODUCTOS : GASOLEO LIGERO GASOLEO PESADO RESIDUO

589 B/D 6,804 17,530

CARGA :

PREPARADORA DE CARGA No .3 CRUDO REDUCIDO CARGA : PRODUCTOS : GASOLEO LIGERO GASOLEO PESADO RESIDUO

19,410 B/D 23 B/D 5,290 14,097

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PLANTAS DE DESINTEGRACION CATALITICA FCC CARGA : MEZCLA GASOLEOS PRODUCTOS : GAS SECO C3-C3 C4-C4 GASOLINA A .CICLICO .L A . CLARIFICADO GANANCIA

24,085 B/D 2,806 B/D 1,691 2,165 13,493 4,166 1,529 1,771

TCC CARGA :

•

CARGA LIQUIDA CARGA VAPORES PRODUCTOS : GAS SECO C3-C3 C4-C4 GASOLINA NEUTRO PESADO A .CICLICO .L A .CICLICO .P GANANCIA

7,902 B/D 4,465 1,045 B/D 277 1,439 4,473 1,823 2,253 1,478 421

PLANTA DE POLIMERIZACION DE GASOLINAS CARGA : C4-C4 PRODUCTOS : BUTANO GASOLINA PERDIDA

1,425 B/D 832 B/D 453 143

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PLANTAS HIDRODESULFURADORAS HIDRODESULFURADORA DE GASOLINA CARGA :

GASOLINA FDO . SEP MDD FDO . SEP MDK PRODUCTOS : PENTANOS NAFTA LIGERA NAFTA PESADA

6,634 B/D 6,909 3,413 B/D 7,648 2,242

HIDRODESULFURADORA DE KEROSINA CARGA :

NAFTA LIGERA HIDROGENO PRODUCTOS : PENTANOS NAFTA LIGERA NAFTA PESADA

10,445 B~D 180 M 3,097 B/D 5,600 1,348

• HIDRODESULFURADORA DE NAFTAS CARGA :

GASOLINA PRIM HIDROGENO PRODUCTOS : BUTANOS PENTANOS NAFTA LIGERA NAFTA PESADA

19,206 Jy 40,000 M 1,251 B/D 1,777 9,907 6,271

HIDRODESULFURADORA DE DESTILADOS INTERMEDIOS DIESEL CARGA : PRODUCTOS : GAS AMARGO BUTANO DIESEL

8,374 B/D 590 B/D 249 4,709

CARGA : TURBOSINA PRODUCTOS : GAS AMARGO TURBOSINA

1,064 B/D 129 B/D 1,736

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10,270 B/D 710 B/D 1,794 4,093 3,427

PLANTA TRATADORA Y FRACCIONADORA DE HIDROCARBUROS CARGA :GAS Y LIQUIDO AMARGO 13,500 B/D PRODUCTOS : H 2 S 324 B/D GAS SECO 454 PROPANO 1,222 BUTANO 2,623 7 ,748 C5 -C 6 PLANTAS REFORMADORAS CATALITICAS PARA AROMATICOS REFORMADORA CATALITICA BTX

•

CARGA : NAFTA LIGERA PRODUCTOS : GAS SECO PENTANOS REFORMADO HIDROGENO

13,555 B/D 1,577 B/D 2,680 9,098

REFORMADORA DE NAFTAS LIGERAS CARGA : NAFTA LIGERA PRODUCTOS : GAS SECO PENTANOS REFORMADO

5,935 B/D 450 B/D 1,430 4,055

REFORMADORA DE NAFTAS PESADAS CARGA : NAFTA PESADA PRODUCTOS : GAS SECO PENTANOS REFORMADO

11,792 B/D 1,604 B/D 10,108

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PLANTA UDEX CARGA : REFORMADO PRODUCTOS : EXTRACTO REFINADO

13,732 B/D 5,080 B/D 8,652

PLANTA DE FRACCIONAMIENTO DE AROMATICOS CARGA : EXTRACTO PRODUCTOS : BENCENO TOLUENO O .XILENO MTP XILENO E .BENCENO A .PESADO

4,049 B/D 646 B/D 1,674 213 1,635 153 1,102

PLANTA FRACCIONADORA DE XILENOS CARGA : EXTRACTO PRODUCTOS : BENCENO TOLUENO A .PESADO

4,846 B/D 646 B/D 1,674 1,102

CARGA : MEZCLA DE XILENOS PRODUCTOS : O .XILENO MP XILENO E .BENCENO

215 B/D 1,055 153

FRACCIONADORA DE SOLVENTES CARGA : REFINADO PRODUCTOS : HEXANO REFINADO A GNA

2,417 867 B/D 1,550

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PLANTA DE BENCENO CARGA :

HIDROGENO TOLUENO PRODUCTOS : BENCENO A .PESADO GANANCIAS

200,000 M3 1,211 B/D 811 B/D 215 185

PLANTA DE CICLOHEXANO CARGA :

HIDROGENO BENCENO : PRODUCTOS CICLOHEXANO GANANCIAS

230,000 M3 1,190 B/D 1,349 B/D 159

PLANTA DE ETILBENCENO CARGA : •

ETILENO DE PAJ BENCENO PRODUCTOS : E .BENCENO A .PESADO GANANCIA

200,000 M3 180 B/D 166 B/D 39 25

PLANTA RECUPERADORA DE AZUFRE H2S CARGA : PRODUCTOS : AZUFRE

80 T/D

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REFINERIA "ING . ANTONIO M . AMOR" SALAMANCA, GTO.

Categoría E . Al igual que en el caso anterior, esta es una refinería que involucra todos los procesos. DESCRIPCION DE LOS PROCESOS

PLANTAS DE DESTILACION PRIMARIA SA, RD Y RCC En estas plantas mediante destilación atmosférica se fracciona la corriente de petróleo crudo en gases licuables, naftas ligeras y pesadas, B . turbosina, kerosina, Diesel ligero y pesado y un residuo. MATERIAS PRIMAS Y PRODUCTOS: PLANTA PRIMARIA NO .1 •

CARGA : CRUDO PROCESADO 25,643 bls PRODUCTOS : GAS HUMEDO 257 bls 5,384 NAFTAS 3,662 KEROSINA 4,439 GASOLEO RESIDUO 11,901 PERDIDA 0 PLANTA PRIMARIA NO .2 CARGA : CRUDO PROCESADO 46,580 bls 460 bls PRODUCTOS : GAS HUMEDO GASOLINA 7,126 NAFTA 651 2,652 B .TURBOSINA 4,355 KEROSINA 6,147 GASOLEO LIGERO GASOLEO PESADO 2,702 RESIDUO 21,914 PERDIDA 573

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PLANTA PREPARADORA DE CARGA RP En estas unidades se procesa parte del residuo procedente de las plantas de destilación primaria a través de destilación al vacío obteniéndose gasóleo y un residuo . Los gasóleos sirven para la desintegración catalítica y el residuo se utiliza para producir asfaltos o combustibles pesados. PLANTA COMBINADA AS A esta planta se le llama combinada porque comprende la destilación atmosférica del crudo que efectúa normalmente una planta primaria, más la destilación al vacío del residuo de la destilación atmosférica, integradas en una sola . Los productos de la destilación al vacío son también gasóleos y un residuo que se utilizan en igual forma que en el caso de la preparadora de carga RP. • MATERIAS PRIMAS Y PRODUCTOS: (AS) PRIMARIA CRUDO PROCESADO 76998 bls CARGA : 767 bls PRODUCTOS : GAS HUMEDO GASOLINA 18,003 NAFTA 93 B . TURBOSINA 6,858 KEROSINA 3,584 GASOLEO LIGERO 6,244 GASOLEO PESADO 4,195 RESIDUO 36,969 PERDIDA 285

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PLANTAS DE ALTO VACIO LB, U-1 Y LC En estas unidades se fraccionan mediante destilación al vacío los residuos procedentes de las plantas primarias obteniéndose gasóleo (que se alimenta a la planta de desintegración catalítica), un residuo pesado que se procesa en la planta desasfaltadora con propano y los siguientes aceites básicos crudos : husos, transformadores, tecnol, neutro ligero y pesado, los cuales se emplean en la elaboración de aceites lubricantes. MATERIAS PRIMAS Y PRODUCTOS: CARGA :

RESIDUO PRIMARIO PROCESADO 33,591 bls

PRODUCTOS : GASOLEO LIGERO GASOLEO PESADO RESIDUO PERDIDA

•

2,517 bls 9,004 21,850 220

PLANTA DE DESINTEGRACION CATALITICA FCC Mediante desintegración catalítica se procesan las corrientes de . gasóleo procedentes de las plantas al alto vacío LB, LC Y U-1 y de las preparadoras de carga AS y RP además de los gases licuables procedentes de las plantas primarias obteniéndose gas ácido, gas seco (utilizados para la obtención de azufre), propileno (utilizado como carga a la planta de isopropanol), propano, butano, butileno, nafta catalítica (para la obtención de gasolinas), aceite cíclico ligero (usado para obtener Diesel) y un residuo catalítico (que se envía a la empresa NEGROMEX) . La desintegración se lleva a cabo en ,presencia de un catalizador a una presión de 1 .2-1 .5 kg/cm y 515 °C de temperatura.

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MATERIAS PRIMAS Y PRODUCTOS: CARGA : GASOLEOS 38968 bls PRODUCTOS : GAS ACIDO 36,892 M3 GAS SECO 244,813 PROPANO 1,062 bls PROPILENO 2,998 BUTANO BUTILENO 5,356 NAFTA CATALITICA 22,623 ACEITE CICLICO LIGERO 8,632 RESIDUO CATALITICO 2,445 PLANTA REPASADORA DE NAFTAS RN En esta unidad se fracciona la nafta primaria procedente de las destiladoras primarias obteniéndose naftas ligeras y pesadas (utilizadas para la producción de gasolinas Nova), naftas intermedias (para obtener gasolinas Magna Sin) y un gas húmedo.

• MATERIAS PRIMAS Y PRODUCTOS: CARGA : NAFTA PRIMARIA 12,225 bls PRODUCTOS : GAS HUMEDO 1,640 bls 3,634 NAFTA LIGERA NAFTA INTERMEDIA 5,801 NAFTA PESADA 1,150 PERDIDA 0 PLANTAS HIDRODESULFURADORAS Y REFORMADORAS DE NAFTA HDS Y RR I II En esta planta se procesan las naftas intermedias procedentes de la repasadora de naftas RN, siendo el producto principal la gasolina Magna Sin . El procedimiento tiene como base la hidrogenación catalítica de los compuestos de azufre, en el seno de un catalizador de cobalto-molibdeno . También se eliminan los contaminantes metálicos y los compuestos de nitrógeno, oxígeno, etc.

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La gasolina desulfurada se reforma molecularmente con hidrógeno en presencia de un catalizador a base de platino, para mejorar su calidad antidetonante, incrementando en índice de octano de la misma . Además, se produce hidrógeno que se emplea en la propia planta y en la hidrodesulfuradora. MATERIAS PRIMAS Y PRODUCTOS: CARGA :

CORTE INTERMEDIO RN 5,587 bls HIDROGENO RR 55,607 M3 HIDROGENO U-6 Y U-9 6,993 PRODUCTOS : NAFTA DESULFURADA 4,758 bls GAS SECO A COMB. 5,647 M 3 RR-1 CARGA : NAFTA DESULFURADA 4468 bls PRODUCTOS : GAS SECO 25,252 M 3 GASOLINA REFORMADA 3,785 bls HIDROGENO 89,957 M 3 GAS LICUADO 370 bls HDS II CARGA :

HIDROGENO DE U-6 1,227 HIDROGENO DE RR 38,601 GASOLINA ESTAB . 12,027 GASOLINA AMARGA 746 PRODUCTOS : GAS AMARGO 20,156 M 3 GAS LICUADO 910 bls 8,665 GASOLINA 3,260 LIGERO

M3 bls

RR II CARGA : GASOLINA 8,570 bls PRODUCTOS : HIDROGENO DE RR 31,8934 GAS SECO 3563 GAS LICUADO 149 GASOLINA REFORMADA 7,257

M3 bls

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PLANTAS DESASFALTADORAS CON PROPANO LD Y U-2 Procesa residuos de las plantas de destilación al vacío, bajo el principio de que los aceites base de lubricantes pesados, contenidos en ese residuo, se disuelven en el propano mientras el asfalto se precipita . El aceite extraído con propano se separa de éste y el propano se recupera para seguir empleándose en el sistema . Los aceites crudos se pasan a la planta de furfural para su refinación, mientras el residuo puede emplearse para la preparación de asfaltos y combustibles . Se obtienen los siguientes productos: - Aceite neutro pesado - Aceite pesado o cilindros - Asfalto PLANTA DESASFALTADORA CON PROPANO LD

•

CARGA : RESIDUO ALTO VACIO 6,152 bls PRODUCTOS : NEUTRO PESADO 1,742 bls PESADO 1,038 CILINDROS 170 RESIDUO DESASFALTADO 3,202 PLANTA DESASFALTADORA CON PROPANO (U-2) RESIDUO ALTO VACIO 8463 bls CARGA : 2,394 bls PRODUCTOS : NEUTRO PESADO 1,489 PESADO 200 CILINDROS RESIDUO DESASFALTADO 4,380

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PLANTA REFINADORA DE LUBRICANTES CON FURFURAL LF Y U-3 Esta planta opera sobre la base de disolver en caliente los aceites lubricantes crudos en furfural, separando posteriormente compuestos asfálticos, nafténicos y aromáticos del aceite tratado . Los aceites tratados mejoran grandemente sus propiedades de estabilidad a la oxidación e índice de viscosidad . Tanto de las sustancias extraídas (extracto), como del aceite tratado (refinado), se recupera el furfural para emplearlo nuevamente en la operación . A continuación se mencionan los tipos de aceites que se refinan:

•

-

Husos Transformadores Tecnol Neutro ligero Neutro Neutro pesado Pesado Cilindros

PLANTA REFINADORA DE LUBRICANTES CON FURFURAL LF CARGA :

NEUTRO PESADO 3,816 bls PESADO 2,710 CILINDROS 356 : NEUTRO PESADO 90 PRODUCTOS PESADO 90 CILINDROS 650 EXTRACTO NEUTRO PESADO EXTRACTO PESADO 90 EXTRACTO CILINDROS 650 LUBRICANTE FUERA DE ESPECIFICACION

2,384 bls 1,383 231 1,401 1,371 111 1 .0

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PLANTA REFINADORA DE LUBRICANTES CON FURFURAL (U-3) CARGA :

•

HUSOS TRANSFORMADORES TECNOL NEUTRO LIGERO NEUTRO NEUTRO PESADO PESADO PRODUCTOS : TRANSFORMADORES HUSOS-90 TECNOL-90 N .LIGERO-90 N .LIGERO-105 NEUTRO-90 N . PESADO-90 PESADO-90 AC .F .ESP

775 bls 1,179 1,471 2,577 1,874 2,510 447 991 bls 493 903 1,456 488 1,494 1,751 240 111

EXTRACTOS : TRANSFORMADORES HUSOS TECNOL N .LIGERO-90 N .LIGERO-105 N .PESADO-90 PESADO-90

214 bls 172 548 630 366 761 215

PLANTA HIDRODESULFURADORA DE ACEITES U-4 En esta unidad se tratan los aceites refinados procedentes de las plantas de furfural . El proceso requiere de 156,000 m3/día de hidrógeno con pureza de 95% . La mezcla de aceites e hidrógeno previamente calentados, entran como carga a la planta y pasan a un rector donde el azufre orgánico se convierte en ácido sulfhídrico ; el efluente del reactor pasa a los separadores de alta y baja presión de donde se obtiene el gas ácido y los aceites hidrogenados. Con este procedimiento se eliminan compuestos de azufre, nitrógeno y oxígeno de los lubricantes y es posible mejorar el color, olor y estabilidad de los aceites refinados.

