TESIS INDIVIDUAL

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA QUÍMICA E INDUSTRIAS

EXTRACTIVAS

TESIS INDIVIDUAL:

“ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y

DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON RESPECTO

A OTROS COMBUSTIBLES”

PARA LA OBTENCION DE TITULO PROFESIONAL COMO:

INGENIERO QUIMICO INDUSTRIAL

PRESENTA:

SANDRA YAMIN AGUILAR OROZCO

ASESOR:

ING. VIDAL FRANCISCO CAMAÑO DOMÍNGUEZ

ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON

RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES

ÍNDICE Resumen….………………………………………………………………………………………... 1

Introducción...……………………………………………………………………………………… 4

Capítulo I Características y Propiedades Fisicoquímicas del Carbón, Diésel, Gas

L.P. y Gas Natural……………………………………………………………………………….. 7

I.1 Carbón………………………………………………………………………………………… 7

I.2 Diésel…………………………………………………………………………………………. 11

I.3 Gas L.P………………………………………………………………………………….......... 14

I.4 Gas Natural…………………………………………………………………………………… 21

Capítulo II. Transporte y Distribución del Carbón, Gas L.P, Diesel y Gas Natural…………….. 33

II.1 Transporte y distribución del carbón………………………………………………………… 33

II.2 Distribución del Gas L.P……………………………………………………………………… 35

II.3 Distribución del Diésel……………………………………………………………………….. 38

II.4 Distribución del Gas Natural………………………………………………………………… 39

Capítulo III Normatividad Aplicable al Gas Natural y Gas L.P.………………………………… 46

III.1 Marco Regulatorio Básico de la industria de Gas L.P….……………………………........... 47

III.2 Normatividad aplicable al gas natural……………………………………………………….. 50

Capítulo IV Análisis técnico, económico y ambiental del uso del Carbón, Gas Natural, Gas Natural,

Gas L.P. y Diésel a nivel industrial..……………………………………………………………… 56

IV.1 Empresas que trabajen en diversos combustibles…………………………………………… 56

IV.2 Empresa Resistencias “x”, ejemplo de la tendencia a cambiar al gas natural en la industria….

………………………………………………………………………………………………………58

IV.3 Análisis Económico de cada combustible…………………………………..……………….. 62

Conclusiones……………………...……………………………………………………………….. 66

Referencias Bibliográficas…….………………………………………………………………....... 69



Glosario…………………………………………………………………………………………… 70

ÍNDICE DE FIGURAS

I.1 Presentación de coque de petróleo. Fuente: Wikipedia 2008…………………………………. 8

I.2. Obtención del coque de Petróleo. Fuente: Enciclopedia Encarta Microsoft 2008……...…….. 10

I. 3 Obtención del diésel. Fuente: PEMEX Refinación 2011……………………………………. 12

I.4 Cetano y heptametilnonano Fuente: PEMEX Refinación 2010..……………………………… 13

I.5. Proceso de destilación para la obtención del gas L.P Fuente: PEMEX PGPB 2007……….... 16

I.6 Aplicaciones industriales del gas L.P. Fuente: IMP 2012….……………………………….... 18

I.7 Comparación de la demanda y oferta interna, escenario Inercial 2011-2026 (Miles de barriles

diarios) Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012……………………………………… 19

I.8 Composición de la oferta nacional de gas L.P., escenario inercial 2011-2026 (Miles de barriles

diarios). Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012…………………………..………… 19

I.9 Sección transversal de un campo típico de petróleo. Material Didáctico del Seminario de gas

natural. IPN ESIQIE 2007……………………………………..…………………………………. 21

I.10 Etapas del procesamiento del gas natural. Fuente: IMP 2012.………………………………. 23

I.11. Diagrama del proceso Girbotol. Fuente: Material de apoyo, seminario de gas natural, IPN

ESIQIE 2006………………………………………………………………………………………. 24

I.12. Diagrama del proceso Claus. Fuente: Material de apoyo, seminario de gas natural, IPN

ESIQIE 2006………………………………………………………..……………………………… 25

I.13 Componentes del gas natural. Fuente PGPB 2007………………………….……………….. 25

I.14 Cromatógrafo para gas natural en línea montado en campo. Fuente: PGPB 2003.……...….. 27

I.15 Medidor de desplazamiento positivo. Fuente: Material didáctico Seminario de gas natural IPN

ESIQIE 2005………………………………………………………………..……………………. 29

I.16 Sustancias químicas comúnmente utilizadas en la odorización. Fuente: PGPB

2001………………………………………………………………………..……………………… 30

II.1 Imagen de contenedores El Musel. Fuente: El Comercio.es.2001…………………...…….... 35



II.2 Estructura de producción de gas L.P.,2011. Fuente: PEMEX 2012……………………….... 36

II.3Terminales de suministro de gas L.P. en México, 2011* Fuente: PGPB 2012.……………… 36

II.4 Distribución del gas L.P. al consumidor Fuente: SENER 2011….………………..………… 38

II.5 Principales puntos de venta de productos refinados por PEMEX Fuente PEMEX

2011……………………..……………………………………..…………………………………. 39

II.6 Sistema de distribución de gas natural. Fuente: Material didáctico del seminario de gas natural.

Año 2007………………………………………………………....………………………………. 40

II.7 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2011. Fuente:

SENER 2011………………………………………………………………………………………. 41

III.1 Autoridades reguladoras del mercado de gas L.P. Fuente SENER 2011..…………………… 48

IV.1 Planta Tepetzingo vista aérea Fuente: Cementos Moctezuma 2013..…………………….... 57

IV.2 Planta Tepetzingo. Fuente: Cementos Moctezuma 2013...……………………………..…… 57

ÍNDICE DE TABLAS

I.1 Propiedades Físicas del coque de petróleo. Fuente: Sabine Laboratories con la colaboración de

Cementos Moctezuma 2013…………………………………………………………....……...….. 11

I.2 Propiedades físicas y químicas del diésel. Fuente: PEMEX 2012….…..……………………. 13

I.3 Propiedades físicas del gas L.P. Fuente: PEMEX PGPB 2010……...………………………. 18

I.4 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial 2011-2026 (Miles de barriles diarios

de gas L.P. equivalente). Fuente: IMP con base en CRE, PEMEX, SENER y empresas privadas

2012…………………………………………………………………..…………………...…….... 20

I.5 Propiedades físicas del gas natural. Fuente: NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas

natural…………………………………………………………………….…………………….... 26

I.6. Balance de gas natural 2011-2018. Oferta del escenario ENE-demanda base (Millones de pies

cúbicos diarios). Fuente IMP 2012………………………………………………...……………… 32

IV.1 Carga máxima de acuerdo con las fichas técnicas de los equipos de la empresa “x”.……… 59

IV.2 del cálculo de la tarifa de distribución. Fuente: CRE 2006...………………………………. 61

IV.3 Costos de contratación e instalación por cambiar a gas natural (precios sin

IVA)……………………………………………………………....………………………………. 62



IV. 4 Cuadro comparativo de los gastos mensuales por consumo de combustible………………. 64

IV.5 Cuadro comparativo de las ventajas y desventajas del coque de carbono, gas L.P., diésel y gas

natural................................................................................................................…………………… 65


RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES 1

RESUMEN



RESUMEN

En el presente trabajo se encuentra un estudio detallado de las características del gas

natural y otros combustibles ya que en todas las actividades económicas en México se

requiere el uso de combustibles. El uso de un combustible seguro, amigable con el medio

ambiente y de precio accesible al consumidor asegura el éxito de dichas actividades,

reduciendo emisiones de contaminantes a la atmósfera, operando su distribución y entrega

de forma segura, además de garantizar la calidad del producto que llegue al consumidor.

Este trabajo hace una recopilación de las diferentes características, propiedades, estadísticas

de producción y consumo de los combustibles más utilizados en la industria; proponiendo

un combustible que cumpla con todas las características anteriormente descritas de acuerdo

con la siguiente capitulación:

En el capítulo I se encontrará información de las características físicas y químicas

de los cuatro principales combustibles utilizados en la industria como a continuación se

enlista:

- Carbón.

- Diésel.

- Gas L.P.

- Gas Natural.

En el capítulo II se abordará el tema de cómo se hace llegar al consumidor final

industrial cada uno de los combustibles antes descritos, considerando las etapas.

- Transporte y distribución del Carbón.

- Distribución del gas L.P.

- Distribución Del Gas Natural.

En el capítulo III se habla de la importancia de la normatividad mexicana con la

que cuentan el gas L.P. y el gas natural.

- Marco Regulatorio Básico de la Industria de gas L.P.

- Normativa aplicable al gas natural.



En el capítulo IV se describe de forma breve un ejemplo de una empresa que trabaja

con el combustible coque de petróleo y una con gas L.P. la cual posteriormente cambió a

gas natural.

- Cementos Moctezuma

- Empresa “x” metalmecánica ubicada dentro del D.F, ejemplo de la tendencia a

cambiar a gas natural en la industria.



INTRODUCCIÓN



INTRODUCCIÓN

El hombre desde la antigüedad ha realizado sus diversas actividades económicas

ayudado por los combustibles, desde cocinar sus alimentos hasta el calentamiento del agua

para generar vapor en los procesos industriales.

Un combustible es un material capaz de liberar energía cuando se oxida con

desprendimiento de grandes cantidades de calor. Se transforma la energía contenida en

dicho material en energía calorífica, entre otras, dejando como residuo dióxido de carbono

y algún otro compuesto químico.

Existen tres tipos de combustibles comúnmente utilizados en la industria:

- Combustibles sólidos: El carbón que se usa en calderas para calentar agua,

generando vapor cuya fuerza de presión se utiliza para en las termoeléctricas para la

generación de electricidad o la energía calorífica contenida en el vapor como medio

de calentamiento en diversos procesos industriales. Uno de los tipos de carbón más

usados actualmente en la industria y las termoeléctricas es el coque de petróleo, el

cual de acuerdo con la normativa vigente no puede ser utilizado en zonas urbanas y

su uso debe ser en equipos especializados en recuperación de cenizas. La tendencia

a cambiar el uso de este combustible por otros más amigables con el medio

ambiente se ve reflejado en las normativas ambientales las cuales cada día son más

rígidas con respecto a los índices de emisión de contaminantes.

- Combustibles líquidos: Generalmente se obtienen del petróleo y entre ellos se

encuentra el gasóleo o diésel, que se utiliza en las calderas para generar vapor. El

diésel producido en las refinerías de Pemex, cumple con estándares de calidad

nacionales e internacionales. El mercado nacional demanda actualmente cerca de

250 mbpd de diésel. Dicho combustible debe cumplir con especificaciones precisas

pues un diésel con un alto contenido en azufre no cumplirá con las normas de

calidad y ambientales, ocasionando problemas técnicos en los equipos y al medio

ambiente.

- Combustibles gaseosos: El gas natural y los gases licuados de petróleo (G.L.P.),

representados por el propano y el butano, los cuales por su fácil transporte y

almacenamiento son ampliamente utilizados no sólo a nivel industrial. El gas

licuado del petróleo (L.P) es una mezcla de gases licuados. Los componentes de

este, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de licuar, de

ahí su nombre. Se puede decir que son una mezcla de propano y butano.



A presiones bajas y a temperaturas ordinarias puede ser transportado y almacenado

en forma líquida; pero cuando se libera a presión atmosférica y a temperatura

relativamente baja se evapora y puede ser utilizado como gas. Se caracteriza por

tener un poder calorífico alto y una densidad mayor que la del aire. El gas natural es

un combustible de origen fósil extraído del subsuelo, se distribuye a través de

gaseoductos de acero o polietileno, altamente resistentes y seguros, incluso en zonas

sísmicas como la Ciudad de México; de esta forma llega a hogares, comercios e

industrias. Se le agrega un odorizante llamado mercaptano que le permite ser

detectado en cualquier momento. Es un combustible “limpio” ya que al realizarse su

combustión no genera residuos dañinos al medio ambiente, por lo tanto no tienen

que estarse monitoreando constantemente las emisiones al medio ambiente como es

el caso de otros combustibles. El suministro de gas natural, para quemarse en las

fuentes fijas, se hace a través de ductos subterráneos de transporte y distribución. Se

suministra en diferentes rangos de presión (de 4 a 32 kgf/cm2) y temperatura (de 8 a

38 °C) a la industria y a las redes de distribución comercial y doméstica.

Hoy en día el uso de un combustible seguro, amigable con el medio ambiente y de

precio accesible al consumidor asegura el éxito de dichas actividades, reduciendo emisiones

de contaminantes a la atmósfera, operando su distribución y entrega de forma segura,

además de garantizar la calidad del producto que llegue al consumidor.

El objetivo de este trabajo es realizar un estudio comparativo entre los combustibles

sólidos, líquidos y gaseosos, integrando la información técnica, económica y ambiental de

cada uno de éstos para hacer un estudio comparativo del uso de cada uno en la industria.

Así mismo se describen dos ejemplos de empresas, una que utiliza en sus procesos y

generación de energía eléctrica un combustible sólido y otra que utiliza un combustible

gaseoso y realiza un cambio de combustible por cuestiones ambientales, de seguridad y

económicas.



CAPITULO I



CAPÍTULO I

I. GENERALIDADES

CARACTERISTICAS Y PROPIEDADES FISICOQUIMICAS DEL

CARBON, DIÉSEL Y GAS L.P.

I.1 CARBON:

El carbón o carbón mineral es una roca sedimentaria de color negro, muy rica en

carbono, utilizada como combustible fósil. La mayor parte del carbón se formó durante el

período Carbonífero (hace 359 a 299 millones de años). No es un recurso renovable.

Tipos de carbón

Existen diferentes tipos de carbones minerales y otro derivado de un subproducto

sólido del proceso de refinamiento del petróleo llamado petcoke o coque del petróleo.

El rango de un carbón mineral se determina en función de criterios tales como su

contenido en materia volátil, contenido en carbono fijo, humedad, poder calorífico, etc. Así,

a mayor rango, mayor es el contenido en carbono fijo y mayor el poder calorífico, mientras

que disminuyen su humedad natural y la cantidad de materia volátil. Existen varias

clasificaciones de los carbones según su rango. Una de las más utilizadas divide a los

carbones de mayor a menor rango en:

- Antracita

- Carbón bituminoso bajo en volátiles

- Carbón bituminoso medio en volátiles

- Carbón bituminoso alto en volátiles

- Carbón sub-bituminoso

- Lignito

- Turba

- La hulla es un carbón mineral de tipo bituminoso medio y alto en volátiles.

Las reservas de carbón se encuentran repartidas en setenta países con yacimientos

aprovechables.

El Petcoke o Coque de Petróleo.

El coque de petróleo es un subproducto sólido del proceso de refinamiento del

petróleo. Se utiliza en todo el mundo en distintas industrias como la cementera, la

termoeléctrica, la energética y la producción de aceros entre otras. El coque es lo que queda

después de refinar el petróleo. Un sólido poroso, de color negro o gris oscuro, que contiene

altas cantidades de azufre y metales pesados, como el níquel y el vanadio, y que puede ser



utilizado como combustible. Su nivel de impureza -y también su grado de toxicidad- está

directamente relacionado con la naturaleza del petróleo del cual se extrae.