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CARGA :

HIDROGENO DE U-6 64,655 M3 HIDROGENO DE RR 13,025 M3 BASE DIESEL 5,573 bls HUSOS 90 331 TRANSFORMADORES 649 765 TECNOL-90 N .LIGERO-90 483 N .LIGERO-105 144 65,240 M 3 PRODUCTOS : GAS AMARGO LIGEROS 115 bls DIESEL 5,438 302 HUSOS-90 412 TRANSFORMADORES TECNOL-90 717 N .LIGERO-90 465 N .LIGERO-105 133 AC .F .ESP 363 PLANTAS DESPARAFINADORAS DE ACEITES LG Y U-5 En esta unidad se separa la parafina de los aceites refinados en las plantas de furfural . La separación de la parafina se efectúa usando una mezcla de MEC (Metil-EtilCetona) y tolueno, que disuelve el aceite pero no la parafina, la mezcla se separa por filtración . Los productos de la operación son aceites desparafinados y parafinas cristalinas y amorfas. PLANTA DESPARAFINADORA DE ACEITES (LG) CARGA :

NEUTRO PESADO 1,433 bls 1,503 PESADO 367 CILINDROS 1,110 bls PRODUCTOS : NEUTRO PESADO-90 1,068 PESADO-90 287 CILINDROS-650 446 PARAFINA SIN FRACCION PARAFINA SUAVE 290 PARAFINA DURA 102

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PLANTA DESPARAFINADORA DE ACEITES (U-5) TRANSFORMADORES 216 bls HUSOS 390 TECNOL 723 N .LIGERO-90 1,150 N .LIGERO-105 451 NEUTRO-90 1,269 N .PESADO-90 1,867 PRODUCTOS : AC .F .ESP 11 bls TRANSFORMADORES 153 HUSOS-90 292 TECNOL-90 556 N .LIGERO-90 963 N .LIGERO-105 270 NEUTRO-90 939 N .PESADO-90 1,125 595 PARAFINA 0A PARAFINA o S 125 PARAFINA SIN FRACCION 750 PARAFINA 0F 287 CARGA :

PLANTA DE TRATAMIENTO DE LUBRICANTES LO Los aceites provenientes de las desparafinadoras pasan a un

proceso de tratamiento a base de arcillas, para mejorar su calidad, color, estabilidad y resistencia a la oxidación. CARGA :

TECNOL-90 TRANSFORMADORES PRODUCTOS : TECNOL-90 TRANSFORMADORES PERDIDA

116 bls 148 107 bls 143 14

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PLANTA HIDROTRATAMIENTO KEROSINA (U-7) CARGA :

HIDROGENO DE U-6 HIDROGENO DE RR B .TURBOSINA GASOLINA ESTAB . GASOLEO PRODUCTOS : GAS SECO AMARGO NAFTA AMARGA TURBOSINA DIESEL GASOLINA DULCE LIGEROS

92,872 15,184 8,427 1,208 1,013 36,610 600 7,650 1,552 786 60

M3 M3 bls M3 bls

PLANTA DE MEZCLA Y ENVASADO DE ACEITES LUBRICANTES LX

•

En esta planta, a partir de los aceites básicos y aditivos, se preparan más de 100 aceites lubricantes diferentes, para motores de combustión interna, diesel y para maquinas industriales . Todas esta gama de aceites se prepara por dosificación correcta de básicos y aditivos para obtener las características requeridas por la demanda, como índice de viscosidad, color, temperatura de congelación, temperatura de inflamación, etc. PLANTA DE HIDROTRATAMIENTO DE KEROSINA U-7 Opera bajo el mismo principio que las plantas hidrodesulfuradoras y reformadoras de nafta procesando la corriente de kerosina de las plantas primarias. PLANTA DE HIDROGENO U-9 En esta planta se produce el hidrógeno necesario para las plantas U-4, U-7, U-8 y U-10 . La materia prima utilizada es gas natural y se obtiene como subproducto anhídrido carbónico. CARGA : GAS NATURAL 536,753 M 3 PRODUCTOS : HIDROGENO 654,152 M 3

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PLANTA HIDRODESINTEGRADORA DE RESIDUOS U-10 En esta unidad de los residuos, asfaltos y extractos, se obtienen productos gaseosos, líquidos ligeros y destilados intermedios, de alto valor comercial . Para este fin, se utiliza el proceso de desintegración catalítica en presencia de hidrógeno, proceso que permite el aumento de rendimiento de destilados . Los destilados que se obtienen son : gas combustible, gases licuados, naftas y gasóleo. CARGA :

HIDROGENO U-9 170,899 M3 GAS SECO 104,050 M3 AC . CICLICO LIGERO 99 bls GASOLEOS DE VACIO 1,111 RESIDUO PRIMARIO 1,106 RESIDUO PREP . DE CARGA 2,811 PRODUCTOS : GAS AMARGO 129,083 M3 GASOLINA 79 bls KEROSINA 175 GASOLEO LIGERO 1,268 GASOLEO PESADO 2,085 AC . CICLICO LIGERO 145 RESIDUO 1,993 PLANTA DE TRATAMIENTO DE ACIDO SULFHIDRICO U-11 Para este objeto se emplea en esta planta la dietanolamina que se caracteriza por reaccionar con el ácido sulfhídrico contenido en los gases, formando un compuesto de adición que posteriormente, por medio de calor, se descompone, regenerándose la dietanolamina, mientras el sulfhídrico es enviado a la planta recuperadora de azufre. CARGA :

H2 S GAS GAS GAS GAS GAS : PRODUCTOS GAS GAS

DE REC . DE VAPORES AMARGO DE HID . KEROSINA AMARGO DE HID . GASOLEOS AMARGO HID . LUBS AMARGO HID . GASOLINAS SECO 222,343 M 3 SECO 7,890 ACIDO

34,145,240 M 3 34,286 32,729 49,304 7,300 52,627

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INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO • PLANTA RECUPERADORA DE AZUFRE U-12 Esta planta opera según el principio Claus y consta de dos secciones autónomas con una capacidad de 80 TPD de azufre cada una ; recibe las corrientes de gas ácido de las plantas hidrogenadoras U-4, U-7 y U-8 y de la U-11 . También recibe la corriente de gas ácido de la planta FCC. El ácido sulfhídrico es parcialmente oxidado en un horno en el cual el calor generado se aprovecha para producir vapor; del horno de combustión, los gases pasan a través de dos camas de catalizador donde se completa la transformación del ácido sulfhídrico a azufre vapor, enfriándolo posteriormente, para licuarlo y acumularlo en una fosa provista de un serpentín de vapor para mantenerlo en estado líquido ; de aquí se extrae para su venta.

• PLANTAS DE AMONIACO PA Y 2 La materia prima utilizada es gas natural procedente de los campos del Sureste . El gas después de pasar por tanques de óxido de fierro y de carbón para la eliminación de pequeñas cantidades de compuestos de azufre, como ácido sulfhídrico y mercaptanos, pasa por dos trenes de reformación donde se obtiene el hidrógeno, el cual se mezcla con el nitrógeno del aire, con una proporción 3/1 para que osteriormente, en presencia de un catalizador a 240 kg/cm' y 500 °C producir el amoníaco anhidro . El amoníaco se separa de los gases de síntesis por enfriamiento y se envía en forma líquida a almacenamiento, de donde se distribuye a los consumidores .

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PLANTA DE AMONIACO (PA) CARGA : GAS NATURAL PRODUCCION : AMONIACO BIOXIDO DE CARBONO

71,101 M 3 109,755 Kg 53,755

PLANTA DE AMONIACO (PA II) CARGA : GAS NATURAL 355,603 M 3 689,541 Kg PRODUCTOS : AMONIACO BIOXIDO DE CARBONO 147,684

•

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El gas licuado pasa por tratamiento con dietanolamina antes de enviarse a un segundo tratamiento (MEROX), en donde se elimina totalmente el azufre. La gasolina estabilizada se envía a un tratamiento (MEROX), ligeramente diferente al usado para el gas licuado, en el cual el azufre mercaptánico es eliminado para reducir la corrosividad de la gasolina.

e) Fraccionamiento de gas licuado. El gas licuado libre de azufre se envía a una torre fraccionadora, en donde se separa el propano-propileno del butano-butileno. PRODUCCION: PRODUCCION B/D

PRODUCTOS CARGA MEZCLA GASOLEOS PRODUCTOS GAS ACIDO C3 C3 C4 C4 GASOLINA ACEITE DECANTADO A . CICLICO LIGERO

40000 1452 (M3/D) 3184 5660 23520 3840 3160

PLANTA HIDRODESULFURADORA DE GASOLINA. Esta planta recibe como carga gasolina primaria de las plantas combinadas, con objeto de eliminarle los compuestos de azufre mediante una reacción catalítica con hidrógeno. PLANTAS HIDRODESULFURADORAS DE NAFTAS. Esta planta recibe como carga gasolina primaria, con objeto de eliminarle los compuestos de azufre mediante una reacción catalítica con hidrógeno, enviando la gasolina desulfurada a la planta reformadora.

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La planta hidrodesulfuradora de naftas consta de una sección de reacción que emplea un catalizador del tipo bimetálico a base de cobalto y molibdeno, y otra sección de estabilización ; en ésta se efectúa la separación de la nafta desulfurada. PRODUCCION: PRODUCTOS CARGA GASOLINA PRODUCTOS GASOLINA HEXANO Y MAS PESADOS GAS A PTA . FRACCIONADORA

PRODUCCION B/D 25000 24345 703 427632 (M3/D)

PLANTAS HIDRODESULFURADORAS DE DESTILADOS INTERMEDIOS. • Existen dos de esta plantas, utilizadas para eliminar los compuestos de azufre de la turbosina, kerosina y diesel, mediante una reacción catalítica con hidrógeno. La carga de estas plantas proviene de la planta primaria, que al igual que en la hidrodesulfuradora de naftas, pasa a la zona de reacción, en donde se obtiene por el fondo del separador de alta un producto desulfurado sin estabilizar, el cual es enviado a la torre agotadora ; de esta torre los hidrocarburos pesados alimentan a la sección de fraccionamiento, para extraer de ella, por el domo, hidrocarburos ligeros que se envían como carga a la hidrodesulfuradora de gasolina, y por el fondo la kerosina o el diesel desulfurado.

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PRODUCCION: PRODUCTOS CARGA HIDROGENO TURBOSINA PRODUCTOS GAS AMARGO GAS AMARGO A DESFOGUE TURBOSINA GASOLINA

PRODUCCION 1866 .9 M3/D 25000 B/D 17690 2703 .8 24434 356

M3/D M3/D B/D B/D

PLANTA REFORMADORA DE NAFTAS.

•

Esta planta recibe como carga gasolina desulfurada, para obtener gasolina de alto octano mediante reformación catalítica a determinada presión y temperatura, en presencia de un catalizador a base de platino, además de hidrógeno como subproducto. Parte del hidrógeno producido se recircula a los reactores y el resto se alimenta a las plantas hidrodesulfuradoras. El reformado sin estabilizar se envía a la sección de fraccionamiento, donde por el domo se separan los incondensables y licuables, y por el fondo el reformado estabilizado con buen octano, mismo que es transferido a tanques para la preparación de gasolina. PLANTA DE TRATAMIENTO Y FRACCIONAMIENTO DE HIDROCARBUROS La función de esta planta es endulzar las corrientes que contienen ácido sulfhídrico ; para tal propósito, se reciben las alimentaciones siguientes : del domo de la torre desisohexanizadora, del domo de los separadores de alta presión y del domo de las torres agotadoras de las plantas hidrodesulfuradoras. La corriente de gas amargo se solución de dietanolamina (DEA) eliminar el gas sulfhídrico, de gas dulce, que se envía a la red

pone en contacto con una en un contactor , a fin de esta forma se obtiene : el de gas combustible.

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La corriente de DEA rica en gas sulfhídrico se envía a la torre regeneradora, en donde se desabsorbe este, para posteriormente enviarlo a la planta recuperadora de azufre. PRODUCCION: PRODUCTOS CARGA GAS AMARGO HIDROCARBUROS LIQUIDOS PRODUCTOS GAS DULCE A GAS COMB . GAS ACIDO A AZUFRE PROPANO ETANO A GAS COMB .

PRODUCCION M3/D 280400 533 225300 63100 480 3000

PLANTA RECUPERADORA DE AZUFRE. • El gas ácido proveniente de los tratamientos de amina de la catalítica e hidrodesulfuradoras, se convierte en azufre por medio de un reactor térmico y uno catalítico, siguiendo el llamado proceso CLAUS . El azufre producido se almacena en forma líquida o bien 'se solidifica en patio, con objeto de manejarse a granel. PRODUCCION: PRODUCTOS CARGA GAS ACIDO SULFHIDRICO PRODUCTO AZUFRE

PRODUCCION TON/D

120

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PLANTA Destilación primaria Destilación al vacío Desintegración catalitica Hidrodesulfuradora de naftas Hidrodesulfuradora de destilados Reformadora de naftas Tratamiento y fraccionadora Recuperadora de azufre

CAPACIDAD 165,000 75,000 40,000 25,000 25,000 20,000 10,000 120

B/D B/D B/D B/D B/D B/D B/D T/D

•

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III CARACTERIZACION AMBIENTAL El azufre es una impureza altamente distribuida en el petróleo crudo . Se encuentra en forma de sulfuros, mercaptanos, tiofenos y componentes complejos de alto peso molecular . Las concentraciones y distribuciones del azufre en el petróleo crudo varían significativamente dependiendo de las fuentes de obtención. Así como una refinería típica puede procesar más de 50 diferentes crudos al año, el proceso de refinerías debe ser capaz de manejar una cantidad máxima de azufre en la alimentación.

•

Durante el proceso de refinación, los componentes de azufre pueden ser emitidos en forma de ácido sulfhídrico, neblinas de ácido sulfúrico, sulfuros orgánicos, mercaptanos, y diversos compuestos complejos que generan olores . Estas emisiones deben ser controladas para minimizar el efecto de la refinería en sus alrededores y cumplir con la legislación ambiental vigente.

III .1 PROPIEDADES DE LOS COMPUESTOS DE AZUFRE. Acido sulfhídrico. El ácido sulfhídrico es un gas tóxico de olor desagradable que puede ser reconocido a concentraciones bajas como 0 .0005 partes por millón (ppm) . Sin embargo, las personas se acostumbran pronto al olor y los nervios del sentido del olfato se paralizan. Las concentraciones altas de H2 S son peligrosas y pueden ser fatales . Arriba de 700 ppm causa la muerte por parálisis del tracto respiratorio. El H 2 S reacciona con los pigmentos de plomo en algunas pinturas obscureciéndolas después de una exposición prolongada en atmósferas húmedas.

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Bióxido de azufre. El bióxido de azufre es un gas incoloro con olor sofocante.

La mayoría de la gente puede detectarla por su sabor metálico a concentraciones de 0 .3 a 1 .0 ppm . Arriba de 3 ppm tiene un olor penetrante e irritante para la mayoría de las personas . E 1 ser humano promedio experimentará irritación crónica respiratoria cuando es expuesto a concentraciones mayores de 5 ppm . Los individuos sensibles presentarán irritación a concentraciones de 1 a 2 ppm y tendrán broncoespasmos a concentraciones de 5 a 10 ppm. El S0 2 se absorbe rápidamente por las membranas de las mucosas nasales e interfiere con la habilidad de la nariz para expeler sustancias indeseables . Esta acción produce arritmias respiratorias. Este gas es también peligroso para los ojos causándoles irritación e inflamación de la conjuntiva. •

III .2 FUENTES DE EMISION Las emisiones de los compuestos de azufre que deben ser controladas en una refinería, no están limitadas a las corrientes de desechos descargados a la atmósfera . Excepto cuando se manejan crudos o condensados substancialmente libres de azufre, la demandas actuales para la calidad de un producto y para la protección al ambiente, requiere de reducciones en los contenidos de azufre, de prácticamente todos los productos . Los procesos empleados para efectuar estas reducciones producen fuentes adicionales de corrientes de desecho que contienen buenas cantidades de compuestos de azufre. Algunas de las fuentes más importantes de emisiones que contienen azufre en una refinería se muestran en el siguiente cuadro, las cuales han sido agrupadas en cuatro tipos de fuentes . Esto no significa que sean las únicas fuentes emisoras de contaminantes, sino que muestra que existen muchas fuentes, siendo algunas de ellas las que emiten en mayor o menor grado un tipo determinado de contaminante. • EJE CENTRAL LÁZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D.F. • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77

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FUENTES DE EMISION DE H2S Y S02 EN REFINERIAS DE PETROLEO FUENTE

COMBUSTION Calentadores y calderas

SO2

Regeneración catalítica

x

Quemadores

x

Incineradores

MERCAPTANOS/ SULFUROS ORGANICOS

x

Decoquizadores x

•

H2S

x

x

x x

x x

x x

x x

x

CONVERSION Destilación Desintegración Catalítica Térmica Coking Retrasado Fluido

x

x

Hidrocraking

x

Hidrodesulfuración

x

Reformación catalítica

x

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FUENTE TRATAMIENTO Recuperación de azufre

H2S

x

x

MERCAPTANOS/ SULFUROS ORGANICOS

Tratamiento de gas amargo

x

x

Regeneración de soluciones agotadas

x

x

Condensados amargos de desorción

x

x

Extracción de SO2 •

S02

x

Acido sulfúrico Alquilación Tratamiento x Recuperación x

x

Turbinas

x

Digestión anaeróbica

x

DIVERSOS Tanques de crudo y de producto

x

x

x

Purga

x

x

Fugas y derrames

x

x

Válvulas de relevo

x

x

Bombas y compresores

x

x

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Con respecto al cuadro anterior, debe tenerse en cuenta que se muestran en forma global las fuentes generadoras de H2S, S02 y mercaptanos ; siendo la mayoría de estas corrientes enviadas a la planta recuperadora de azufre. En este sentido, las fuentes emisoras de S02 y H2S a la atmósfera sujetas a una reglamentación y revisión periódica son :

1) Combustión de gases combustibles en hornos y calderas. 2) Descarga de gases a la atmósfera provenientes de la planta recuperadora de azufre. 3) Procesos de la unidad de desintegración catalítica fluidizada.