El coque de petróleo es insoluble en agua, y puede contener materia volátil

(hidrocarburos) entre un 10 y 15%. Químicamente es estable y no reactivo bajo condiciones

normales. Su constituyente principal es el carbono, además de azufre, nitrógeno, oxígeno e

hidrógeno. También tiene trazas de hierro, magnesio, sodio, calcio, níquel y vanadio.

Figura I.1. Presentación de coque de petróleo. Fuente: Wikipedia.

Obtención del Coque de Petróleo.

Los residuos del petróleo crudo pesado se utilizan como materia prima en un

proceso térmico conocido como coking para producir los combustibles más ligeros. Es

calentado a cerca de 475º a 520ºC en un horno, se descarga en un tambor de coque para

craqueo de forma extensa y controlada. Los productos más ligeros del craqueo suben a la

cima del tambor y son desechados. El producto más pesado permanece y, a causa del calor

retenido, el proceso de craqueo forma finalmente el coque, una sustancia sólida semejante

al carbón, conocido como Coque de Petróleo.

El enfriamiento se realiza mediante un chorro de agua a alta presión. Primero se

retiran las tapas superior e inferior del tambor de craqueo. Luego se taladra un hoyo en el

coque de la cima al fondo del tambor. Entonces un tubo que gira se baja por el orificio,

rociando un chorro giratorio de agua. El chorro a alta presión corta el coque en pedazos,

que cae para la carga subsiguiente en camiones o vagones para su posterior transporte.

Este proceso no genera residuos líquidos pero entrega un 30 por ciento de coque por

unidad de peso. La mayoría del coque de baja calidad se quema como combustible en la

mezcla con carbón. Mientras más refinado sea el producto que se desea obtener del petróleo

crudo, mayor es la cantidad de residuos generados, por lo tanto, será mayor la cantidad de

coque que se produce.



Figura I.2. Obtención del coque de Petróleo. Fuente: Enciclopedia Encarta Microsoft 2008.

Características como combustible.

El coque de petróleo, es un tipo de combustible bituminoso que bajo condiciones

normales es químicamente estable y no reactivo, pero su combustión genera óxidos de

carbono y azufre. El coque al ser quemado con carbón, resulta una excelente alternativa

para las plantas de generación eléctrica, principalmente porque permite reducir los costos

entre un 30% y un 45%. El coque tiene un alto valor calorífico, un bajo contenido de

productos volátiles pero generalmente, tiene contenidos de azufre y nitrógeno más elevados

que los combustibles tradicionales.

Dependiendo de su grado de impurezas el coque se puede clasificar en 3 tipos:

-Coque de Petróleo grado electrodo grafito o coque aguja: 1% de azufre, 10 ppm de

vanadio, 20-40 ppm de níquel.

- Coque de Petróleo ánodo para aluminio o coque esponja: 2.5% de azufre, 150 ppm de

vanadio, 150 ppm de níquel.

- Coque de Petróleo combustible: 4-7% de azufre, 400 a 1300 ppm de vanadio, 120-350

ppm de níquel.

La problemática ambiental

La problemática ambiental acerca del uso del coque, se da principalmente por la

presencia de altos contenidos de azufre en él carbón así como níquel y otros metales

Petcoke



pesados que podrían ocasionar graves problemas tanto a la salud de la población, como al

medio ambiente.

Uno de los principales componentes que restan valor al carbón y que obligan a su

posterior tratamiento, lo constituye el contenido de cenizas. La ceniza es el material

inorgánico e inerte que acompaña al carbón, su presencia por tanto, rebaja el poder

calorífico y afecta el funcionamiento de los hornos. Otros elementos del carbón son el

oxígeno, nitrógeno, azufre. Aunque cada elemento afecta en distintas formas las

características del carbón, en la práctica el elemento más importante a controlar es el

contenido de azufre. Cuando se quema carbón, las emisiones de azufre corroen los tubos de

las calderas y eventualmente escapan al medio ambiente. Por este motivo, la normativa

ambiental y en definitiva los usuarios, controlan constantemente los porcentajes de azufre

contenidos en el carbón.

Las propiedades más importantes del carbón son su poder calorífico, es decir, la

cantidad de calor que se libera en combustión completa por cada unidad de material

quemado; la humedad libre e inherente, que afecta directamente los rendimientos de la

combustión; y el hinchamiento, particularmente relevante en la coquización.

Ficha técnica del coque de petróleo:

Tabla I.1 Propiedades Físicas del coque de petróleo. Fuente: Sabine Laboratories con la

colaboración de Cementos Moctezuma 2013.

Propiedad Valor

Estado físico Sólido

Valor de evaporación <1 (1 = n-acetato de butilo)

Solubilidad en agua Insignificante

Peso molecular 12 UMA

Presión de vapor < 1 KPa a 38°C

Densidad 0.80 g/cc

Aspecto/olor Polvo negro pulverizado

Azufre (%) 4.6 % base seca

Poder calorífico 13,267 BTU/lb

Cenizas 0.41% base seca

I.2 DIESEL

El primer proceso al que se somete el petróleo en la refinería, es la destilación para

separarlo en diferentes fracciones (Figura 3). La sección de destilación es la unidad más

flexible en la refinería, ya que las condiciones de operación pueden ajustarse para poder

procesar un amplio intervalo de alimentaciones, desde crudos ligeros hasta pesados. Dentro

de las torres de destilación, los líquidos y los vapores se separan en fracciones de acuerdo a

su peso molecular y temperatura de ebullición. Las fracciones más ligeras, incluyendo

gasolinas y gas LP, vaporizan y suben hasta la parte superior de la torre donde se

condensan. Los líquidos medianamente pesados, como la querosina y la fracción diésel, se



quedan en la parte media. Los líquidos más pesados y los gasóleos ligeros primarios, se

separan más abajo, mientras que los más pesados en el fondo. Las gasolinas contienen

fracciones que ebullen por debajo de los 200°C mientras que en el caso del diésel sus

fracciones tienen un límite de 350°C. Esta última contiene moléculas de entre 10 y 20

carbones.

El combustible diésel, también se manufactura, en muchos casos a partir de mezclas

de gasóleos con querosinas, y aceite cíclico ligero, el cual es producto del proceso de

desintegración catalítica fluida.

En un tiempo, la manufactura de diésel involucró utilizar lo que quedaba después de

remover productos valiosos del petróleo. Hoy en día el proceso de fabricación del diésel es

muy complejo ya que comprende escoger y mezclar diferentes fracciones de petróleo para

cumplir con especificaciones precisas. La producción de diésel estable y homogéneo

requiere de experiencia, respaldada por un estricto control de laboratorio.

Figura I. 3 Obtención del diésel. Fuente: PEMEX Refinación 2011.

Propiedades del Diésel

Índice de cetano

Así como el octano mide la calidad de ignición de la gasolina, el índice de cetano

mide la calidad de ignición de un diésel. Es una medida de la tendencia del diésel a

cascabelear en el motor.

La escala se basa en las características de ignición de dos hidrocarburos,



Figura I.4 Cetano y heptametilnonano Fuente: PEMEX Refinación 2010.

Heptametilnonano

El n-hexadecano tiene un periodo corto de retardo durante la ignición y se le asigna

un cetano de 100; el heptametilnonano tiene un periodo largo de retardo y se le ha asignado

un cetano de 15. El índice de cetano es un medio para determinar la calidad de la ignición

del diésel y es equivalente al porcentaje por volumen del cetano en la mezcla con

heptametilnonano, la cual se compara con la calidad de ignición del combustible prueba

(ASTM D-613). La propiedad deseable de la gasolina para prevenir el cascabeleo es la

habilidad para resistir la autoignición, pero para el diésel la propiedad deseable es la

autoignición.