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III .3 INSTALACIONES DE PROTECCION AMBIENTAL REFINERIA "ING . HECTOR LARA SOSA" CADEREYTA, NVO . LEON La refinería de Cadereyta cuenta con quemadores sin humo para eliminar las emanaciones de hidrocarburos a la atmósfera y evitar los riesgos que éstas significan, todos los desfogues de las plantas de proceso se mandan a cinco quemadores de campo, que en condiciones normales no producen humo, evitando la contaminación por productos tóxicos y humo. Se cuenta además con un quemador elevado para las corrientes de gases ácidos.

•

REFINERIA "FRANCISCO I . MADERO" CD . MADERO, TAMPS. Los compuestos que por necesidades operacionales de las plantas de proceso es preciso desfogar, se envían a los cinco quemadores de campo de la refinería ; tres de ellos tienen un diseño especial que permiten quemar los hidrocarburos sin emisión de humo, los dos quemadores restantes poseen un diseño menos elaborado.

REFINERIA "GRAL . LAZARO CARDENAS DEL RIO" MINATITLAN, VER. Se cuenta con la vigilancia y operación de los quemadores de campo siguientes: a) Al oeste de las plantas (Sana Alejandrina) b) Al este de las plantas de proceso c) Un quemador provisional para arranque del sector operativo No . 7. d) Se encuentran en operación dos quemadores sin humo y dos más en construcción . Además se tienen en operación dos quemadores elevados.

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El gas amargo de esta refinería se envía a la planta tratadora y fraccionadora de hidrocarburos, en donde se obtiene un gas dulce y H2S de carga a la planta recuperadora de azufre para obtener 80 ton/d de azufre. REFINERIA "ANTONIO M . AMOR" SALAMANCA, GTO . _

Los compuestos que por necesidades operacionales de las plantas de proceso es preciso desfogar, se envían a los cinco quemadores de campo de la refinería ; tres de ellos tienen un diseño especial que permiten quemar los hidrocarburos sin emisión de humo, los dos quemadores restantes poseen un diseño menos elaborado. REFINERIA "ANTONIO DOVALI JAIME" SALINA CRUZ, OAX.

•

Con objeto de evitar que haya emanaciones de hidrocarburos a la atmósfera y evitar los riesgos que esto significa, todos los desfogues se envían a los quemadores de campo, que en condiciones normales no producen humo. Al sureste de las instalaciones de la refinería, están ubicados tres quemadores de campo sin humo y dos quemadores de campo para emergencias, así como un quemador elevado para desfogues ácidos constituidos por tambores separadores de líquidos con cisternas de bombeo de recuperados. REFINERIA "MIGUEL HIDALGO" TULA, HGO.

Cuenta con un sistema de quemadores los cuales le permiten a la refinería encausar los hidrocarburos fuera de control hacia una combustión completa y segura. Las capacidades de las fosas son: 649,720 lb/hr máx. ° 1'599,107 lb/hr máx ° 3'894,484 lb/hr max . °

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IV PRUEBAS DE LABORATORIO INTRODUCCION Para realizar las mediciones contaminantes de S02 y H2S tomando en cuenta el análisis general de sus características, infraestructura y operación, y de acuerdo a lo establecido en el convenio efectuado entre IMP-SEDESOL-INE, se seleccionó la Refinería "Francisco I. Madero" de Ciudad Madero, Tamps . por la característica de sus plantas de proceso, edad de operación de sus plantas y el tipo de crudos procesados. La Refinería "Francisco I. Madero", ubicada en una superficie total de 600 hectáreas, cuenta actualmente con 30 plantas de proceso en operación, además de las instalaciones auxiliares: Planta de fuerza, Patios de tanques de almacenamiento, Talleres, Almacenes, Muelles, Estación de bombas del poliducto Madero-Monterrey-Chihuahua, Oficinas, Colonias residenciales y campos deportivos. Actualmente la refinería procesa 195,000 B/D de crudo. Los aceites crudos procesados en esta refinería, según su procedencia son los siguientes: Tamaulipas Pánuco

Arenque Istmo Maya

Cada uno de ellos posee carcaterísticas diferentes, por lo que se procesan de acuerdo con la demanda de productos y posibilidades de procesamiento. En lo referente a las instalaciones de Protección Ambiental y Seguridad, esta refinería cuenta con cinco quemadores de campo, de los cuales cuatro de ellos tienen un diseño especial que permiten quemar los hidrocarburos sin emisión de humo, y el quemador restante con un diseño menos elaborado para quemar los compuestos que por necesidades operacionales de las plantas de proceso es preciso desfogar. En base con los compromisos contraídos con la Secretaría de Desarrollo Social ( SEDESOL ) y el Instituto Nacional de Ecología (INE), para el establecimiento de niveles máximos permisibles de emisión de SO2 y H2S en refinerías de petróleo se procedió a efectuar el monitoreo de emisiones de H2S y S02 en los procesos de refinación del petróleo, los cuales por su naturaleza, representan la mayor emisión de los mismos. Los objetivos de este informe son los siguientes: 1.- Obtener datos directos del proceso para establecer los niveles máximos de emisión. 2.- Utilizar métodos-variables en la medición y comparar sus resultados.

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DESARROLLO

Para la realización de las pruebas de laboratorio, se seleccionaron las siguientes plantas de la Refinería " Francisco I . Madero " para efectuar el monitoreo de emisiones atmosféricas de S02: 1.- Desintegración Catalítica Fluida ( FCC ) 2.- Azufre (MX) PLANTA DE DESINTEGRACION CATALITICA (FCC) Debido a que la normatividad vigente no contempla instalaciones para muestreo de gases provenientes de estos procesos, el lugar por donde se monitoreo esta planta, fué el ducto por el cual actualmente los gases procedentes del regenerador de catalizador se emiten a la atmósfera . Estos gases, normalmente se envían a la caldera de CO para aprovechar el alto contenido de mismo como combustible y producir vapor . Actualmente, esta caldera se encuentra fuera de operación. •

La muestra de gas para monitoreo se tomó por medio de una válvula adaptada directamente al ducto, la cual es utilizada para el análisis Orsat rutinario del laboratorio de gases de la refinería . En este punto, se adaptó una sonda de 80 m de largo para conducir los gases hasta los analizadores, localizados en el laboratorio móvil . Cabe señalar que la sonda se tuvo que lavar en varias ocasiones, ya que la gran cantidad de partículas presentes en los gases provocaban bloqueos del gas de muestra a los analizadores, por lo que fué necesario adaptar un ciclón para atrapar las partículas. Para este análisis se empleó el analizador de S02 con principio de fluorescencia pulsada, el cual estuvo operandd continuamente durante 5 horas, reportando valores en promedio de cada cinco minutos. En forma alternativa, se utilizó la norma NOM-AA-56-1980 equivalente al método 6 de EPA ), para la determinación de S02 por vía húmeda . La toma de muestra se efectuó en el mismo punto que para el muestreo por el método anterior, colocando esta vez una sonda de 1 metro de longitud directamente al tren de muestreo, tal como lo indica la Norma 056. Los resultados obtenidos se localizan en el cuadro 1. • CENTRAL LAZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D .F . • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77 FAX 567-60-47 • TELEX 017-73-116 • DIRECCION CABLECRAFICA "IMEPET" EJE

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PLANTA DE AZUFRE MX.

Esta planta cuenta con una chimenea, la cual tiene 2 puertos de muestreo localizados de acuerdo a la guía para la instalación de plataformas y puertos de muestreo expedida por la SEDESOL . En éste punto fue donde se tomo la muestra de gas para el monitoreo continuo de SO2.

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METODOS Y PROCEDIMIENTOS DE MUESTREO

Se utilizaron 2 diferentes métodos de medición:

1.- Método 6C de EPA . Determinación de emisiones de bióxido de azufre provenientes de fuentes fijas . Fluorescencia pulsada, Tara determinación de S02 Este método porporciona resultados de manera continua e inmediata, teniendo además posibilidad de extender su alcance de medición. 2.- Norma Oficial Mexicana NOM-AA-56-1980 . Determinación de bióxido de azufre, trióxido de azufre y neblinas de ácido sulfúrico en los gases que fluyen por un ducto . ( equivalente al método 6 de EPA ). Los límites de detección son de 4 a 486 ppm, con un monitoreo continuo de 1 hora.

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EQUIPO UTILIZADO. El equipo utilizado para el monitoreo fue el siguiente:

1. Analizador de dióxido de azufre . El principio de operación de este equipo, es la detección óptica de la fluorescencia emitida por las moléculas de dióxido de azufre, al ser excitadas por luz ultravioleta pulsante . ( fluorescencia pulsada) . Este equipo cumple con el método 6C de la EPA. 2. Sistema de dilución y acondicionamiento de muestra . Este sistema es utilizado para proveer las condiciones adecuadas para el buen funcionamiento de los analizadores. Regula la presión, temperatura, contenido de partículas y flujos de operación para cada uno de los analizadores.

•

3. Calibrador Dinámico . Este equipo esta diseñado para efectuar la calibración de los equipos analizadores bajo régimen de flujo ; cuenta con múltiples entradas para alimentarle gas patrón de concentración conocida así como para aire cero . El equipo mide y regula por medios electrónicos el flujo de estos gases descargando la mezcla con una dilución ajustada por el operador. 4.- Muestreador de chimeneas . Equipado con manómetro inclinado, gasómetro, vacúometro y termopar 5.- Instrumental de vidrio y reactivos necesarios indicados en la norma NOM-AA-56-1980 y en el método 6 de EPA.

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•

NTT 1J'VC) MEXICA1N- CT DEL ]P 1;t OLECI

1

I.3 .1 PRINCIPIO DE OPERACION DEL ANALIZADOR DE S02 FIGURA

ENTRADA DE MUESTRA DEL GAS FILTRO

L 1 PULSADOR DE LUZ ULTRAVIOLETA

D

1

'

T

7/

111

FILTRO

SALIDA DE MUESTRA DEL GAS TUBO FOTOMULTIPLICADOR

ELECTRONICA



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RESUMEN DE DATOS DE MUESTREO Los resultados obtenidos durante las pruebas efectuadas en la refinería Madero, se presentan en el cuadro 1

CUADRO 1 EQUIPOS

•

FCC ME-F l O l PTA. AZUFRE MX

ANALISIS INSTRUMENTAL S02 (ppm)

ANALISIS VIA. HUMEDA SO2 (ppm)

1,762

1,453

19,600

17,946

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ANALISIS DE RESULTADOS De acuerdo con los resultados presentados en la sección anterior, se observa lo siguiente:

PLANTA CATALITICA FCC. En la planta FCC, se empleó el analizador de S02 y también la norma NOM-AA-56-1980. El primer resultado es el promedio de 5 horas de monitoreo continuo en la chimenea del regenerador y es de 1,762 ppm . En la figura 1 se presenta la variación de las emisiones de S02 vs Tiempo. El resultado obtenido por vía humeda es de 1,453 ppm, el tiempo de monitoreo fue de 1 hora. La variación del método vía húmeda con respecto al analizador es de 17 .57 %. El flujo de aire alimentado al regenerador osciló entre 140,000 y 145,000 m3/h y el porcentaje de azufre en el gasóleo fue de 2 .6 % peso para una carga de 48,000 bpd.

PLANTA DE AZUFRE

En esta planta ( MX ), se utilizó el analizador de S02 . La emisión fue de 30,904 ppm . La figura 2 muestra la variación de este contaminante con respecto al tiempo . El valor reportado representa el promedio de 3 horas de monitoreo continuo . En la gráfica se encuentra lo siguiente : durante la primer hora y media de monitoreo los valores se encuentran entre los 30,000 y 38,000 ppm y después desciende hasta 25,000 ppm y sigue bajando hasta estabilizarse prácticamente hasta los 19,000 ppm. El anterior comportamiento se debe a que en un principio no se detectaba oxígeno ( 02 = 0 %) y fue subiendo gradualmente hasta un valor de 2 .5 % al final del monitoreo.

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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES En base al análisis de resultados obtenidos en los monitoreos de la chimenea del regenerador del catalizador ME-F 101 de la planta FCC y la chimenea del incinerador de la planta de azufre MX de la Refinería " FCO I . MADERO ", se concluye lo siguiente: L- En la planta FCC existe una diferencia del 17 .57 % de los resultados obtenidos por fluorescencia pulsada (1,763 ppm) con respecto a los obtenidos por la Norma NOM-AA056-1980 (1,453 ppm) . Esta diferencia se debe principalmente al tiempo de muestreo entre uno y otro método (5 horas para el de analizador continuo y 1 hora para el de vía húmeda). En la Figura 1 del anexo de programa de monitoreo, se muestra la variación del S02 en ppm durante el tiempo de muestreo, en ella se puede observar que durante la primera hora se obtuvieron valores de S02 altos ocasionados por un aumento repentino del flujo de aire al regenerador y la cantidad de carga inyectados al mismo, que posteriormente durante el transcurso del tiempo de muestreo, quedaron prácticamente estabilizados. La comparación de estos resultados con los factores de emisión de EPA en partes por millón (ppm) son: NOM-AA-056-1980

METODO 6C EPA

1,453

1,763

FACTOR DE EMISION EPA 1,212.38

Las diferencias de los valores con respecto al factor de emisión EPA, se originan por los contenido de azufre en el crudo manejados en ambos países.

2.- En la planta de azufre MX, existe una diferencia de 8 .4 % de los resultados obtenidos por fluorescencia pulsada (19,600 ppm) con respecto a los obtenidos por el método de vía húmeda (17,946 ppm) . Esta diferencia puede ser aceptable si se considera el lapso de tiempo utilizado para cada uno de los muestreos.

3.- Acido Sulfhídrico : el ácido sulfhídrico proveniente de los procesos de refinación, es convertido a azufre elemental en las plantas para tal fin y sus gases residuales antes de enviarse a la atmósfera se incineran para su conversión a dióxido de azufre . En caso de existir condiciones anormales de operación, los gases amargos provenientes de los procesos de refinación se envían a quemadores de fosa donde por incineración son convertidos a dióxido de azufre.

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ANEXOS

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INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO • A) METODOS Y PROCEDIMIENTOS DE MUESTREO

Además de los procedimientos y métodos de muestreo descritos anteriormente, las mediciones se realizaron de acuerdo a las Normas Oficiales Mexicanas y tomando de referencia los Métodos de la EPA. 1 .EPA- METHOD 6C : "Determinación de emisiones de Bióxido de Azufre provenientes de fuentes estacionarias (Procedimiento de Analizador Instrumental). 2.- NOM-AA-56-1980 : "Determinación de bióxido de azufre, trióxido de azufre y neblinas

de ácido sulfúrico en los gases que fluyen por un conducto".

• E)E CENTRAL LAZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D .F . • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77 FAX 567-60-47 • TELEX 017-73-116 • DIRECCION CABLEGRAFICA "IMEPET"

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO • B) LISTA DE FIGURAS A continuación se presenta la concentración de emisiones contaminantes vs tiempo. La figura 1 pertenece al regenerador de catalizador de la planta catalítica La figura 2 pertenece a la chimenea del incinerador de azufre de la planta MX

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FIG . 1 REFINERIA FCO . I. MADERO . CONCENTRACION DE EMISIONES CONTAMINANTES DE S02 vs TIEMPO

d

2400 2200 ` 2000 '1800 1-1600 I -140 !1200 ' 1

2

3 TIEMPO ( h ) .- SO2

4

5

1

PLANTA FCC . NOVIEMBRE 24, 1994 . DUCTO DE SALIDA DE GASES DEL REGENERADOR

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FIG. 3 REFINERIA FCO . I . MADERO . CONCENTRACION DE EMISIONES

CONTAMINANTES DE S02 vs TIEMPO 40000 35000 30000

~

25000

F r-

20000 15000 1

2 3 TIEMPO (h )

•

S02 PLANTA MX. JULIO 23, 1994 INCINERADOR DE GASES

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INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO • C) CALIBRACION DE EQUIPOS ANALIZADORES La calibración de los equipos analizadores se llevó acabo de la siguiente manera: C .l) CALIBRACION ELECTRONICA Se realizó utilizando un multímetro digital para ajustar la salida analógica de voltaje correspondiente a Escala Plena y Cero, observando la respuesta del analizador la cual debe ser igual a la del multímetro. C.2) CALIBRACION CON GASES PATRON Esta calibración se realiza con un Sistema Multigas para calibración marca Thermo Environmental Instruments, Modelo 146 de la siguiente forma: Se hace pasar un flujo de aire cero y gas de concentración conocida a través del calibrador dinámico para obtener un flujo regulado de gas diluido a diferentes concentraciones . Los valores de las lecturas obtenidas en cada analizador siguiendo este procedimiento deben ser similares a las lecturas calculadas en forma teórica por medio de la siguiente formula: FG * CG

LT= FA * FG donde: LT: LECTURA TEORICA DEL ANALIZADOR FG: FLUJO DEL GAS PATRON CG : CONCENTRACION DEL GAS PATRON FA: FLUJO DE AIRE CERO

En el caso de que la lectura no coincida con el valor teórico se realiza el ajuste necesario considerando cinco puntos los cuales son : el cero, tres valores a diferentes concentraciones del gas patrón y el valor a escala plena.

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V DEFINICION DE CRITERIOS PARA EL ESTABLECIMIENTO DE LOS LIMITES PERMISIBLES. ANTECEDENTES . La industria petrolera nacional se ha conformado y estructurado de acuerdo con los requerimientos de los combustibles, lubricantes y productos petroquímicos necesarios para satisfacer la demanda nacional, quedando algunos excedentes para su exportación. Petróleos Mexicanos inició la renovación y ampliación de sus refinerías con el propósito de procesar los crudos cuyo contenido de azufre oscilaba entre 0 .8 y 2 .3 % en peso.

411

La necesidad de crear divisas para la economía nacional, con la exportación de crudos con especificaciones establecidas por los paises importadores, especialmente en lo que corresponde a la proporción de azufre, lo que conlleva al insumo interno de crudos pesados que contienen mayor cantidad de este compuesto. El tipo de crudo que se procesa se adapta a la infraestructura de cada refinería ya que los compuestos como los asfaltenos contenidos en los crudos pesados pueden causar problemas de incrustaciones en tuberías y equipos de proceso. Actualmente los contenidos de azufre en los crudos y sus mezclas varían desde 2 .0 a 2 .3 % en peso.

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AZUFRE TOTAL % PESADO

REFINERIA

TIPO DE CRUDO PROCESADO

Cadereyta

Istmo-Maya 65/35 % vol.

2 .0

Madero

Istmo/Maya 65/35 % vol.

2 .0

Salamanca

Pozóleo 100 % vol.

1 .9

Istmo/Maya 70/30 % vol.

2 .1

Tula

Istmo/Maya 65/35 % vol.

2 .0

Minatitlán

Crudo Ceroso 100 % vol.

1 .8

Salina Cruz

Istmo/Maya 83/17 % vol.

1 .4

Istmo/Maya 55/45% vol .

2 .0

411

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La Refinería de Ciudad Madero procesa los crudos señalados en el cuadro I .1 . Un balance de azufre total distribuido en las plantas FCC y recuperadora de azufre con las emisiones de S02 y H2S de proceso de esta refinería se presenta en el cuadro I .2 . Los productos obtenidos en las plantas de : destilación primaria y fraccionadora, se envían a hidrotratamiento para separar el ácido sulfhídrico formado, para enviarse a la planta recuperadora de azufre (Fig . II .2) El gasóleo alimentado a la planta FCC contiene 2 .0 % de azufre . De acuerdo con los resultados del balance en esta planta, se pierde azufre contenido en la carga como bióxido de azufre (Fig . 11 .1)

•

En la planta recuperadora de azufre, los resultados del balance muestran una diferencia en las corrientes de entrada y salida, lo que refleja una pérdida del azufre alimentado para su recuperación. En el cuadro I .3 se muestran los valores obtenidos para el azufre en esta planta, utilizando los factores de emisión de la E .P .A . .

CONDICIONES DE LA ZONA DE INFLUENCIA Se consideran zonas críticas aquellas que muestran altas concentraciones de contaminantes en la atmósfera siendo las siguientes: Las zonas metropolitanas de la Ciudad de México, Monterrey y Guadalajara ; los centros de población de CoatzacoalcosMinatitlán, Estado de Veracruz ; Irapuato-Celaya-Salamanca, Estado de Guanajuato ; Tula-Vito Apasco, Estado de México; Corredor Industrial de Tampico-Madero-Altamira, Estado de Tamaulipas y las Ciudades de Tijuana y Ciudad Juárez. A excepción de la Refinería ubicada en Salina Cruz, las demás refinerías se localizan dentro de las zonas críticas.

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Tipo de crudo Peso específico 20/4, °C Agua por destilación, % vol . Agua y sedimento, % vol. Azufre total, % peso Viscosidad @ 37.8 °C,SSU PVR, lbs/plg2

Mezcla/Maya/Arenque, 58/29/13 % vol . ¡ 0 .901 0 .3 0 .6 3 .4 163 5 .6

!

-

Crudo Mezcla 100 % vol. 0 .868 TRAZAS 0 .2 2 .3 56 7 .4

•

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CUADRO 1 .2 BALANCE DE AZUFRE REFINERIA DE CD . MADERO, TAMPS.

Planta Desintegración Catalítica ME - B/D totales Carga Gasóleo de vacío

Productos :

Gas ácido Gas seco Propano-propileno Butano-butileno Gasolina Nafta

Ac . cíclico ligero Ac . cíclio pesado Residuo

42879

48,887 .00 315,775 .00 2,738 .00 4,774 .00 22,863 .00 3,061 .00 6,014 .00 447 .00 4,666 .00

% peso de azufre

Toneladas de azufre

2 .84

171 .086

78 .5 *

72 .24

0 .21 3 .30 3 .60 3 .80 4 .50

5 .522 14 .362 33 .095 2 .618 34 .754

SALIDA TOTAL DE AZUFRE : 162 .289 T/D (94 .86%) PERDIDA DE AZUFRE : 8 .797 T/D (5 .14 %)

Planta recuperadora de azufre BX y MX Carga

Gas ácido

79140

82 .7

123 .198

Producto

Azufre

69

99 .45

68 .62

* mol de H2S •

El excedente de azufre en las plantas recuperadoras BX y MX se compone de 54 .578 T/D de azufre enviado a quemador . CENTRAL LÁZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D.F. • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77

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CUADRO 1 .3 COMPARACION DE LAS PERDIDAS DE AZUFRE BALANCE DE MATERIA Y FACTORES E .P .A. REFINERIA DE CD . MADERO, TAMPS.

B/D FCC Recuperadora d( azufre

FACTORES EPA (T/D)

BALANCE (T/D)

428,879 .00

8 .797

80 .00

54 .58

9 .60

0 EJE CENTRAL LAZARD CARDENAS No. 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D .F . CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77

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INSTITiTTO MEIC I~AND

FIGURA 11 .1 PLANTA DES INTEGRAD ORA CATALITICA "ME"

DEL

FETRO LEC:•

GAS ACIDO ME--b-4

GAS SECO

ME-b -I

PROPANO-PROPILENO

ME-b-2 Á -4 Z ,

TRAT .

SOSA AIRE

DE -

O P,

BUTANO-ETILENO

ME -•b- 3

N GASOLINADEDUTANIZADA

ME-c -I NAFTA

ME-d- i o

H M-f-3 CARGA FRESCA MH-f

2

MA -f-2 MB-f-2 BA--f-2 DEIvS--f- 1

lc]

o V

ACEITE CICLICO LIGERO J L

j~

ME--f--I

ACEITE CICLICO PESADO

ME-f-2 RESIDUO

ME-g-I

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La refinería seleccionada para efectuar el monitoreo de emisiones a la atmósfera de S02 y H2S fué la de Cd . Madero debido a que se consideró representativa ya que se clasifica en la categoría C de E .P .A . . De acuerdo con el inciso III .2 relativo a las fuentes de emisión de S02 y H2S a la atmósfera, se procedió a efectuar un monitoreo en las plantas FCC (fig . II .1) y recuperadora de azufre MX (fig II .2). Los resultados obtenidos de este monitoreo, descritos en el muestreo de campo (cuadro 1 del inciso IV), demuestran que actualmente se emiten a la atmósfera las siguientes cantidades de azufre como S02 a condiciones normales: PLANTA

S02

T/D

•

FCC

12 .3

MX

8 .0

total

20 .3

La capacidad de diseño de las plantas recuperadoras de azufre es suficiente para procesar los gases amargos provenientes de las plantas FCC, tren de hidrodesulfuradoras y preparadora de carga de butadieno, sin embargo por condiciones intrínsecas de operación, eventualmente se envían corrientes de gases amargos a los quemadores multijet y de fosa.

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LIMITES DE EMISION PERMISIBLES EN LOS PROCESOS DE REFINERIAS DE PETROLEO En este Anteproyecto de Norma Oficial Mexicana, se contemplan las alternativas de remediación inmediatas y a largo plazo para evitar la contaminación del medio ambiente por emisiones de dióxido de azufre (SO2), y ácido sulfhídrico (H2S) provenientes de los procesos de refinerías. En la parte correspondiente al análisis de costo-beneficio, se establecen las alternativas técnicas y económicas viables de reducción de gases propósito de este Anteproyecto para implementarse en las refinerías de petróleo.

•

Para el caso de las plantas de recuperación de azufre, la capacidad de recuperación instalada, teóricamente cubre la transformación de todo el ácido sulfhídrico producido en cada refinería, si las mismas operan de acuerdo a su diseño sin problemas, lo que es difícil de llevar a cabo, ya que las eficiencias operativas para estas plantas se pueden estimar en un promedio de 80 Este dato se confirma para la refinería seleccionada a evaluación al realizarse las mediciones prácticas de contenido de dióxido de azufre en las plantas seleccionadas.

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LIMITES ESTABLECIDOS PARA EMISIONES DE S02 TONELADAS POR CADA 1000 . BARRILES DE CARGA PROCESADA PROVENIENTES DE PROCESOS DE REFINERIAS DE PETROLEO FCC

FCC

*1

*2

0 .13

0 .026

RECUPERADORA DE AZUFRE *3 0 .0273

*1 Utilizando aditivo. *2 Con hidrodesulfurizadora. *3 Equipada con tratamiento de gas residual.

•

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CALCULO DE LAS EMISIONES PLANTA FCC El S02 obtenido por medición directa con análisis instrumental = 1,762 .3 ppm. El flujo de aire proveniente del regenerador del catalizador = 142,000 m3/hr Flujo de aire proveniente del regenerador del catalizador a condiciones normales (25 °C y 1 atm) = 111,456 .7 m3 N/hr Temperatura de los gases de salida del regenerador = 108 °C 1 ppm de S02 = 2610 microgramos /m3 1,762 .3 ppm = 4'599,603 microgramos/m3 4 .6 x 10-6 Ton/m3

•

(4 .6 x 10-6) * (47,183 .33 m3 N/hr) * 24 = 12 .3 T/D El uso del aditivo reduce las emisiones de S02 al 50% de manera que el valor queda en 6 .15 T/D. Se procesan actualmente 48,000 B de carga para 1,000 B de carga procesada se obtienen-0 .128 T/D de S02. El valor permisible máximo de S02 utilizando aditivo se puede establecer en 0 .13 T de S02 para cada 1,000 B de carga procesada. Para unidades de FCC utilizando hidrotratamiento para la carga de gasóleo. Por medición directa se obtuvieron 12 .3 T/D de S02 procesando 48,000 B/D de carga. Un hidrotratamiento previo a la carga deberá reducir el 90% de las emisiones actuales. (12 .3 T/D) * (10%) = 1 .23 T/D para 48,000 B de carga a la planta de hidrotratamiento . Por lo tanto para cada 1,000 B de carga se deberán emitir 0 .026 T de S02.

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PLANTAS RECUPERADORAS DE AZUFRE El S02 obtenido por medición directa con análisis instrumental = 19,600 ppm. Flujo de gases de chimenea a condiciones normales (25 °C y 1 atm) = 6,501 .33 m3 N/hr Temperatura de los gases de salida = 467 °C 1 ppm de S02 = 2610 microgramos/m3 (19,600 ppm) * (2,610 microgramos/m3) = 51'156,000 microgramos/m3 = 5 .12 x 10-5 T/m3 (6,501 .33 m3/hr) * (5 .12 x 10-5) = 0 .333 T/hr = 8 .0 T/D de emisiones actuales.

•

Con la instalación de una planta para recuperación de gases residuales, con eficiencia del 90%, se deberán emitir 0 .8 T/D para 29,304 m3/D de gas amargo que entra a la planta para su recuperación a azufre. Por cada 1,000 m3/D de gas procesado, se deberán emitir 0 .0273 T de S02.

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NOM-CCAT-000-1994 NIVELES MAXIMOS PERMISIBLES DE EMISION A LA ATMOSFERA DE DIOXIDO DE AZUFRE (SO2) Y ACIDO SULFHIDRICO (H2S) EN PROCESOS DE REFINERIAS DE PETROLEO.

C O N T E N I D O

1. OBJETIVO 2. CAMPO DE APLICACION

•

3. REFERENCIAS 4. DEFINICIONES 5. CLASIFICACION 6. ESPECIFICACIONES 7. METODOS DE PRUEBA 8. BIBLIOGRAFIA 9. APENDICES

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1. OBJETIVO

Esta Norma Oficial Mexicana tiene por objetivo establecer los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de dióxido de azufre (SO2) y ácido sulfhídrico (H2S) en procesos de refinerías de petróleo . Establece además el método de prueba con que debe verificarse dicho cumplimiento.

2. CAMPO DE APLICACION Esta Norma es aplicable a los procesos de refinerías de petróleo ubicadas en la república mexicana.

• 3. REFERENCIAS * NOM-Z-13-1981

GUTA PARA LA REDACCION, ESTRUCTURACION Y PRESENTACION DE LAS NORMAS OFICIALES MEXICANAS . Secretaría de Comercio y Fomento Industrial.

*

CODE OF FEDERAL REGULATIONS . PROTECTION OF ENVIRONMENT.

*

LEY FEDERAL SOBRE METROLOGIA Y NORMALIZACION PUBLICADA EN EL DIARIO OFICIAL DE LA FEDERACION EL DIA 1° DE JULIO DE 1992.

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5 . CLASIFICACION

Para fines de esta Norma Oficial Mexicana . las Refinerías se agrupan de acuerdo al tipo de procesos asociados con la refinación, aceites lubricantes y/o productos petroquímicos. Tomando en cuenta esta clasificación, las Refinerías de Petróleos Mexicanos quedan en la forma siguiente: 5 .1 "Ing . Héctor Lara Sosa", Cadereyta, Nvo . León. Categoría B de EPA. 5 .2 "Francisco I . Madero", Ciudad Madero, Tamaulipas.

Categoría C de EPA. 5 .3 "Ing . Antonio M . Amor", Salamanca, Gto.

Categoría E de EPA. 5 .4 "Miguel Hidalgo", Tula, Hidalgo. Categoría B de EPA. •

5 .5 "Gral . Lázaro Cárdenas del Río", Minatitlán, Ver. Categoría E de EPA. 5 .6 "Antonio Dovalí Jaime", Salina Cruz, Oax. Categoría B de EPA.

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6 . MUESTREO

Las mediciones para obtener los datos necesarios, se realizarán conforme a las Normas Oficiales Mexicanas y Métodos de la EPA de referencia siguientes: 1.- NOM-AA-9-1973 : "Determinación medio del tubo Pitot".

del

flujo

de gases

por

2.- NOM-AA-54-1978 : "Determinación del contenido de humedad en los gases que fluyen por un ducto".

3.- NOM-AA-55 : "Determinación de bióxido de azufre en gases que fluyen por un conducto". 4.- NOM-AA-69 : "Contaminación atmosférica-fuentes-fijas. determinación de ácido sulfhídrico en gases que fluyen por un conducto". •

"Determinación del sitio de muestreo y de velocidad en fuentes estacionarias. Federal Register Title 40, Part . 60 App A, Pag 348.