Típicamente los motores se diseñan para utilizar índices de cetano de entre 40 y 55,

debajo de 38 se incrementa rápidamente el retardo de la ignición. En las gasolinas, el

número de octano de las parafinas disminuye a medida que se incrementa la longitud de la

cadena, mientras que en el diésel, el índice de cetano se incrementa a medida que aumenta

la longitud de la cadena. En general, los aromáticos y los alcoholes tiene un índice de

cetano bajo. Por ello el porcentaje de gasóleos desintegrados, en el diésel, se ve limitado

por su contenido de aromáticos.

Muchos otros factores también afectan el índice de cetano, así por ejemplo la

adición de alrededor de un 0.5 por ciento de aditivos mejoradores de cetano incrementan el

cetano en 10 unidades. Estos aditivos pueden estar formulados con base a alquilnitratos,

amil nitratos primarios, nitritos o peróxidos. La mayoría de ellos contienen nitrógeno y

tienden, por lo tanto, a aumentar las emisiones de NOx.

El índice de cetano es una propiedad muy importante, sin embargo existen otras

relevantes que caracterizan la calidad del combustible.

Azufre

El azufre se encuentra en forma natural en el petróleo. Si éste no es eliminado

durante los procesos de refinación, contaminará al combustible.



El azufre del diésel contribuye significativamente a las emisiones de partículas con

hidrocarburos poliaromáticos.

La reducción del límite de azufre en el diésel a 0.05 por ciento es una tendencia

mundial. La correlación del contenido de azufre en el diésel con las emisiones de partículas

y el S02 está claramente establecida, los principales países han adoptado el 0.05 por ciento

como máximo en el límite de azufre en el diésel.

Para poder cumplir con los requerimientos de niveles bajos de azufre, es necesario

construir capacidades adicionales de desulfuración. Así como las unidades de

desintegración catalítica (FCC), son primordiales para la producción de gasolina, la

hidrodesintegración es fundamental para la producción de diésel. En ambos procesos la

cuestión se enfoca en la selección de la materia prima alimentada.

Mejorar la calidad del combustible no resolverá el problema de la contaminación a

menos que se imponga un riguroso programa de inspección y mantenimiento para los

vehículos viejos con motores a diésel. Los super emisores del mundo del diésel son los

motores viejos que han recibido un mantenimiento inadecuado.

Densidad y Viscosidad.

La inyección de diésel en el motor, está controlada por volumen o por tiempo de la

válvula de solenoide. Las variaciones en la densidad y viscosidad del combustible resultan

en variaciones en la potencia del motor y consecuentemente, en las emisiones y el

consumo. Se ha encontrado, además, que la densidad influye en el tiempo de inyección de

los equipos de inyección controlados mecánicamente.

Aromáticos.

Los aromáticos son moléculas del combustible que contienen al menos un anillo de

benceno. El contenido de aromáticos afecta la combustión y la formación de emisiones de

hidrocarburos poliaromáticos.

El contenido de aromáticos influye en la temperatura de la flama y, por lo tanto, en

las emisiones de NOx durante la combustión. La influencia del contenido de poliaromáticos

en el combustible afecta las emisiones de este tipo de hidrocarburos en el tubo de escape.

Lubricidad

Las bombas de diésel, a falta de un sistema de lubricación externa, dependen de las

propiedades lubricantes del diésel para asegurar una operación apropiada. Se piensa que los

componentes lubricantes del diésel son los hidrocarburos más pesados y las substancias

polares.



Los procesos de refinación para remover el azufre del diésel tienden a reducir los

componentes del combustible que proveen de lubricidad natural. A medida que se reducen

los niveles de azufre, el riesgo de una lubricidad inadecuada aumenta.

Tabla I.2 Propiedades físicas y químicas del diésel. Fuente: PEMEX 2012.

Propiedad Valor

Densidad 0,832 kg/l

Poder calorífico 0.0009403 Gcal/lt

Azufre,% P Max. 0.021

1. de Cetano. min. 53

Viscosidad Cinemática @40°C CST 3.0

Aromáticos 22

I.3 GAS LICUADO DE PETRÓLEO.

El Gas L.P. como un derivado del petróleo ha sido utilizado como un combustible de

fácil manejo que puede ser transportado bajo las medidas de seguridad adecuadas y

funciona como una alternativa ventajosa con respecto a los combustibles sólidos.

Su composición es de propano, butano o sus mezclas, es un combustible líquido que se

almacena a presión con un alto poder calorífico que lo distingue de los demás combustibles,

contiene un odorizante llamado mercaptano que permite distinguir su presencia por medio

del olfato su consumo se puede realizar en fase líquida o en fase vapor dependiendo las

necesidades del consumidor.

El Gas L.P. es un producto de la destilación del petróleo que contiene

principalmente propano C ₃H ₈. Con la ventaja de poder ser comprimido y condensado

hasta convertirlo en líquido y por lo tanto ser almacenado en un tanque. PEMEX es el único

productor en México, existen compañías extranjeras que importan el producto.

El Gas L.P. o gas Licuado de petróleo también conocido como GLP es incoloro e

inodoro, por lo que se le adiciona mercaptano en proporción de 1.0 litro por cada 104 litros

de volumen en fase líquida.

Obtención del Gas L.P

Para la obtención en altos volúmenes existen una serie de procesos, en donde es necesario

contar con equipos especiales, los más comunes se describen a continuación:

Proceso de destilación fraccionada

La figura 4 describe la zona donde ingresa el petróleo en la torre o columna que se

denomina zona flash. Es aquí donde se inicia la separación de los componentes.

El petróleo es previamente calentado a temperaturas que oscilan entre los 400°F a

700°F dependiendo del proceso, el petróleo ingresa a la torre de destilación comúnmente



llamada columna de destilación, donde debido a las diferencias de volatilidad comprendidas

entre los diversos compuestos contenidos en el petróleo crudo se van separando a medida

que se desplazan a través de la torre en dirección a la parte superior.

Figura I.5. Proceso de destilación para la obtención del gas L.P Fuente: PEMEX PGPB

2007.

El grado de separación de los componentes del petróleo está estrechamente ligado al

punto de ebullición de cada compuesto. Los compuestos más volátiles, es decir los que

tienen menor punto de ebullición, ascienden por la torre a través de platos instalados en

forma tangencial al flujo de vapores. En estos platos se instalan varios dispositivos sobre el

plato llamados “cachuchas de burbujeo” Estas cachucha tienen perforaciones o espacios

laterales que tiene la finalidad de condensar cierto porcentaje de hidrocarburos y por

consiguiente el llenado del espacio comprendido entre las cachuchas y el plato que les

sostiene, de esta manera comienzan a filtrar en el plato.

La parte incondensable, el hidrocarburo volátil, escapará de las cachuchas por los

espacios libres o perforaciones con dirección hacia el plato inmediato superior, en el que

volverá a atravesarlo para entrar nuevamente en las copas instaladas en dicho plato, de

manera que el proceso se repita cada vez que los vapores incondensables atraviesen un

plato.

Al final, en el último plato superior, se obtendrá un hidrocarburo relativamente más

ligero que los demás que fueron retenidos en las etapas anteriores y que regularmente han

sido extraídos mediante corrientes laterales.



En la primera extracción, primer plato o primer corte se puede obtener gas, gasolina,

nafta o cualquier producto similar, lo que dependerá del tipo de carga (alimentación a la

planta), diseño y condiciones operativas de los hornos que calientan el crudo.