5 .-METODO EPA 1

determinación

6 .-METODO EPA 2 : "Determinación de Flujo Volumétrico y velocidad de gas de chimenea (Tubo Pitot tipo "S"). Federal Register Title 40 ., Protection of Environmental part 60, App .A Pag . 354-372. 7 .-METODO EPA 4 : "Determinación del contenido de humedad en gases de chimenea . Federal Register Vol 36, No . 247 Diciembre 1971.

8 .-METODO EPA 6C : "Determinación de emisiones de Bióxido de Azufre provenientes de fuentes estacionarias (Procedimiento de Analizador Instrumental) .. 9 .-METODO EPA 11 : "Determinación de ácido sulfhídrico en corrientes de gases combustibles en refinerías de petróleo.

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CONDICIONES PARA EFECTUAR EL MUESTREO PUERTOS Y PLATAFORMAS

El monitoreo isocinético y de emisiones contaminantes provenientes de las plantas FCC y Recuperadora de azufre, se llevará a cabo con el apoyo del personal de la refinería, utilizando una grúa de 80 toneladas (en caso de no existir plataforma de muestreo) y una canastilla sobre la cual se instalará el equipo necesario y al personal para alcanzar la altura de los puertos de muestreo . El monitoreo se realizará en dichos puertos localizados a 8 diámetros después de la última perturbación cumpliendo de esta manera con la legislación actual.

•

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7 .- METODOS DE PRUEBA PROCEDIMIENTO

Para efectuar la caracterización de las emisiones por uno de los puertos de muestreo se colocará una sonda de 100 m . de longitud de teflón TFE, con una resistencia eléctrica en espiral cubriendo toda la longitud de la misma y debidamente aislada, con el fin de mantener la temperatura de los gases a 350 °F y prevenir condensaciones de los gases en su trayectoria . A través de esta sonda circula la muestra extraída de la chimenea para conducirla al laboratorio móvil donde es introducida al equipo de acondicionamiento y dilución, el cual posteriormente distribuye la muestra diluida a cada equipo analizador para determinar la concentración de cada contaminante. Por el otro puerto de muestreo colocado a 90 grados con respecto al anterior se efectuará el monitoreo isocinético, introduciendo una sonda con un tubo Pitot tipo "S", un termopar bimetálico y boquilla para realizar la determinación en condiciones isocinéticas de flujo volumétrico, humedad, temperatura y concentración de partículas ; el muestreo isocinético se efectúa por ambos puertos de muestreo con el objeto de que sea representativo. Previo al inicio de actividades de monitoreo isocinético se llevará a cabo la medición de distancias y geometría del tubo "Pitot tipo S" a utilizar en los monitoreos, para encontrar dicho tubo dentro de las especificaciones establecidas en el método dos de la EPA. Por lo que se procederá a efectuar la medición por tres diámetros a cada una de las posibles boquillas a emplear, para verificar si éstas se encuentran en perfectas condiciones y cumplen con las mismas dimensiones en tres direcciones ó diámetros sobre un plano.

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Se seguirán los lineamientos marcados por la NOM-AA-9-1975 para la instalación de los puertos y plataformas . Para lograr un monitoreo representativo se muestrearán en cada chimenea el número de puntos transversales que indique la aplicación de dicha Norma. Para estos equipos de proceso se realizarán monitoreos continuos de gases por períodos de 2 .5 horas en promedio con el fin de obtener la mayor exactitud posible en cuanto a sus emisiones.

EQUIPO UTILIZADO. Los equipos utilizados para el monitoreo de S02 y H2S, serán los siguientes: •

1. Muestreador de chimeneas . Para la determinación de flujo volumétrico, partículas, humedad y temperatura de los gases de chimenea . Para la determinación de concentración de partículas totales se emplean filtros . La medición indirecta del flujo de gases emitidos se efectúa con un Tubo de Pitot tipo "S'1 y un manómetro inclinado de precisión . La humedad . es medida por condensación en impactores con baño de hielo y un termopar bimetálico para la temperatura . Este equipo cumple con el método 2 y 5 de la EPA. 2. Analizador de dióxido de azufre . El principio de operación de este equipo, es la detección óptica de la fluorescencia emitida. por las moléculas de dióxido de azufre, al ser excitadas por luz ultravioleta pulsante . ( fluorescencia pulsada) . Este equipo cumple con el método 6C de la EPA. 3 .- . Sistema de dilución y acondicionamiento de muestra. Este sistema es utilizado para proveer las condiciones adecuadas para el buen funcionamiento de los analizadores. Regula la presión , temperatura, contenido de partículas y flujos de operación para cada uno de los analizadores.

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4. Este equipo esta diseñado para Calibrador Dinámico . efectuar la calibración de los equipos analizadores bajo régimen de flujo ; cuenta con múltiples entradas para alimentarle gas patrón de concentración conocida así como para aire cero . El equipo mide y regula por medios electrónicos el flujo de estos gases descargando la mezcla con una dilución ajustada por el operador.

INFORME DE RESULTADOS PROCEDIMIENTO DE CALCULO GENERAL APLICADO A CADA UNO DE LOS MUESTREOS

1 .- EXCESO DE AIRE (EA) • %02 - 0 .5* (%CO) % EA=

[

] * 100 .264*(N2) - (%02- .5*(%CO)

2 .- VOLUMEN DE VAPOR DE AGUA ESTANDAR ( Vwc ) Vwc(std) = 0 .001333*(Vf - Vi) 3.- VOLUMEN MEDIDO A TEMPERATURA Y PRESION ESTANDARD Pbar + (Dprom/13 .6) Vmc = 17 .65 * Vm (

) Tm + 460

4.- VOLUMEN DE GAS MUESTREADO ESTANDAR (Vm ) Vm * Pm ]

Vm(std)= 0 .3858 * [ Tm •

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5.- CONTENIDO DE HUMEDAD (Bws)

Vwc (std) Bws= [

] * 100 Vwc (std) + Vmc (std)

6.- VELOCIDAD PROMEDIO DEL GAS (Vs)

Vs= kp*Cp*

(D p)prom . *

Ts(prom)/ Ps*Ms

Ms= Md/100 * (100-Bws) + 0 .18*(Bws) Vprom= 85 .48*Cp *(Raíz cuad(DPprom) *Raíz cuad((Ts+460)/Ps*Ms))

7.- AREA DE CHIMENEA

•

A=Pi*Ds 2 /4 donde:

Ds= diámetro del ducto en pies. 8.- FLUJO VOLUMETRICO DE GASES SECOS A CONDICIONES ESTANDAR (Qstd)

Qstd= 3600(l-Bws) * Vs * A * [Tstd/Ts prom .] * [Ps/Pstd]

9.- FLUJO PROMEDIO DE CHIMENEA

Qsa = 60 * Vprom * A

10.- FLUJO DE LOS GASES HUMEDOS DE CHIMENEA

Qsw = 17 .65 * (Ps/(TS+460)) * Qsa

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11.- FLUJO DE LOS GASES SECOS DE CHIMENEA Qsd = (100 - Bws /(100)) * Qsw 12.- % DE ISOCINETISMO

17 .31 (Ts+460)* Vmc I = Te * Vprom *Ps * Dn2 * (100 -Bws)

•

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PROCEDIMIENTOS DE MUESTREO

CALIBRACION DE EQUIPOS ANALIZADORES Se deben realizar calibraciones a los equipos analizadores para obtener el dato de alcance en la escala y verificar que los analizadores registran el valor correcto. CALIBRACION ELECTRONICA

Se realizará utilizando un multímetro digital para ajustar la salida analógica de voltaje correspondiente a Escala Plena y Cero, observando la respuesta del analizador la cual debe ser igual a la del multímetro. CALIBRACION CON GASES PATRON •

Esta calibración se realizará con un la ayuda de un Sistema Multigas para calibración adecuado, en la forma siguiente: Se hace pasar un flujo de aire cero y gas de concentración conocida a través del calibrador dinámico para obtener un flujo regulado de gas diluido a diferentes concentraciones. Los valores de las lecturas obtenidas en cada analizador siguiendo este procedimiento deben ser similares a las lecturas calculadas en forma teórica por medio de la siguiente formula : FG * CG

LT = FA * FG

donde : LT : FG : CG : FA :

LECTURA TEORICA DEL ANALIZADOR FLUJO DEL GAS PATRON CONCENTRACION DEL GAS PATRON

FLUJO DE AIRE CERO

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En el caso de que la lectura no coincida con el valor teórico se realiza el ajuste necesario considerando cinco puntos los cuales son : el cero, tres valores a diferentes concentraciones del gas patrón y el valor a escala plena. LI = (Q1/Q1+ Q2)* CP donde: LI es la concentración con la que sale la mezcla del calibrador dinámico (PPm )QI es el flujo volumétrico de gas de calibración que entra al calibrador .(cm - 3 /min) Q2 es el flujo volumétrico de aire cero que entra al calibrador .(cm - 3 /min). CP concentración del gas de calibración . (ppm)

NOMENCLATURA

•

A Area de la sección transversal de la chimenea, m - 2 . Bws Vapor de agua en el flujo de gas, % volumen. Cp Coeficiente del tubo pitot, adimencional (Tubo No .3 ) Cp= .85 Kp Constante del tubo pitot m ( g/gmol) (mm Hg) ]~ .5 kp = 34 .9 .7 [ s ( K ) ( mm H2O) Md Peso molecular del gas de chimenea, base seca . g/gmol. Ms Peso molecular del gas de chimenea, base húmeda, g/gmol. Presión absoluta del gas de chimenea, mm . Hg Ps Pstd Presión atmosférica estandar, mm . Hg Qstd Velocidad del flujo volumétrico del gas de chimenea seco corregido a condiciones estandard dscm/hr. Ts Temperatura de chimenea 2 K. Tstd Temperatura absoluta estandar , 293 9 K. Vs Velocidad promedio del gas de chimenea, m/s. Dp Presión- Velocidad del gas de chimenea , mm H2O.

Factores de conversión 1 ppm de S02 = 2662 microgramos/metro cúbico

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INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO • PRINCIPIOS DE MEDICION BIOXIDO DE AZUFRE (SO2) La medición de Bióxido de azufre (SO2) provenientes de fuentes estacionarias, se utilizará el método 6C de E .P .A . . Este método es aplicable para la determinación de emisiones de bióxido de azufre provenientes de fuentes estacionarias mediante el procedimiento del analizador instrumental. La muestra de gas es extraída en forma continua del ducto ó chimenea y una parte de ésta es enviada a un analizador instrumental para la determinación de S02 que analize mediante el principio Ultravioleta (UV), infrarrojo no dispersivo (NDIR) ó Fluorescencia Pulsada.

•

El alcance analítico es de acuerdo con el diseño del instrumento . Para este método, se fija el alcance analítico superior del analizador, utilizando un gas de calibración ("span") El gas de calibración deberá seleccionarse de tal forma que al comparar su equivalente de concentración con el obtenido en la emisión no sea menor del 30 % . Si en cualquier tiempo durante el período de medición la concentración del gas analizado excede al gas de calibración, ésta deberá considerarse inválida. La sensibilidad mínima detectable por el analizador, depende de su rango analítico y la relación señal-ruido del sistema de medición . Para un sistema de medición bien diseñado, el límite inferior detectable por el equipo deberá ser menor al 2 % del valor del gas de calibración.

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EQUIPOS DE ANALISIS INSTRUMENTAL.

ANALIZADOR DE SO2 DE FLUORESCENCIA PULSADA El rango de detección deberá ser de 0 a 5000 ppm ajustable a diversos rangos : 0-50, 0-100, 0-500 y 0-5000, y alcanzar un mínimo de 1 .0 ppm.

CONVERTIDOR DE H2S El convertidor de H2S deberá oxidar cuantitativamente todo el H2S a S02, permitiendo de esta forma medir la concentración total de H2S.

• INFORME DE LA PRUEBA Para la recopilación de los datos de muestreos de gases, se deberá emplear el formato estandard CCAT-FF-002, correspondiente a las determinaciones prácticas que sirven de base para la elaboración de los informes finales. Los resultados obtenidos en el muestreo, se deberán reportar en las unidades correspondientes (ppmv), y al tomar en cuenta el volumen total emitido por la fuente, en unidades de escalamiento para mejor comprensión de los mismos (Ton/hr).

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ESTUDIO DEL COSTO BENEFICIO DEL ANTEPROYECTO DE LA NORMA OFICIAL MEXICANA QUE ESTABLEZCA LOS LIMITES MAXIMOS PERMISIBLES EN LA EMISION DE COMPUESTOS DE AZUFRE EN PROCESOS DE REFINACION

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INDICE

1.

INTRODUCCION

2.

GENERALIDADES

3.

EVALUACION COSTO-EFECTIVIDAD

4 BENEFICIOS

• 4.1 BENEFICIOS CUANTIFICABLES

4.1 .1 BENEFICIOS PUBLICOS

4 .1.2 BENEFICIOS PRIVADOS

4.2 BENEFICIOS NO CUANTIFICABLES

4.3 BASES Y SUPUESTOS UTILIZADOS

4.3.1 BENEFICIOS CUANTIFICABLES EN SALUD

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4.3.2 BENEFICIOS CUANTIFICABLES EN CULTIVOS

4.3 .3 BENEFICIOS CUANTIFICABLES POR LA VENTA DEL AZUFRE

4.4 GRUPOS QUE SE BENEFICIAN

5.

COSTOS 5.1

COSTOS PUBLICOS

5.2

COSTOS PRIVADOS

• 6.

VALOR PRESENTE NETO

7

BIBLIOGRAFIA

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1.

INTRODUCCION

Uno de los grandes males de nuestro tiempo, lo constituye el deterioro del medio ambiente; los humos y polvos producto de la combustión, provenientes de fuentes fijas (chimeneas y desfogues), contienen diferentes contaminantes, siendo los más comunes : las partículas de dióxido de azufre (SO2), monóxido de carbono (CO), óxidos de nitrógeno (NOX) e hidrocarburos (HC), estos contaminantes son nocivos para la salud, y su control es preocupación permanente de los industriales y las autoridades de los centros urbanos, donde los problemas se acentúan más por la cantidad de industrias existentes, Ios combustibles utilizados, las deficientes condiciones de operación de equipos de combustión y, sobre todo, por el hacinamiento urbano que se ha expandido sin control, circundando fábricas y centros industriales. • En el procesamiento del petróleo crudo, por el contenido de azufre en el mismo, se generan óxidos de azufre y sulfuro de hidrógeno que es preciso regular, ya que constituyen una fuente potencial de emisión de estos contaminantes . Sin embargo, la eliminación de éstos no puede darse de manera arbitraria y más aún, sin tomar en cuenta la elevada asignación de recursos que deben destinarse para estos fines. Por lo anterior, es necesario realizar un análisis de las diferentes alternativas, en el cual se evalúen las mismas con la finalidad de atacar el problema al menor costo posible y con el mayor número de beneficios. Los beneficios a que se hace mención en el párrafo anterior, pueden o no ser cuantificables en valor monetario, sin embargo, el beneficio existe y, a pesar de no representar remuneración económica a las empresas (en este caso Petróleos Mexicanos), la sociedad se ve ampliamente beneficiada.

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2.

GENERALIDADES

En la tecnología de refinación , el petróleo crudo es separado por medio de su destilación en fracciones orientadas a la obtención de productos comerciales, o a la conversión de algunas de estas para la obtención de productos ligeros destinados al aumento de la oferta de los mismos, que finalmente cubren la demanda nacional. Actualmente la capacidad de procesamiento de crudo asciende a 1'610,000 barriles/día distribuidos en seis refinerías como se muestra en la Tabla 2 .1.

TABLA 2 .1. CAPACIDAD NOMINAL DEL SISTEMA NACIONAL DE REFINACION Barriles/Día REFINERIA

CAPACIDAD

CADEREYTA, N .L.

270,000

C .D . MADERO, TAMPS .

195,000

MINATITLAN, VER. SALAMANCA, GTO . SALINA CRUZ, OAX . TULA, HGO .

200,000 295,000 330,000 320,000

TOTAL

1'610,000

La mezcla de crudo que actualmente se alimenta a las refinerías del País cuenta con un contenido de azufre que oscila entre 2 .0 y 2.3 % en peso; la Tabla 2.2 muestra la cantidad de • EJE CENTRAL LAZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D .F. • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77

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azufre contenido en el crudo alimentado a cada refinería considerando que estas operan a plena carga. Sería deseable que este azufre fuera removido antes de introducirse al fraccionamiento, sin embargo, no es así. Al llevar a cabo el fraccionamiento de crudo, el azufre se distribuye entre sus fracciones a diferentes proporciones, siendo las fracciones pesadas las que cuentan con el mayor contenido de este.