Los siguientes, son los derivados más comunes que suelen obtenerse en las torres de

destilación desde el compuesto más pesado hasta el más ligero.

1. Residuos sólidos.

2. Aceites y lubricantes.

3. Gasóleo y fuel oil.

4. Queroseno.

5. Naftas.

6. Gasolinas.

7. Disolventes.

8. GLP (gases licuados del petróleo).

Si existe la presencia de un excedente derivado del petróleo de alto peso molecular,

pueden romperse las cadenas de hidrocarburos para obtener hidrocarburos más ligeros

mediante un proceso denominado craqueo.

El gas L.P. que se distribuye y comercializa en México está compuesto por una

mezcla aproximada de 70% butano y 30% propano (+ 10%), gracias a esta mezcla se

obtiene el mayor poder calorífico disponible, superior a otros combustibles, lo que permite

obtener mayor rendimiento a comparación con algunos combustibles.

Aplicaciones

El gas L.P. en un combustible que se utiliza en diversos sectores como:

- Doméstico: Cocinar, calentar agua de servicio, calefacción, refrigeración, etc.

- Industrial: Como combustible controlable fácilmente bajo sistemas de regulación es

utilizado para alimentar hornos para tratamiento y corte de metales, vidrio y cerámica, en el

planchado de ropa, en la purificación de grasas, tratamientos térmicos, pasteurización,

imprentas, etc.

Este combustible se utiliza básicamente en industrias dedicadas a la elaboración de

alimentos, bebidas y tabacos, así como en las industrias químicas y de polímeros, en las

cuales se usa como materia prima.

Adicionalmente, el uso del gas L.P. dentro del sector industrial tiene aplicaciones muy

específicas y tradicionales. Es considerado como una fuente de energía pura y limpia para

generar calor de manera controlada. Asimismo, el gas L.P. es frecuentemente utilizado en

hornos industriales, procesos de calefacción, cerámica, fabricación de vidrio,

procesamiento de metales, secado de pintura, aerosoles y soldadura, entre otros.



Figura I.6. Aplicaciones industriales del gas L.P. Fuente: IMP 2012.

Propiedades físicas del gas L.P.

Tabla I.3 Propiedades físicas del gas L.P. Fuente: PEMEX PGPB.

Propiedad Valor

Peso molecular 49.7

Temperatura de ebullición a 1 atm -32.5°C

Temperatura de fusión -167.9°C

Densidad de los vapores (aire = 1) a 15.5

°C

2.01 (dos veces más pesado que el aire)

Presión de vapor a 21.1°C 4500 mmHg

Relación de expansión (líquido a gas a 1

atm)

1 a 242 (un litro de Gas líquido se

convierte en 242 litros de gas en fase

vapor formando con el aire una mezcla

explosiva de aproximadamente 11,000

litros)

Solubilidad en agua a 20°C Aproximadamente 0.0079% en peso

(insignificante, menos del 0.1%)

Apariencia y color Gas insípido e incoloro a temperatura y

presión ambiente. Tiene un odorizante

que le proporciona un olor característico,

fuerte y desagradable.

Poder calorífico 0.006192 Gcal/Litro



Oferta-demanda de gas LP, 2012-2026

Escenario Inercial

Como se puede observar en la figura I.7 la producción nacional aumentará 2.0%

promedio anual a lo largo del periodo prospectivo. Con ello, se espera cubrir toda la

demanda nacional de gas LP de 2017 a 2022 e inclusive incrementar las exportaciones. De

2011 a 2026, éstas crecerán 17.9% promedio anual.

Figura I.7 Comparación de la demanda y oferta interna, escenario Inercial 2011-2026

(Miles de barriles diarios) Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012.

Figura I.8 Composición de la oferta nacional de gas L.P., escenario inercial 2011-2026

(Miles de barriles diarios). Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012.

Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER

Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER



A su vez, el incremento en la producción permitirá disminuir las importaciones 9.1%

promedio anual. En 2026, éstas representarán 6.6% de la oferta nacional. No obstante, por

cuestiones de logística, éstas no podrán desaparecer.

Por su parte, la demanda nacional de gas LP disminuirá 0.1% promedio anual de

2011 a 2026. Dicha tendencia será resultado del comportamiento de los sectores

autotransporte e industrial, principalmente, con decrementos promedio anual de 4.2% y

0.3%, respectivamente.

Tabla I.4 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial 2011-2026 (Miles de

barriles diarios de gas L.P. equivalente). Fuente: IMP con base en CRE, PEMEX, SENER y

empresas privadas.

Escenario de la Estrategia Nacional de Energía (ENE)

De acuerdo al escenario ENE, se estima que al final del periodo prospectivo la

balanza comercial del gas LP registrará un saldo superavitario de 28.9 Mbd. Esto será

resultado del incremento de 2.7% promedio anual en la producción. Al cierre de 2026,

PGPB aportará 82.4% de la producción nacional y PEMEX Refinación 17.5%. A su vez, la

mayor producción permitirá un mayor volumen de exportaciones. Por su parte, se prevee

que las importaciones se ubicarán en 18.2 Mbd al cierre de 2026; es decir, 1.7 Mbd menos

que en el escenario Inercial.



I.4 GAS NATURAL

Es una mezcla gaseosa de compuestos mayoritariamente metano que también se

puede encontrar en solución con el petróleo. Además puede contener pequeñas cantidades

de etano, propano y otros hidrocarburos más pesados, también se pueden encontrar trazas

de nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. Se encuentra en depósitos

naturales subterráneos a profundidades de 300 a 6000 m.

Figura I.9 Sección transversal de un campo típico de petróleo, mostrando la distribución de

petróleo y agua salada en el depósito de piedra arenisca porosa. Obsérvese que un pozo

perforado en el punto B producirá únicamente gas natural Fuente: Material Didáctico del

Seminario de gas natural. IPN ESIQIE 2007.

Extracción del gas natural.

Se inicia con la exploración, ésta es la actividad en la cual se realizan los estudios

necesarios (levantamiento de sísmica, análisis geológicos, etc.) para descubrir, identificar y

cuantificar acumulaciones de hidrocarburos gaseosos. Una vez detectados los recursos, se

procede a definir el plan de desarrollo del yacimiento y se inicia la fase de producción del

gas natural, la cual representa el conjunto de actividades que permiten extraer el recurso

contenido en los yacimientos y su separación del petróleo (cuando se trate de gas asociado).

Clasificación de yacimientos por su mecanismo de producción:

- Yacimientos de empuje por gas disuelto: El mecanismo de producción se ejerce por

la liberación del gas en solución con el aceite del yacimiento, provocando expansión

y solución del aceite.

- Yacimientos de capa de gas: El mecanismo de producción se ejerce por la

expansión de la capa de gas libre.

- Yacimientos de empuje por agua: El mecanismo de producción es por avance del

agua que se encuentra en el acuífero hacia la zona de aceite.

- Yacimientos de segregación gravitacional: El mecanismo de producción es por

diferencia de densidades de los fluidos que contiene el yacimiento. Las fuerzas

gravitacionales actúan sobre los fluidos separándolos verticalmente de acuerdo a su

densidad, el gas se encuentra en la parte superior, el aceite en la intermedia y el

agua en la parte inferior.

Piedra arenisca porosa con contenido de gas natural a presión

Piedra arenisca porosa “empapada” de petróleoPiedra arenisca porosa “anegada” con agua salada



- Yacimientos de empuje combinado: En el mecanismo de producción actúan

simultáneamente dos o más mecanismos en el yacimiento. Puede ser gas disuelto y

empuje de agua reducido o también gas disuelto con una capa de gas pequeña y

entrada de agua reducida.

Clasificación del gas natural

Por su extracción:

- Gas no asociado: Es aquel que es extraído de depósitos que solamente tienen gas natural y

no están en contacto con el petróleo.

- Gas asociado mezclado: Es aquel que se encuentra en los yacimientos de petróleo y puede

encontrarse libre formando un casquete gaseoso o disuelto en el petróleo.

Por su composición:

- Gas Húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual

le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo

contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite

sus proceso comercial. También se le define como aquel que tiene una concentración de

productos más volátiles (propano, butano, y más pesados) recuperables en forma de

gasolina, kerosina y gas LP., en cantidades de 300 o más galones (1,135.5 litros) de

hidrocarburo licuables por cada millón de pies cúbicos de gas a condiciones de presión y

temperatura de 1 kg / cm² y 20 ºC.

- Gas seco o gas pobre: Es aquel que contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos

diferentes al metano. No contiene vapor de agua. A éste pueden extraérsele menos de 100

galones (878.5 litros) de hidrocarburos licuables por cada millón de pies cúbicos de gas a

condiciones de presión y temperatura de 1 Kg / cm2 y 20 ºC

- Gas amargo: Aquel que contiene impurezas de ácido sulfúrico (H₂S) y dióxido de

carbono (CO₂), denominados compuestos amargos.

- Gas dulce: Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados de

azufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtiene endulzando el gas

natural amargo utilizando solventes químicos, solventes físicos o adsorbentes.

Gases ácidos:

Al ácido sulfúrico (H₂S) y dióxido de carbono (CO₂), se les denomina gases ácidos del

gas natural. En muchos campos de donde es extraído el gas natural, la presencia de estos

compuestos es elevada y se le da el nombre de “gas amargo” el ácido sulfhídrico, tiene la

característica de tener un olor desagradable y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas

natural mediante un proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de

azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales como la

producción de pólvora o usos en la industria farmacéutica.



Por su parte el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones

bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y

puede llegar a producir sofocación. Se puede licuar fácilmente por compresión, sin

embargo, cuando se enfría a presión atmosférica se condensa como sólido en lugar de

hacerlo como líquido. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante

puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, teniendo éste como

propiedad el ser corrosivo.

Figura I.10 Etapas del procesamiento del gas natural. Fuente: IMP 2012.

Endulzamiento del gas natural.

Para eliminar el H2S y CO2 existen varios procesos utilizados ampliamente:

- Endulzamiento por absorción con reacción: Este proceso de absorción consiste en el

contacto del gas amargo con solventes que atrapan selectivamente los compuestos ácidos y

tiene como propósito endulzar el gas natural ácido que contiene cantidades significativas de

compuestos de azufre o mezclas de compuestos de azufre y dióxido de carbono para

convertirlo en gas dulce. Dentro de los solventes empleados existen dos tipos, los físicos y

los químicos.

Existen diversos procesos de endulzamiento de gas natural basados en principios de

absorción y de desorción de compuestos amargos los cuales difieren en el tipo de solvente

utilizado. Los más utilizados en nuestro país son: el Girbotol que es el usado para la

remoción de contaminantes y el proceso Clauss que utiliza la corriente resultante del

proceso Girbotol para obtener azufre a partir del ácido sulfhídrico removido.



Proceso Girbotol

Es un método de absorción por alcanolaminas, ambas aminas orgánicas altamente

básicas, se deja fluir por pasos estrechos a través de una torre en donde se pone en contacto

directo con el ácido sulfhídrico o con el dióxido de carbono del gas que se desea purificar

dejándolo subir por dicha torre. La amina contaminada ya sea con el ácido sulfhídrico o con

el dióxido de carbono se lleva desde el fondo de la torre a un extractor con vapor en donde

fluye a contracorriente con el vapor, el cual tiene la función de extraer estos compuestos de

la amina. Después de esto la amina se regresa a la parte superior de la torre de absorción.

El método donde se emplea la dietanolamina es el más usado en la industria del

petróleo para la purificación de los gases naturales y de refinería, y recuperar el ácido

sulfhídrico para la fabricación de azufre. La eliminación del dióxido de carbono se hace

normalmente con monoetanolamina.

Figura I.11. Diagrama del proceso Girbotol. Fuente: Material de apoyo, Seminario de gas

natural, IPN ESIQIE 2006.



Figura I.12. Diagrama del proceso Claus. Fuente: Material de apoyo, Seminario de gas

natural, IPN ESIQIE 2006.

Propiedades Fisicoquímicas

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentra en estado

gaseoso, en condiciones ambientales normales de presión y temperatura. El gas natural

comercial está compuesto aproximadamente en un 95% de metano (CH4), que es la

molécula más simple de los hidrocarburos. Además puede contener pequeñas cantidades de

etano, propano y otros hidrocarburos más pesados, también se pueden encontrar trazas de

nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua.

Figura I.13 Componentes del gas natural. Fuente PGPB 2007.



Como medida de seguridad, en la regulación se estipula que los distribuidores

deberán adicionar un odorizante al gas natural para que se pueda percibir su presencia en

caso de posibles fugas durante su manejo y distribución al consumidor final.

El gas natural es más ligero que el aire (su densidad relativa es 0.61, siendo la del aire

1.0) y a pesar de sus altos niveles de inflamabilidad y explosividad las fugas o emisiones se

disipan rápidamente en las capas superiores de la atmósfera, dificultando la formación de

mezclas explosivas en el aire. Esta característica permite su preferencia y explica su uso

cada vez más generalizado en instalaciones domésticas e industriales y como carburante en

motores de combustión interna. Presenta además ventajas ecológicas ya que al quemarse

produce bajos índices de contaminación, en comparación con otros combustibles.

Tiene combustión muy limpia; no emite cenizas ni partículas sólidas a la atmósfera;

genera una reducida emisión de óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO),

bióxido de carbono (CO2) e hidrocarburos reactivos, y virtualmente no genera dióxido de

azufre (SO2), características que le dan una mayor ventaja respecto de otros combustibles

fósiles como el carbón y el combustóleo, es seguro de transportar. Al ser más ligero que el

aire se evita la concentración y reduce el riesgo de explosiones en fugas. Reduce costos de

mantenimiento de equipos de combustión. Incrementa la eficiencia de los procesos de

generación y cogeneración de energía.

Tabla I.5 Propiedades físicas del gas natural. Fuente: NOM-001-SECRE-2010,

Especificaciones del gas natural.

Propiedad Unidades

Metano (CH4) 83-84 % Vol

Oxígeno (O2)-Max 0.2 % Vol

Bióxido de Carbono (CO2)-Max. 3.0 % Vol

Nitrógeno (N2)-Max. ±1.5 4-6 % Vol

Total de inertes (CO2 y N2) Max. 4-6 % Vol

Etano-Max. 11.0 % Vol

Temperatura de rocío de hidrocarburos-

Max.

271,15 (-2) K (°C)

Humedad (H2O)-Max. 110.00 mg/m3

Poder calorífico superior-Min. 36,80- 37,30 MJ/m3

Densidad relativa 0.61, aire = 1.0

Viscosidad 0.01 cp a 25°C

Mediante el análisis cromatográfico llega a determinarse qué componentes están

presentes en el gas natural y en qué proporción. Esta información suministra los datos para

conocer la calidad del gas natural, el cumplimiento de las especificaciones para su

transporte por gasoductos y las propiedades para el diseño o ingeniería de las instalaciones

de procesamiento del gas.



Figura I.14 Cromatógrafo para gas natural en línea montado en campo.Fuente: PGPB

2003.