• TABLA 2 .2. AZUFRE CONTENIDO EN EL CRUDO ALIMENTADO A CADA REFINERIA Toneladas/Día REFINERIA CADEREYTA, N .L . MADERO, TAMPS . MINATITLAN, VER . SALAMANCA, GTO . SALINA CRUZ, OAX . TULA, HGO .

CANTIDAD 735 .0 530 .8 544.5 803 .1 898 .4 871 .1

Las fracciones ligeras (naftas), son casi totalmente desulfuradas mediante un hidrotratamiento (tratamiento con hidrógeno en presencia de catalizador), mientras las fracciones intermedias son parcialmente desulfuradas haciendo uso del mismo proceso ; lo anterior, con la finalidad de cumplir con especificaciones de productos en el mercado en lo • EJE CENTRAL LAZARO CARDENAS No. 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D .F . • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77

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que a contenido de azufre se refiere . Los productos residuales actualmente no son desulfurados. Los productos provenientes de fracciones intermedias y pesadas, cuentan con contenido de azufre que en suma asciende al 90% del que entra al proceso de refinación (en el crudo) ; en base a lo anterior, la Tabla 2 .3 muestra la cantidad de azufre que potencialmente sería enviado a la atmósfera si este no fuera recuperado.

•

TABLA 2 .3. AZUFRE CONTENIDO EN LAS CORRIENTES GASEOSAS DE PROCESO Toneladas/Año REFINERIA CADEREYTA, N .L . C.D . MADERO, TAMPS . MINATITLAN, VER. SALAMANCA, GTO . SAUNA CRUZ, OAX . TULA, HGO .

CANTIDAD 24,696 17,842 18,312 53,966 30,172 58,531

En los hidrotratamientos así como en los procesos de desintegración de residuales se genera ácido sulfhídrico, que es colectado conjuntamente con otras corrientes gaseosas en un cabezal que descarga en una planta de tratamiento con aminas (MEA o DEA), que tiene

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coma función separar el gas ácido de la corriente gaseosa para ser enviado a la planta recuperadora de azufre . En el Sistema Nacional de Refinación, se cuenta actualmente con una capacidad nominal de 236,000 toneladas/año de recuperación de azufre, como se muestra en la Tabla 2 .4.

TABLA 2.4. CAPACIDAD NOMINAL DE PLANTAS DE RECUPERACION DE AZUFRE Toneladas/Año •

REFINERIA

CAPACIDAD

CADEREYTA, N .L. C .D . MADERO, TAMPS . MINATITLAN, VER. SALAMANCA, GTO . SALINA CRUZ, OAX . TULA, HGO .

26,000 20,000 26,000 56,000 52,400 56,100

TOTAL

236,500

Como se observa, la capacidad instalada es suficiente para recuperar el azufre que potencialmente sería enviado a la atmósfera. En el proceso de desintegración catalítica se lleva a cabo un craqueo de fracciones pesadas (gasóleo de vacío), que convierte a estas en fracciones ligeras que se adicionan posteriormente a la mezcla de productos comerciales ; dicho craqueo se realiza en presencia

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de un catalizador cuya superficie se impregna de coque que desactiva al mismo ; razón por lo que se hace necesaria una regeneración continua de este, en la que se generan óxidos de azufre y dióxido de carbono que se envían a la atmósfera como gases de chimenea. El diseño de este proceso establece que en promedio el contenido de azufre de la carga es del orden del 2 .0 % en peso ; lo que representa que se envían a la atmósfera 0 .78 libras de azufre/barril de carga. La Tabla 2 .5, muestra la capacidad nominal de desintegración catalítica existente en el Sistema Nacional de Refinación así como la cantidad de azufre que es enviado a la atmósfera en la regeneración del catalizador, cuando estas plantas operan a plena carga.

• TABLA 2 .5. CAPACIDAD NOMINAL DE PLANTAS DE DESINTEGRACION CATALÍTICA Y AZUFRE CONTENIDO EN LOS GASES DE CHIMENEA DEL REGENERADOR DE CATALIZADOR CONTENIDO DE REFINERIA CAPACIDAD AZUFRE Toneladas/Año Barriles/Día CADEREYTA, N .L. MADERO, TAMPS . MINATITLAN, VER. SALAMANCA, GTO . SALINA CRUZ, OAX . TULA, HGO .

40,000 43,000 40,000 40,000 80,000 80,000

4,379 4,707 4,379 4,379 8,757 8,757

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Como se observa en la tabla anterior (Tabla 2 .5), en este proceso se envían a la atmósfera cantidades considerables de azufre, que van del 8 .1% en Salamanca al 29 .0% en Salina Cruz del azufre potencial susceptible de ser recuperado (Tabla 2.3).

3 . EVALUACION COSTO-EFECTIVIDAD

El control de las emisiones de compuestos de azufre ha sido estudiado por muchos años y, actualmente se cuenta con la tecnología e ingeniería adecuadas para eliminarlas.

•

Como se vio anteriormente, la reducción de emisiones de azufre en procesos de refinerias de petróleo atañe directamente a las áreas de recuperación de azufre y regeneración de catalizador en el proceso de desintegración catalítica. En la primera, las corrientes de gas pasan por un proceso de endulzamiento que separa el gas ácido para la posterior obtención de azufre elemental, en dicho proceso existen emisiones de óxidos de azufre debido a la incineración del gas residual ; este hecho, puede ser reducido mediante la adición del proceso SCOT (Shell Claus Off Gas Treating), en el que el gas residual se hidrogena convirtiendo los compuestos de azufre a sulfuro de hidrógeno que es reciclado a la unidad recuperadora de azufre, el gas residual de este último proceso, aseguran los expertos contiene a lo sumo 500 ppm de óxido de azufre. En la segunda, existen tres alternativas tendientes a reducir las emisiones de óxido de azufre en los gases provenientes del regenerador de catalizador de la planta de desintegración catalítica, estas son:

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1. Desulfuración de la carga mediante hidrotratamiento. 2. Lavado de gases de combustión provenientes del regenerador de catalizador. 3. Adición de aditivos al proceso de desintegración catalítica.

La desulfuración de la carga a desintegración catalítica sería la alternativa más deseable ; sin embargo, esto representa incurrir en inversiones del orden de los 587 millones de nuevos pesos y costos de operación de 51 .5 millones de nuevos pesos/año, como se puede apreciar en la Tabla 3 .1.

•

Lo anterior sin contar que el periodo de construcción de este tipo de plantas oscila entre 2 y 4 años, lo que no permitiría reducir las emisiones de manera inmediata.

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El lavado de gases de chimenea cuyo origen es el regenerador de catalizador consiste en capturar el dióxido de azufre mediante un reactivo selectivo.

•

TABLA 3 .1. INVERSION Y COSTOS DE OPERACION DE PLANTAS fIIDRODESULFURADORAS DE GASOLEOS DE CARGA A DESINTEGRACION CATALÍTICA REFINERIA INVERSION COSTOS DE OPERACION Millones N$ Millones N$/Año CADEREYTA, N .L. C.D . MADERO, TAMPS . MINATITLAN, VER . SALAMANCA, GTO . SALINA CRUZ, OAX. TULA, HGO . TOTAL

73 .0 76.0 73 .0 73 .0 146.0 146.0

6.4 6.7 6.4 6.4 12.8 12.8

587.0

51.5

La implementación de este sistema implica una inversión que asciende a 201 millones de nuevos pesos y costos de operación del orden de 10 .05 millones de nuevos pesos/año, en el Sistema Nacional de Refinación, como se muestra en la Tabla 3 .2.

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TABLA 3 .2. INVERSION Y COSTOS DE OPERACION DE UN SISTEMA DE LAVADO DE GASES DE CHIMENEA DEL REGENERADOR DE CATALIZADOR DE PLANTAS DE DESINTEGRACION CATALÍTICA REFINERIA INVERSION COSTOS DE OPERACION Millones NS/Año Millones NS

•

CADEREYTA, N .L. C.D. MADERO, TAMPS . MINATITLAN, VER. SALAMANCA, GTO . SALINA CRUZ, OAX . TULA, HGO . TOTAL

25 .0 26.0 25 .0 25 .0 50.0 50.0

L25 1 .30 1 .25 1 .25 2 .50 2 .50

201 .0

10.05

Nuevamente, la aplicación de esta alternativa requiere de un periodo de construcción, el cual oscila entre 1 y 2 años, que también no permitiría el abatimiento inmediato de las emisiones de óxido de azufre. Agregar un aditivo que actúe como agente de transferencia, que capture los óxidos de azufre producidos en el regenerador de catalizador de la planta de desintegración catalítica y libera ácido sulfhídrico en el reactor y agotador de la misma, logra abatir la concentración de óxidos de azufre en los gases de combustión con el inherente aumento de sulfuro de hidrógeno en los productos de reacción, que finalmente es enviado a la corriente de gases que pasan a la planta de endulzamiento para finalmente pasar a la planta recuperadora de azufre. • CENTRAL LAZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D.F . • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77 FAX 567-60-47 • TELEX 017-73-116 • DIRECCION CABLEGRAFICA "IMEPET" EJE

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Esta última alternativa considerada garantiza reducción del 50% en las emisiones de azufre de esta fuente aun costo que oscila entre 0 .15 y 0 .93 N$/barril de carga, que representa un costo de entre 17 .0 y 100 .9 millones de nuevos pesos/año en el Sistema Nacional de Refinación, como se muestra en la Tabla 3 .3.

•

TABLA 2 .4. COSTO ANUAL POR LA ADICION DE ADITIVOS DE REDUCCION DE AZUFRE EN LAS EMISIONES DE GASES DE CHIMENEA DEL REGENERADO DE CATALIZADOR DE PLANTAS DE DESINTEGRACION CATALÍTICA Millones N$/Año REFINERIA CADEREYTA, N .L . C .D. MADERO, TAMPS . MINATITLAN, VER. SALAMANCA, GTO . SALINA CRUZ, OAX . TULA, HGO .

COSTO 2 .1-12.5 2 .3-13 .4 2 .1-12.5 2 .1-12.5 4.2-25 .0 4.2-25 .0

_

TOTAL

17.0-100.9

PROMEDIO

58.95

A pesar que el costo es equiparable a la operación de plantas hidrodesulfuradoras, no requiere de inversión y su disposición es inmediata.

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La Tabla 3 .4, muestra comparativamente las tres alternativas recomendadas por el estudio técnico, de donde se derivan las siguientes conclusiones:

•

TABLA 3.4. COMPARACION DE ALTERNATIVAS PARA REDUCIR EMISIONES DE ÓXIDO DE AZUFRE EN LOS GASES DE CHIMENEA DEL REGENERADOR DE CATALIZADOR DE PLANTAS DE DESINTEGRACION CATALÍTICA INVERSION ALTERNATIVA COSTOS DE APLICACION OPERACION Millones NS Millones NS /Año 1 2 3

51 .50 10.05 58.95

587.0 - 20L0

2-4 Años 1-2 Años Inmediata

- La alternativa 1, presenta altos requerimientos de inversión además de sus elevados costos de operación, no obstante sus resultados serían los más adecuados, ya que el grado a que se reducirían las emisiones dependería de la severidad a la que se operara la planta HDS. Presenta el inconveniente, de no poder reducir de manera inmediata las emisiones ya que requiere de un periodo relativamente largo de construcción y puesta en operación . Sería deseable contemplar esta posibilidad a largo plazo.

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La alternativa 2, presenta requerimientos de inversión de aproximadamente el 35% de la requerida para la alternativa 1 ; que aunado a su bajo costo de operación representaría una alternativa viable; de no ser por el periodo de construcción y, puesta en marcha que imposibilita la reducción inmediata de las emisiones en este proceso.

- La alternativa 3, presenta un alto costo, pero permite la reducción inmediata de emisiones, además de no requerir equipos especiales o edificación de plantas (cero inversión); eliminando el 50% del azufre enviado a la atmósfera en el proceso de desintegración catalítica permitiría la aplicación inmediata de la presente Norma.

Por las observaciones anteriores, y tomando en cuenta que la reducción de este tipo de emisiones se requiere inmediatamente ; se llega a la conclusión que presenta mayor efectividad la alternativa 3, ya que su implementación requiere la erogación inicial más moderada y sus resultados cumplen los objetivos planteados por la presente Norma.

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BENEFICIOS

Esta parte del estudio se compone de todos aquellos beneficios que deriven de la aplicación de la Norma Oficial Mexicana, durante un período de diez años, a partir de 1994, considerando la siguiente clasificación: Beneficios cuantificables Beneficios no cuantificables Como Beneficios cuantificables se consideraron todos aquellos recursos que pudieron valuarse monetariamente. • Como Beneficios no cuantificables se consideraron todos aquellos recursos que no pudieron valuarse monetariamente, pero que de alguna manera si pudieron identificarse cualitativamente. En los Resultados de los Beneficios Cuantificables, a su vez, se hace una segunda clasificación, en los tipos siguientes: Beneficios Públicos Beneficios Privados Como Beneficios Privados se consideraron todos aquellos recursos adicionales o ahorro de recursos de que goce el sector público.

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Como Beneficios públicos se consideraron todos aquellos recursos adicionales o ahorro de recursos que obtenga el resto de la sociedad.

4 .1 BENEFICIOS CUANTIFICABLES

Las siguientes tablas muestran los resultados obtenidos al cabo de este estudio . Tomando en cuenta la evaluación de dos alternativas, descritas con mayor detalle en el capítulo 5, tales alternativas son las siguientes : 1). Suministro de aditivo a Desintegración Catalítica. 2). Desulfuración de la carga a Desintegración Catalítica.

4 .1.1 BENEFICIOS PUBLICOS

La siguientes tablas muestran los resultados obtenidos al cabo de este estudio . En este caso los resultados son los mismos tanto para la Alternativa 1, como para la Alternativa 2. En la tabla 4 .1 .1 .1 se muestran los beneficios públicos, susceptibles de cuantificarse, que se consideraron solo cualitativamente.

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TABLA 4 .1 .1.1 BENEFICIOS PUBLICOS AÑOS

BENEFICIO Se evita la disminución en la visibilidad Disminución de la lluvia ácida, que destruye la vegetación Se aumenta la capacidad de los cuerpos de agua Conservación de los ecosistemas Reducción de los problemas de índole ganadera y avicultora Incremento de la vida útil de las construcciones

En forma permanente En forma permanente En forma permanente En forma permanente En forma permanente En forma permanente

4.1.2 BENEFICIOS PRIVADOS

En la tabla 4 .1 .2.1 se muestran los beneficios privados que fueron cuantificados monetariamente, para la Alternativa 1, componiéndose de los siguientes sectores: Beneficios en daños a la salud Beneficios en daños a los cultivos Beneficios en la recuperación de azufre

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TABLA 4.1 .2.1 BENEFICIOS PRIVADOS (Alternativa 1)

•

AÑO

SALUD N$

CULTIVOS N$

AZUFRE N$

TOTAL N$

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

104,569,597 108,229,533 112,017,566 115,938,181 119,996,017 124,195,878 128,542,734 133,041,729 137,698,190 142,517,626

190,051,437 190,051,437 190,051,437 190,051,437 190,051,437 190,051,437 190,051,437 190,051,437 190,051,437 190,051,437

44,351,725 44,351,725 44,351,725 44,351,725 44,351,725 44,351,725 44,351,725 44,351,725 44,351,725 44,351,725

338,972,758 342,632,694 346,420,728 350,341,343 354,399,179 358,599,040 362,945,895 367,444,891 372,101,352 376,920,788

TOTAL

1,226,747,051

1,900,514,370

443,517,250

3,570,778,668

En la tabla 4 .1 .2.2 se muestran los beneficios privados que fueron cuantificados monetariamente, para la Alternativa 2, componiéndose de los siguientes sectores: Beneficios en daños a la salud Beneficios en daños a los cultivos Beneficios en la recuperación de azufre • CENTRAL LAZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D.F. • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77 FAX 567-60-47 • TELEX 017-73-116 • DIRECCION CABLEGRAFICA "IMEPET" EJE

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TABLA 4.L2.2 BENEFICIOS PRIVADOS (Alternativa 2)

AÑO

SALUD

CULTIVOS N$

AZUFRE N$

TOTAL N$

190,051,437 190,051,437 190,051,437 190,051,437 190,051,437

44,351,725

350,341,343

44,351,725

354,399,179

1999 2000 2001 2002 2003

115,938,181 119,996,017 124,195,878 128,542,734 133,041,729 137,698,190 142,517,626

358 599,040 362,945,895

190,051,437

44,351,725 44,351,725 44,351,725 44,351,725 44,351,725

TOTAL

901,930,355

1,330,360,059

310,462,075

2,542,752,488

NS 1994 •

1995 1996

1997 1998

190,051,437

367,444,891

372,101,352 376,920,788

En la tabla 4 .1 .2 .3 se muestran los beneficios, para la Alternativa 1, cuantificados en valor constante, y transportados a valor presente con la finalidad de hacer comparables y acumulables los impactos monetarios de diferentes tiempos.