De acuerdo con la NOM-001-SECRE-2010 Especificaciones del gas natural el

muestreo y la determinación de las especificaciones del gas natural se realizarán en cada

uno de los principales puntos de inyección a los sistemas de transporte de acceso abierto,

almacenamiento y distribución, así como en los principales puntos de mezcla de dichos

sistemas.

Para fines tanto de determinación de la densidad, densidad relativa, poder calorífico e

índice Wobbe, como del cumplimiento de la obligación de proporcionar información

periódica, se promediarán los valores registrados a lo largo de una hora. La determinación

del contenido de humedad y ácido sulfhídrico se realizará al menos cada hora. La

determinación del contenido de oxígeno y de azufre total se realizará en forma trimestral.

Medición del Gas Natural.

El poder calorífico del gas natural depende de su composición química; entre mayor

sea la cantidad de hidrocarburos más pesados que el metano que contenga, mayor será su

poder calorífico.

Existen diferentes unidades de energía para medir el gas natural, dependiendo del

sistema de unidades que se esté utilizando.

Condiciones base: El gas se medirá en forma continua a las condiciones base de doscientos

noventa y tres grados Kelvin (293 K) y noventa y ocho punto cero sesenta y siete kilo

Pascal (98.067) de presión absoluta (20°C y 1 Kg/cm²), con los medidores que operen en la

estación de medición.

En caso de no contar con las condiciones base de presión y temperatura se deberá

agregar un factor de corrección.



Los procedimientos, medidores y demás equipos utilizados para la medición del gas

natural deberán ser aprobados, instalados y mantenidos por la parte responsable de dicho

mantenimiento, de acuerdo con las Normas Oficiales Mexicanas aplicables. A falta de

éstas, se utilizarán las especificaciones internacionales generalmente aceptadas en la

industria del gas natural.

Medición de gas natural para facturación.

Debido a la nueva apertura económica del gas natural, PEMEX Gas y Petroquímica

Básica (PGPB) entrega gas natural a los siguientes clientes:

- Distribuidoras.- Son empresas que tienen la concesión de la entrega de gas natural a

cualquier cliente que se encuentre dentro del territorio delimitado por la Comisión

Reguladora de Energía.

- Industrias.- Cualquier cliente que no se encuentra dentro de una zona geográfica y que

está conectado a algún ducto de transporte, propiedad de PGPB.

Como se puede notar Pemex ya no es la única empresa que entrega gas natural a los

clientes. Por lo que Pemex entrega gas natural a cualquier empresa, por medio de una

estación de medición, cuyo punto de medición para la facturación se le conoce como punto

de transferencia de custodia.

Por su parte el cliente puede contratar a cualquier asesor para verificar que la empresa

que sea responsable de la medición, lo haga correctamente. Por lo anterior es importante

que ésta se realice cumpliendo con la normatividad vigente tanto nacional, como

internacional; de tal manera que la medición pueda ser auditada por cualquiera de las

empresas involucradas, con su consecuente reclamación económica, si así procediera.

Actualmente en la industria mexicana del gas natural se emplean cuatro tipos de medidores

para la transferencia de custodia:

a). MEDIDOR DE PLACA DE ORIFICIO: El gas natural al momento de pasar a través

de una placa de orifico concéntrica, crea una caída de presión, la cual se emplea para

calcular el gasto de gas que pasa a través de dicho medidor.

b). MEDIDOR DE TURBINA: La turbina de medición consiste en una caja cilíndrica,

similar a un carrete de tubería, la cual contiene un rotor exactamente balanceado y montado

coaxialmente con el eje de la tubería, esto de logra por medio de cojinetes, chumaceras y un

conjunto de soportes que se utilizan para apoyar y mantener la posición de los cojinetes. El

flujo de gas pasa a través de la turbina de medición y choca con las hélices del rotor,

haciéndolo girar a una cierta velocidad angular, proporcional a la velocidad de flujo. El

ángulo de las hélices con respecto a la dirección del flujo, es el que gobierna la velocidad

angular del rotor, debido a que el fluido choca con cierta intensidad proporcional al ángulo

de las hélices. Pequeños ángulos producen una velocidad baja y esto causa una pérdida de

repetibilidad del medidor; mientras que ángulos demasiado grandes causan cargas



excesivas de los cojinetes y arrastres de fricción mayores. En general el ángulo de las

hélices se mantiene entre 145° y 160° con respecto a la dirección del flujo.

El volumen medido a condiciones de flujo (Tf y Pf) es obtenida por medios electrónicos

y mecánicos dentro del medidor, por lo que la turbina cuenta con una salida para dicho

valor. Existiendo dos maneras de obtener el volumen corregido; la primera es con un

dispositivo mecánico y la segunda con una señal electrónica de pulsos.

c).MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (ROTATIVO Y DE

DIAFRAGMA): El medidor de desplazamiento positivo consta de una o varias cámaras o

diafragmas, cuyo volumen individual de cada una de ellas es conocido. El volumen total

entregado a través del medidor es calculado por medio del volumen de la cámara,

multiplicado por el número de veces que dicho volumen es vaciado a la tubería después del

medidor.

Figura I.15 Medidor de desplazamiento positivo. Fuente: Material didáctico Seminario de

gas natural IPN ESIQIE 2005.

d) MEDIDOR ULTRASÓNICO: El medidor ultrasónico cuenta con un par de

transductores, el transmisor emisor envía una señal de sonido de frecuencia muy alta, dicha

señal es recibida por otro transductor el cual determina el tiempo que tarda en viajar el

sonido a través del fluido, en la distancia total de la trayectoria. Los transductores tienen la

característica de que pueden enviar y recibir la señal de sonido. El tiempo de viaje del

sonido a través del fluido es mayor cuando el sonido viaja en dirección contraria al sentido

de flujo. La velocidad del fluido se calcula midiendo los tiempos de viaje de las señales

ultrasónicas por medio de un computador.

Odorización del gas natural:

La odorización es un proceso mediante el cual se le agrega una sustancia odorizante

al gas natural que es una mezcla inodora. El odorizante es una sustancia compuesta por

mercaptanos que se agrega a gases inodoros para detectar su presencia. Los odorizantes

como características deben tener: estabilidad, grado de pureza adecuado, compatible con

materiales de sistemas de manejo, no tóxico ni nocivo para salud en las concentraciones



usadas, de fácil combustión, penetrabilidad que permita detectar fugas, olor característico y

persistente.

Figura I.16 Sustancias químicas comúnmente utilizadas en la odorización. Fuente: PGPB

2001.

El gas natural debe ser odorizado a una concentración tal que permita ser detectado

por el olfato cuando las concentraciones alcancen una quinta parte del límite inferior de

explosividad, o cuando la proporción de gas natural en el aire sea de 1%, todo esto a

condiciones base del gas natural.

Los equipos de odorización deben cumplir lo siguiente:

- La cantidad de odorizante dosificado debe ser proporcional al volumen de gas,

independientemente de las condiciones de T y P.

- Los materiales deben ser resistentes a la corrosión.

- El equipo debe tener capacidad para manejar un amplio rango de flujos.

- Se debe utilizar un contenedor de doble pared con la finalidad de prevenir derrames.