• EJE CENTRAL LÁZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D.F. • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77

MEPET" FAX 567-60-47 • TELEX 017-73-116 • DIRECCION CABLEGRAFICA "IM

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO •

TABLA 4 .1 .2.3 BENEFICIOS CUANTIFICABLES TOTALES (Alternativa 1)

•

AÑO

NS CONSTANTES

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

338,972,758 342,632,694 346,420,728 350,341,343 354,399,179 358,599,040 362,945,895 367,444,891 372,101,352 376,920,788

TOTAL

3,570,778,668

VALOR PRESENTE N$

2,881,469,640

En la tabla 4.1 .2 .4 se muestran los beneficios, para la Alternativa 2, cuantificados en valor constante, y transportados a valor presente con la finalidad de hacer comparables y acumulables los impactos monetarios de diferentes tiempos. • EJE CENTRAL LAZARO CARDENAS No. 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D.F . • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77

FAX 567-60-47 • TELEX 017-73-116 • DIRECCION CABLEGRAFICA "IMEPET"

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO

TABLA 4 .1.2.4 BENEFICIOS CUANTIFICABLES TOTALES (Alternativa 2) AÑO

•

VALOR PRESENTE N$

N$ CONSTANTES

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

350,341,343 354,399,179 358,599,040 362,945,895 367,444,891 372,101,352 376,920,788

TOTAL

2,542,752,488

1,901,966,218

• CENTRAL LÁZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D.F . • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77 FAX 567-60-47 • TELEX 017-73-116 • DIRECCION CABLEGRAFICA "IMEPET" EJE

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4.2 BENEFICIOS NO CUANTIFICABLES

Los óxidos de azufre, representan una parte los contaminantes importantes del ambiente, entre los beneficios no cuantificados en este estudio se encuentra la disminución de los siguientes efectos: Son la causa principal de la disminución de la visibilidad del aire, conocida comúnmente como "smog". Esta limitación de visibilidad, al mismo tiempo impide la adecuada penetración de la luz y disminuye la realización del proceso fotosintético, provocando con esto que las plantas reduzcan a su vez su capacidad de sintetizar sus nutrientes.

• -

Contribuyen a la formación de la "inversión térmica".

-

Al depositarse en mares y ríos, inhibe la propagación de especies acuáticas, pudiendo causar desequilibrios ecológicos . Además reducen la capacidad de los cuerpos de agua, causando también turbiedad en el agua. Al combinarse los óxidos de azufre con la humedad del aire dan origen al ácido sulfúrico, que al caer forma la "lluvia ácida", que destruye lentamente cualquier tipo de vegetación, contamina los depósitos de agua y ocasiona el deterioro de las construcciones.

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EJE

FAX 567-60-47 • TELEX 017-73-116 • DIRECCION CABLEGRAFICA "IMEPET"



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4 .3 BASES Y SUPUESTOS UTILIZADOS

Factores de corrección por Zona.

Para el análisis de los beneficios se definió primeramente una zona de influencia, con un radio de 20 km como se muestra en los planos anexos, con la finalidad de cubrir el territorio donde las afectaciones inciden directamente con mayor fuerza. Para efectos de transportar los datos estatales y nacionales a la zona de influencia se optó por factorizar en base al área, dividiendo el área de la zona de influencia entre la del estado, y entre la del territorio nacional, respectivamente.

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Area de la zona de influencia, km2 = 1,256 .6 Area del estado de Tamaulipas, km2= 79,384 .0 1,972,546 Area del país, km2 .0 De los datos anteriores se obtuvieron los siguientes factores: Factor estatal

= 0 .01582989

Factor nacional = 0 .00063706 En la parte siguiente, los beneficios de tipo privado se constituyeron con la cuantificación de los siguientes sectores: Salud Cultivos Recuperación de azufre

• EJE CENTRAL LAZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D.F . • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77

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En la parte siguiente, se establecen los criterios para la cuantificación de los beneficios constituidos de los siguientes sectores: Beneficios en daños a la salud Beneficios en daños a los cultivos Beneficios en la recuperación de azufre

4.3.1 BENEFICIOS CUANTIFICABLES EN SALUD

• Selección de Casos. De la lista de nuevos enfermos en el año y principales causas de mortalidad hospitalaria, proporcionada por INEGI (cifras de 1991) se tomaron aquellos casos en que inciden directamente los contaminantes en estudio. Aceptando que existen otros agentes causantes de tales enfermedades, como son cambio brusco de temperatura, contagio, polvo y anemia, aunque considerados estos otros agentes como menos incidentes, se decidió tomar solo la mitad del número de afectados totales. Habiendo tomado esta información de 1991, debe hacerse una corrección para transportar los datos a 1994 . Para esto se utilizó el factor de crecimiento demográfico de 3 .5 % anual.

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En la tabla siguiente se muestran las cifras totales observadas durante 1994, sobre enfermedades, fallecimientos e incapacidades causadas principalmente por el Oxido de Azufre como agente contaminante.

TABLA 4 .3.1.1 ESTADISTICAS DE SALUD POR ESTADO EN 1994 ADECUADAS A LA ZONA DE INFLUENCIA NUMERO DE ENFERMOS

NUMERO DE FALLECIMIENTOS

NUMERO DE INCAPACIDADES

Tamaulipas Veracruz Oaxaca Nuevo León Hidalgo Guanajuato

39,432 114,707 87,513 126,494 27,691 77,858

74 89 65 89 146 183

219 219 219 219 219 219

TOTAL

473,695

646

1,314

ZONA

•

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Cálculo de los beneficios en salud.

Respecto al valor monetario, se tomaron los datos más actuales que proporcionó INEGI, los cuales datan de 1988, por lo que se hizo un ajuste para el año actual, tomando en cuenta un índice inflacionario a enero de 1994, es decir, este estudio se hizo a Nuevos Pesos de enero de 1994, utilizando los índices provenientes del Banco de México. El índice inflacionario aplicado es el del sector salud y cuidado personal, debido a que es más acorde con el sector en estudio que, por ejemplo, el interés bancario o el índice general de precios al consumidor . Asimismo, el año 1 para este estudio será 1994.

•

El Indice de precios al consumidor para el sector salud y cuidado personal, de diciembre de 1988 a enero de 1994 es de 2 .258847 Para el costo de tratamiento médico de los enfermos se emplea un costo promedio por persona en 1994 de 150 Nuevos Pesos . Para los costos por defunción e incapacidades promedio se tienen los siguientes datos: Costo por defunción, Pesos de 1988 = 20,040,943 Costo por incapacidad, Pesos de 1988 = 1,424,642 Transportando los Pesos a Nuevos Pesos de 1994: Costo por tratamiento medico, 1994= = Costo por defunción, 1994 Costo por incapacidad, 1994

=

150 45,269 3,218

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Los beneficios por estado se calcularon multiplicando los costos anteriores por el número de afectados. Los beneficios para los diez años del estudio se realizaron tomando en' cuenta el crecimiento demográfico.

4.3.2 BENEFICIOS CUANTIFICABLES EN CULTIVOS

•

Selección de Casos. Para la cuantificación de beneficios en cultivos se evaluaron dos efectos de los contaminantes en estudio : Pérdidas por superficie no sembrada, debiendo serlo y Pérdidas por mermas en la producción agrícola, a continuación se describen: a).-

Pérdidas por superficie no sembrada, debiendo serlo

De la información que emite INEGI sobre el uso del suelo se tomaron datos de hectáreas no sembradas, en los últimos años, en cada uno de los estados que abarca este estudio. Las siguientes estadísticas se emplearon para elaborar factores sobre la proporción del suelo sembrado y del que no lo es, debiendo serlo . La fracción de incremento representa lo que se incrementarían las hectáreas sembradas.

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TABLA 4 .3.2.1 ESTADISTICAS ANUALES AGRICOLAS POR ESTADO SUPERFICIE SEMBRADA Hectáreas

SUPERFICIE NO SEMBRADA Hectáreas

SUPERFICIE TOTAL Hectáreas

FRACCION DE INCREMENTO

Tamaulipas Veracruz Oaxaca Nuevo León Hidalgo Guanajuato

733,682 1,667,246 2,066,855 158,326 482,183 621,465

177,444 55,961 84,154 50,824 84,694

911,126 1,723,207 2,452,452 242,480 533,007 706,159

0.2419 0.0336 0.1866 0.5315 0.1054 0 .1363

TOTAL

5,729,757

838,674

6,568,431

ZONA

•

b).-

385,597

Pérdidas por mermas en la producción agrícola

Entre los efectos atribuibles directamente a los compuestos de azufre está la defoliación, fitotoxicidad, manchas y zonas blancas, crecimiento detenido, absición temprana y menor rendimiento en general.

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Solo en california se estima que los daños ocasionados en especie de importancia agrícola asciende anualmente a 132 millones de dólares, sin incluir las pérdidas por falta de crecimiento, ni por reducción del rendimiento . Asimismo, se estima que el 20 % de las cosechas pueden estarse perdiendo por causa da los contaminantes en el aire, y de estos la mitad es atribuible solo a los compuestos de azufre. En este estudio se estima que el 20 % de la producción es mermada y que existen otros contaminantes causantes de tales mermas, por lo que se le atribuyen solo la mitad a los compuestos de azufre, lo que deja el factor de afectación en un 10 %. No se calculan beneficios por mermas en la zona de incremento probable de cada estado, ya que no se considerarán aquí probabilidades sobre datos de producción probables.

Cálculo de los beneficios en cultivos.

a).-

Pérdidas por superficie no sembrada, debiendo serlo

Respecto al costo monetario, se tomaron los datos más actuales que proporciono INEGI, los cuales datan de 1992, por lo que se hizo un ajuste para el año actual, tomando en cuenta el índice inflacionario, a enero de 1994, es decir, que este estudio se hizo a Nuevos Pesos de enero de 1994, utilizando los índices provenientes del Banco de México. Se aplicó el índice inflacionario del sector agricultura, ganaderia, silvicultura y pesca, debido a que es más acorde con el sector en estudio que, por ejemplo, el interés bancario o el índice general de precios al consumidor . Asimismo, el año 1 para este estudio será 1994.

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El índice de precios al consumidor para el sector agricultura, ganadería, silvicultura y pesca de diciembre de 1992 a enero de 1994 es de 1 .055713

TABLA 4 .3.2.2 VALOR DE LA PRODUCCION AGRICOLA EN 1994 POR ESTADO SUPERFICIE SEMBRADA Hectáreas

VALOR DE LA PRODUCCION EN 1994 NS

Tamaulipas Veracruz Oaxaca Nuevo León Hidalgo Guanajuato

1,472,393 1,174,024 912,979 187,427 588,759 1,113,381

2,959,145,592 3,204,399,335 2,867,983,719 365,478,339 1,184,921,714 3,184,946,767

TOTAL

5,448,963

13,766,875,466

ZONA

Los beneficios por estado se calcularon multiplicando los valores de producción estatales por la fracción de incremento respectivo. b).-

Pérdidas por mermas en la producción agrícola

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La Tabla 4 .3 .2.2 muestra el valor que se tomó como base para calcular las mermas en la producción agrícola, que fue el valor de la producción estatal.

TABLA 4.3.2.2 VALOR DE LAS PERDIDAS AGRICOLAS EN 1994

POR MERMAS DEBIDAS A LA LLUVIA ACIDA VALOR DE LA PRODUCCION EN 1994 NS

VALOR DE LAS MERMAS POR LLUVIA ACIDA EN 1994 NS

Tamaulipas Veracruz Oaxaca Nuevo León Hidalgo Guanajuato

2,959,145,592 3,204,399,335 2,867,983,719 365,478,339 1,184, 921, 714 3,184,946,767

18,737,180 22,464, 896 15,344,104 2,829,614 28, 617,115 52,499,921

TOTAL

13,766,875,466

140,492,830

ZONA

•

Los beneficios por estado se calcularon multiplicando los valores de producción estatales por el factor estatal , y posteriormente por el factor de afectación del 10 %, descrito en la parte de Selección de casos.

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4.3.3 BENEFICIOS CUANTIFICABLES POR LA VENTA DEL AZUFRE

Cálculo de los beneficios por la venta de azufre recuperado. De la Tabla No . 2 .4 de este estudio, "Capacidad nominal de plantas de recuperación de Azufre" se tomó la capacidad nacional para recuperar azufre, y aplicando una eficiencia en proceso y en tiempo real de operación del 92% se tienen los siguientes valores:

•

Capacidad nominal de recuperación de Azufre en el país = Cantidad real de recuperación de Azufre en el país =

236,500 Ton/Año 217,580 Ton/Año

El valor de las ventas de azufre, se calculó con el siguiente precio de venta internacional: Precio por tonelada del azufre crudo recuperado = 63 Dólares Tipo de cambio utilizado =

3 .195 Nuevos Pesos por Dólar.

4.3.4 TASA DE DESCUENTO ANUAL

Para fines de acumular los valores de diferentes años se consideró una tasa de descuento del ingreso del 5% anual .

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4.4 GRUPOS QUE SE BENEFICIAN

Las características de dispersión en gran parte del país, implican que las emisiones contaminantes debidas a los procesamientos de crudo y gas tengan efectos altamente nocivos para la salud, agricultura, ganadería y pesca, contribuyendo además al deterioro de todas las construcciones. Por lo anterior, se puede concluir que el beneficio será para la población en general.

•

5. ' COSTOS La implantación y seguimiento de la presente Norma, genera gastos tanto para el gobierno como para los particulares, los que son catalogados respectivamente como - Costos Públicos - Costos Privados Se han tomado en cuenta las alternativas: 1). Suministro de aditivo a Desintegración Catalítica. 2). Desulfuración de la carga a Desintegración Catalítica. Como se menciono en el punto 3, ambas alternativas son tendientes a reducir las emisiones de óxidos de azufre en la regeneración de catalizador del proceso de Desintegración Catalítica.

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La evaluación de estas, se hace necesaria, ya que en la primera, la implantación de la Norma se considera inmediata ; mientras que en la segunda, se hace necesario diferir su implantación, por lo menos el periodo de construcción de las plantas Hidrodesulfuradoras de gasóleos de carga a Desintegración Catalítica. El efecto que tiene en los costos, se muestra a continuación. 5.1 COSTOS PUBLICOS

•

El gobierno a través de la entidad correspondiente deberá adquirir un equipo portátil de monitoreo de emisiones contaminantes, el cual asciende a un valor de 800,000 nuevos pesos. Este equipo se considera suficiente para llevar a cabo el seguimiento en los seis centros de trabajo que componen al Sistema Nacional de Refinación Por otra parte, el personal que operara este equipo incurrirá en gastos por concepto de sueldo, viáticos, gastos de transportación, etc . que ascienden a un valor de 112,000 nuevos pesos/año en el monitoreo de las seis refinerías.

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TABLA 5 .1 .1 COSTOS PUBLICOS (Alternativa 1) Nuevos Pesos AÑO

PERSONAL

SUMA

112,000

912,000

112,000

112,000

1996

112,000

112,000

1997 1998

112,000 ,

112,000

112,000

112,000

1999

112,000

112,000

2000

112,000

112,000

2001

112,000

112,000

2002

112,000 112,000

112,000

1994 1995

•

EQUIPO 800,000

2003 SUMA

1'120,000

800,000

112,000 1'920,000

La Tabla 5 .1 .1, muestra los costos públicos en los que incurre el gobierno al implementar de manera inmediata la presente Norma (Alternativa 1).

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TABLA 5 .1 .2 COSTOS PUBLICOS (Alternativa 2) Nuevos Pesos AÑO

EQUIPO

PERSONAL

SUMA

1994 1995 1996 1997 •

800,000

112,000

912,000

1998 1999

112,000

112,000

112,000

112,000

2000

112,000

112,000

2001

112,000

112,000

2002

112,000

112,000

2003

112,000

112,000

784,000

1'584,000

SUMA

800,000

Ahora bien, si se considera la Alternativa 2 (Tabla 5 .1 .2), la erogaciones inician en 1997, debido a que el periodo de construccion de plantas Hidrodesulfuradoras es en promedio 3 años (Tabla 3 .4).

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5.2 COSTOS PRIVADOS Como se menciono anteriormente los procesos a los que atañe la reducción de emisiones de azufre son principalmente la desintegración catalítica y la recuperación de azufre ; en este último, se cuenta con una capacidad instalada de 236,500 toneladas/año (Tabla 2 .4), cuyo valor (incluyendo tratamiento con amina) si se instalaran en este momento ascendería a 1,028.9 millones de nuevos pesos (Tabla 5 .2 .1), que por ser considerado costo hundido no se tomara en cuenta en el establecimiento de costos El proceso SCOT (Shell Claus Off-Gas Treating) que se ha considerado como complemento del proceso claus, se le ha estimado un valor de 115 .8 millones de nuevos pesos (Tabla 5 .2 .3).

• TABLA 5 .2.1 INVERSION EN PLANTAS DE RECUPERACION DE AZUFRE (1) Nuevos Pesos REFINERIA

INVERSION

CADEREYTA, N .L . MADERO, TAMPS . MINATITLAN, VER. SALAMANCA, GTO . SALINA CRUZ, OAX . TULA, HGO .

130'414,928 108'534,287 130'414,928 223'140,078 212'999,146 223'418,929 1,028'922,296

TOTAL (1) Incluye Planta de Tratamiento con Aminas.

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La Tabla 5 .2 .4, presenta un resumen de costos de operación de las plantas que componen la recuperación de azufre (planta de tratamiento con aminas, proceso claus y proceso SCOT).

Los costos de operación de estas plantas, comprenden la mano de obra (operación y mantenimiento), los servicios auxiliares, los combustibles, los materiales de mantenimiento, los suministros de operación, las regalías, los gastos de laboratorio, seguridad, vigilancia, administración, manejo de materiales, gastos generales y seguros e impuestos.

•

El costo de los servicios auxiliares (Tabla 5 .2 .2) es estructurado en base al análisis de los costos de operación (mano de obra, servicios, mantenimiento, etc .) que son atribuidos a ellos. Como se puede observar, se genera vapor en el proceso claus, que es factible que se utilice en otras áreas de la propia refinería, razón por la cual el costo total de los servicios resulta ser un crédito. En la Tabla 5 .2 .5, se muestra el costo de agregar un aditivo que captura los óxidos de azufre producidos en el regenerador de catalizador del proceso de desintegración catalítica (Alternativa 1).

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•

TABLA 5 .2 .2 CONSUMO DE SERVICIOS EN PLANTAS DE RECUPERACION DE AZUFRE (1)

REFINERIA CADEREYTA

MADERO

MINATITLAN

SALAMANCA

SALINA CRUZ

TULA

TOTAL

CONSUMO DE SERVICIOS VAPOR (GENERADO)

TON/ARO

ELECTRICIDAD

KWH/AÑO

COMBUSTIBLE

KCAL/AF(o

AGUA DE ENFRIAMIENTO M3/AÑO

VAPOR (GENERADO) LIMTRICIDAD COMBUSTIBLE

WARD N$/AÑO N$/ARO

AGUA DE ENFRIAMIENTO N$/AÑO

TOT A L (1)

DE SERVICIOS

INCWYE TRATAMIENTO CON AMINAS, CLAUS Y SCOT.

39,424,000 51,786

(203,886) 34,089,453 36,889,600 48,457

(218,283) 36,496,532 39,494,400 51,878

(920,212) 153,857,931 166,496,000

(2,466,508) 1,908,260 430,210 1,236

(5,312,478) 4,110,099 926,606 2,662

(4,970,962) 3,845,878 . 867,038 2,490

(5,321,965) 4,117,438 928,260 2,666

(22,435,735) 17,357,829 3,913,254 11,240

(126,802)

(273,112)

(255,555)

(273,600)

(1,153,412)

(77,819)

(101,165)

13,011,242 14,080,000 18,495

16,914,614 18,304,000 24,043

430,210 1,236

(1,897,314) 1,467,892 330,931 951

(126,802)

(97,540)

(101,165) 16,914,614 18,304,000 24,043 (2,466,508) 1,908,260

(217,894) 36,431,476

218,702



•

TABLA 5 .2 .3 INVERSION, COSTOS DE OPERACION, CONSUMO Y VALOR DE SERVICIOS DEL PROCESO SCOT NUEVOS PESOS DE ENERO DE 1994/APIO

REFINERIA CADEREYTA

MADERO

MINATITLAN

SALAMANCA

SALINA CRUZ

TULA

TOTAL

INVERSION T0TAL

INVERSION

14,827,186

13,350,413

14,827,186

24,602,567

23,546,967

24,631,554

115,785,873

10,573 15,653 7,904 1,818 18,051 5,261 3,610 21,520 8,948

13,745 20,349 10,275 2,363 23,467 6,839 4,693 27,976 11,633

29,604 43,829 22,131 5,091 50,544 14,730 10,109 60,256 25,055

27,701 41,011 20,708 4,763 47,295 13,783 9,459 56,382 23,445

29,657 43,907 22,171 5,100 50,634 14,756 10,127 60,363 25,100

125,026 185,099 93,464 21,498 213,459 62,208 42,692 254,473 105,814

121,341

93,339

121,341

261,349

244,548

261,816

1,103,734

235 118,614 24,043

181 91,242 18,495

235 118,614 24,043

506 255,476 51,786

474 239,053 48,457

507 255,932 51,878

2,138 1,078,931 218,702

5,732 13,382 1,236

4,409 10,294 951

5,732 13,382 1,236

12,345 28,822 2,662

11,552 26,969 2,490

12,367 28,874 2,666

52,137 121,722 11,240

20,349

15,653

20,349

43,829

41,011

43,907

185,099

COSTOS SUSTANCIAS OUIMICAS SERVICIOS MATERIALES DE MANTENIMIENTO MATERIALES DE OPERACION MANO DE OBRA DE OPERACION MANO DE OBRA DE MANTENIMIENTO LABORATORIO SOBRECOSTOS IMPUESTOS Y SEGUROS

TOTAL

COSTOS

13,745 20,349 10,275 2,363 23,467 , 6,839 4,693 27,976 11,633

CONSUMO DE SERVICIOS VAPOR

TON/AW0

MTRICIDAD

KWH/AWO

AGUA DE ENFRIAMIENTO M3/A1O

VALOR DE LOS SERVICIOS VAPOR E ECTRICIDAD

N$/AWO N$/AWO

AGUA DE ENFRIAMIENTO N$/AWO

T 0 T A L DE SERVICIOS INCWYE UNICAMENTE EL PROCESO SCOT.



TABLA 5.2 .4

INVERSION EN PROCESO SCOT Y COSTOS DE OPERACION EN PLANTAS DE RECUPERACION DE AZUFRE (1) NUEVOS PESOS DE ENERO DE 1994/AÑO

RE FINERIA CADEREYTA INVERSION INVERSION EN PROCESO SCOT

14,827,186

MADERO

13,350,413

MINATITLAN

14,827,186

SALAMANCA

24,602,567

SALINA CRUZ

TULA

23,546,967

24,631,554

2,458,036 (255,555)

2,631,599 (273,600) 3,913,357 126,992 1,986,268

CO STOS SUSTANCIAS

1,219,636 (126,802) 2,145,028

mums

SERVICIOS MATERIALES DE MANTENIMIENTO

MATERIALS DE OPERACION MANO of OBRA DE OPERACION MANO OE OBRA DE MANTENIMIENTO LABORATORIO

soRRECOSTos IMPUESTOS y SEGUROS TOT A L

COSTOS

(I) INCWYE TRATAMIENTO CON AMINAS . CLAUS Y SCOT .

108,286 1,746,750 1,424,576 240,983 2,252,356 2,504,894 11,515,707

938,182 (97,540) 1,650,022 83,297 1,343,654 1,095,827 185,371

1,219,636 (126,802)

1,732,582 1,926,842

2,145,028 108,286 1,746,750 1,424,576 240,983 2,252,356 2,504,894

8,858,237

11,515,707

2,626,908 (273,112) 3,906,381 126,766 1,982,728 2,612,034 254,630 3,338,474 4,478,496 19,053,305

3,655,257 118,617 1,855,266 2,444,117 238,261 3,123,858

TOTAL

115,785,873

11,093,996 (1,153,412) 17,415,073

4,190,593

2,616,698 255,084 3,344,436 4,486,493

672,245 10,661,417 11,617,828 1,415,312 16,044,062 20,092,212

17,828,449

19,087,329

87,858,734

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TABLA 5.2.5. COSTO DE ADITIVO A DESINTEGRACION CATALITICA Nuevos Pesos COSTO

REFINERIA

•

CADEREYTA, N .L. MADERO, TAMPS . MINATITLAN, VER. SALAMANCA, GTO . SALINA CRUZ, OAX . TULA, HGO .

7299,600 7'847,070 7299,600 7299,600 14'599,200 14'599,200

TOTAL

58'944,270

La Tabla 3 .1, por su parte muestra la inversión (587 .0 millones de N$) y costos de operación (51 .5 millones de N$) de plantas Hidrodesulfuradoras de gasóleos de carga a plantas de Desintegración Catalítica en cada una de las refinerias (Alternativa 2). En suma los costos de operación de estas plantas es de 87 .9 millones de nuevos pesos/año, aunado al costo de operación de cada Alternativa: - Costo de Aditivo de Captura de Oxidos de Azufre 58 .9 millones de N$ - Costo de Operación de HDS's . de Gasóleos 51 .5 millones de N$

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constituyen el costo anual de operación de la implementación de la presente Norma, el cual asciende a: - Alternativa 1 - Alternativa 2

146.8 millones de N$/año 139 .4 millones de N$/año

Las Tablas 5.2 .6 y 5 .2 .7, muestran en pesos constantes de enero de 1994 los costos en que incurre Petróleos Mexicanos a lo largo del periodo de evaluación para las Alternativas 1 y 2 respectivamente .

TABLA 5.2.6

•

COSTOS PRIVADOS (Alternativa 1) Nuevos Pesos AÑO

1994 1995

•

EQUIPO

115'785,873

COSTOS DE OPERACION 86'755,000 87'858,734

1996 1997

87'858,734 87'858,734

1998

COSTO DE

SUMA

ADITIVO 58'944,270 58'944,270 58'944,270

261'485,143 146'803,004 146'803,004 146'803,004

87'858,734

58'944,270 58'944,270

1999

87'858,734

58'944,270

146'803,004

2000

87'858,734

58'944,270

146'803,004

2001

87'858,734

58'944,270

146'803,004

2002

87'858,734

58'944,270

146'803,004

2003

8T858,734

58'944,270

146'803,004

877'483,606

589'442,700

1,582'712,179

SUMA

115'785,873

146'803,004

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Como se puede observar, en 1994 no se incluyen costos de operación de la planta SCOT, ya que se considera que su construccion y puesta en operación tomará un periodo de por lo menos un año. TABLA 5 .2.7 COSTOS PRIVADOS (Alternativa 2) Nuevos Pesos AÑO

EQUIPO

•

1994

COSTOS DE

COSTO DE

OPERACION

OPERACION

DE PTAS . DE

DE PLANTAS

REC. DE

HDS DE

AZUFRE

GASOLEOS

SUMA

702'785,873

702'785,873

1995 1996 1997

87'858,734

51'500,000

139'358,734

1998

87'858,734

51'500,000

139'358,734

1999

87'858,734

51'500,000

139'358,734

2000

87'858,734

51'500,000

139'358,734

2001

87'858,734

51'500,000

139'358,734

2002

87'858,734

51'500,000

139'358,734

2003

87'858,734

51'500,000

139'358,734

615'011,138

306'500,000

1,678'297,011

SUMA

702'785,873

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Las Tablas 5 .2 .8 y 5 .2 .9, presentan un condensado de los costos públicos y privados, así como el valor presente (1,306 .6 y 1,435 .5 millones de nuevos pesos) respectivamente para cada Alternativa, el cual fue estimado considerando una tasa de interés real del 5%, que no considera el efecto de la inflación ; esta tasa es adecuada para evaluar proyectos de interés social.

TABLA 5.2.8 COSTOS TOTALES (Alternativa 1) Nuevos Pesos

• A1~10

COSTOS PUBLICOS

COSTOS PRIVADOS

1994

912,000

261'485,143

262'397,143

1995

112,000

146'803,004

146'915,004

1996

112,000

146'915,004

1997 1998

112,000

146'803,004 146'803,004

146'915,004

112,000

146'803,004

146'915,004

1999

112,000

2000

112,000

146'803,004 146'803,004

146'915,004 146'915,004

2001

112,000

146'803,004

146'915,004

2002

112,000

146'803,004

146'915,004

2003

112,000

146'803,004

146'915,004

1'920,000

1,582712,179

1,585735,913

SUMA

VALOR

COSTOS TOTALES

PRESENTE

I 1,306'624,917

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TABLA 5.2.9 COSTOS TOTALES (Alternativa 2)

Nuevos Pesos AÑO

COSTOS

COSTOS

COSTOS

VALOR

PUBLICOS

PRIVADOS

TOTALES

PRESENTE

1994

702'785,873

702'785,873

1995 1996

1997

912,000

139'358,734

140'270,734

1998

112,000

139'358,734

139'470,734

1999

112,000

139'358,734

139'470,734

2000

112,000

139'358,734

139'470,734

2001

112,000

139'358,734

139'470,734

2002

112,000

139'358,734

139'470,734

2003

112,000

139'358,734

139'470,734

1'584,000

975'511,138

1,624'297,011

SUMA

1,435'461,166 ,

Como se puede observar, la diferencia en cuanto a costo se refiere de ambas Alternativas es de aproximadamente 129 millones de N$, siendo más impactante el periodo de aplicación de la Norma.

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6 . VALOR PRESENTE NETO

La Tabla 6 .1, presenta una comparación entre costo y beneficio en valor presente, de la que se deriva que el beneficio neto total del periodo de evaluación asciende a 1,574 .8 y 466,505,052 millones de nuevos pesos en cada Alternativa.

•

TABLA 6 .1. COMPARACION COSTO BENEFICIO (VALOR PRESENTE NETO) Nuevos Pesos Alternativa 1 BENEFICIOS TOTALES COSTOS TOTALES VALOR PRESENTE NETO

2,881'469,640

Alternativa 2

1,306'624,917

1,901,966,218 1,435,461,166

1,574'844,723

466,505,052

Por lo anterior, se concluye que la implantación de la presente Norma es factible ya que los costos son inferiores a los beneficios en ambas Alternativas.

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BIBLIOGRAFIA

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Chemical marketing reporter. Oil, paint and drug reporter.

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Partículas suspendidas, óxidos de azufre y monóxido de carbono. Comisión metropolitana para la prevención y control de la contaminación ambiental.

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La industria y la contaminación del aire R. D. Ross Ed . Diana

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VII PROGRAMA DE CONSULTA Para llevar a cabo la adecuada elaboración y aplicación de este Anteproyecto de Norma, se requiere contar con la colaboración de las empresas del sector público y privado, relacionadas con la producción y manejo del azufre y sus compuestos, además de los organismos relacionados con la Normatividad para el mejoramiento del medio ambiente, ecología y salud. La concertación apropiada se logrará mediante la participación de cada uno de los sectores y empresas siguientes: - Petróleos Mexicanos. Auditoría de Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Ahorro de Energía. Gerencia de Protección Ambiental y Ahorro de Energía. Gerencia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental. Gerencia de Servicios Médicos. • SECTOR PUBLICO - Secretaría de Desarrollo Social. Instituto Nacional de Ecología. - Secretaría de Agricultura y Recursos Hidráulicos. - Grupo de Trabajo de la Comisión Nacional de Normalización que participaron en la elaboración de la guía de evaluación del costo-beneficio del Anteproyecto de Norma. - Secretaría de Energía, Minas e Industria Paraestatal. Subsecretaría de Energía. - Instituto Mexicano del Petróleo. Gerencia de Protección Ambiental y Control Energético. - Secretaría de Comercio y Fomento Industrial. Dirección de Normalización. Dirección General de Normas .

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SECTOR SALUD

- Secretaría de Salud. Dirección General de Salud Ambiental. - Instituto Mexicano del Seguro Social. - Instituto de Seguridad Social para los trabajadores del Estado.

•

• EJE CENTRAL LÁZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-805 07730 MEXICO, D .F . • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77

FAX 567-60-47 • TELEX 017-73-116 • DIRECCION CABLEGRAFICA "IMEPET"

INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO

ANEXO CARPETA CON BIBLIOGRAFIA

EJE CENTRAL LAZARO CARDENAS No . 152 • APARTADO POSTAL 14-80507730 MEXICO, D.F . • CONMUTADOR 368-59-11, 368-93-33 Y 587-29-77

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