Principales usos del gas natural

El suministro de gas natural, para quemarse en las fuentes fijas, se hace a través de

ductos subterráneos de transporte y distribución. Se suministra en diferentes rangos de

presión (de 4 a 32 kgf/cm²) y temperatura (de 8 a 38 °C) a la industria y a las redes de

distribución comercial y doméstica, donde se utiliza en:

a) Generación de energía eléctrica (termoeléctricas).

b) Generación de vapor.

c) Calentadores de fuego directo.

d) Turbo-maquinaria (turbo-compresores, turbo-bombas, turbo-sopladores).

e) Estaciones distribuidoras de gas natural para carburación de motores (tractores agrícolas,

automotores, camiones, etc.). Se utilizan dos sistemas: gas natural comprimido

(temperatura ambiente y presión máxima de 210 kgf/cm²) y gas natural licuado a 6.3

kgf/cm² y temperatura de –140°C con tanques termo. Usos domésticos y comerciales.

g) En la industria petroquímica se utiliza principalmente como materia prima para producir

amoníaco, fertilizantes nitrogenados, aditivos, anticongelante, fumigantes, desinfectantes,

tintas, acabados textiles, metanol, etileno, polietileno, etc.



Los usos a los que actualmente se destina el gas natural abarcan una amplia gama de

actividades.

Balance de la producción y demanda nacional del gas natural 2012-2026

En el balance nacional de gas natural del escenario Inercial se observa que de 2011 a

2026, la producción nacional será menor a la demanda nacional. A su vez, mientras que la

producción nacional crecerá 2.8% promedio anual, la demanda nacional lo hará en 3.5%.

Esto ocasionará un aumento de 5.3% anual en las importaciones del combustible. Las

importaciones por ducto crecerán en promedio 5.2% anual y las de GNL 5.9%, aunque

estas últimas sólo representarán 24.4% de las importaciones totales. Con ello, mientras que

en 2011 las importaciones representaban 21.9% de la oferta total, en 2026 esta proporción

será de 28.9%.

Por otro lado, el aumento en la demanda interna de gas natural se originará

principalmente en los sectores eléctrico, petrolero e industrial, con tasas medias de

crecimiento anuales de 4.7%, 1.9% y 4.3%, respectivamente

Escenario Estrategia Nacional de Energía (ENE)

En el balance nacional de gas natural del escenario ENE se observa que de 2011 a

2018, la producción nacional crecerá 3.8% promedio anual, mientras que la demanda

nacional lo hará en 4.5 %. Con ello las importaciones aumentarán 4.9% anual en el mismo

periodo de referencia. Así, mientras que en 2011 las importaciones representaban 21.9% de

la oferta total, en 2026 esta proporción será de 23.1%.

En el escenario ENE, la demanda del sector petróleo será 709 MMpcd mayor que en

el escenario Inercial en 2018. Una mayor producción de hidrocarburos en el ENE,

implicará mayores autoconsumos de gas natural en PEMEX Exploración Producción y

PGPB, además de un mayor volumen destinado a las recirculaciones internas. Por su parte,

las demandas eléctrica e industrial de gas natural no difieren entre los dos escenarios, dado

que se parte de las mismas premisas de crecimiento económico y precios de combustibles



Tabla I.6. Balance de gas natural 2011-2018. Oferta del escenario ENE-demanda base

(Millones de pies cúbicos diarios). Fuente IMP.



CAPITULO II



CAPÍTULO II

TRASPORTE Y DISTRIBUCIÓN DEL CARBÓN, GAS L.P, DIESEL Y GAS

NATURAL.

II.1 Transporte y distribución del Carbón.

La fase de la distribución, o sea, empaquetado, carga y transporte del carbón desde el horno

o reactor hasta el punto de distribución mayorista, o para el uso industrial en gran escala,

puede representar hasta el 25% del costo total de producción. Además, el transporte

requiere combustibles líquidos costosos.

Los costos unitarios o unidades operativas en el transporte del carbón son los siguientes:

- Carga del carbón sobre el vehículo de transporte.

- Transporte primario.

- Transporte secundario, con costos de descarga/carga.

- Operaciones de descarga y almacenamiento a puntos principales de mercado.

El carbón puede absorber fácilmente el agua, por lo tanto, deberán emplearse

cubiertas encerados u otras, durante el transporte para evitar que se moje. Existe siempre el

riesgo que el carbón se moje con la lluvia. En los lugares donde deben acumularse grandes

cantidades de carbón, antes del transporte, pueden usarse coberturas de hojas plásticas, o un

depósito de hierro galvanizado de costados abiertos. Debe hacerse lo posible por evitar

mucha manipulación cerca del horno, lo que llevaría a una excesiva producción de

carbonilla fina y a costos innecesarios de mano de obra.

El almacenamiento intermedio es necesario cuando grandes cantidades de carbón

deben esperar su traslado, debido a la irregularidad de los medios de transporte, como

camiones o vagones de ferrocarril, o a causa de las malas condiciones de los caminos en

áreas lejanas de los centros de consumo.

El lugar donde se almacena el carbón debe estar techado y debe tener adecuadas

facilidades para la manipulación fácil y rápida del carbón. La descarga al depósito de

almacenamiento, puede hacerse desde el exterior, por medio de una rampa de madera a

metálica, y la carga de los vagones de ferrocarril y camiones por medio de puertas levadizas

de madera o metálicas, operadas a mano. No debe permitirse el ingreso de los camiones en

el depósito, por el peligro de incendio, Pueden usarse también cintas transportadoras, pero

debe limitarse al mínimo la mecanización puesto que es cara. La altura de los montones de

carbón vegetal debe ser inferior a los seis metros, para evitar el encendido. La altura de

caída del carbón que ingresa, debe ser la menor posible (máximo de dos metros), para

evitar al máximo la generación de carbonilla fina. El local de almacenamiento debe ser

bien ventilado y abierto en sus cuatro costados para tener rápido y fácil acceso en el caso de

incendios. No deberá tener columnas intermedias en la expansión del techo.



Medios de transporte del carbón:

- Transporte por camión que va desde camionetas hasta tráiler de doble remolque.

Este es relativamente caro ya que requiere el uso de combustibles costosos y

muchas veces del pago de carreteras de peaje.

- Transporte por ferrocarril. Las empresas usuarias de éste medio que cuentan con

desvíos ferroviarios lo emplean al máximo puesto que es mucho más barato que por

camión. La mayoría de los vagones de tienen una capacidad de 54 m³, algunos 80

m³, o hasta 100 m³

Figura II.1 Imagen de contenedores El Musel. Fuente: El Comercio.es.2001.

II.2 Distribución del gas L.P

El gas L.P. se puede licuar a bajas presiones, así es posible almacenarlo en estado

líquido en tanques de hasta 1,000,000 litros, para posteriormente transportarlo en

autotanques para surtir tanques estacionarios y camiones repartidores de cilindros. También

puede distribuirse por gasoductos hacia los centros de distribución.

En el mapa se muestran los centros de producción de PEMEX Gas y Petroquímica

Básica (PGPB) y PEMEX Refinación (PR). Asimismo, se presenta el Sistema Nacional de

Gasoductos que traslada el gas LP desde las zonas productoras, ubicadas en la región Sur-

Sureste, hasta las terminales de suministro, localizadas en los principales centros de

consumo del Centro y Centro-Occidente del país.



Figura II.2 Estructura de producción de gas L.P.,2011. Fuente: PEMEX 2012.

Figura II.3Terminales de suministro de gas L.P. en México, 2011* Fuente: PGPB 2012.



A partir de las terminales de suministro –marítimas y terrestres– que operan en el

país, el gas L.P. se envía hacia 983 plantas de distribución propiedad de particulares. En

dichas plantas, el combustible se almacena para ser posteriormente despachado en

estaciones de servicio para carburación de vehículos y, mediante autotanques (pipas) y

recipientes transportables, para todos

los demás sectores.

La figura II.2 muestra las terminales de suministro que integran puntos de destino y

enlace entre la plataforma productiva de PEMEX – incluidas las importaciones - con la

infraestructura privada de los distribuidores. También se incluyen las operaciones

efectuadas en las costas, necesarias para transferir el gas L.P. desde las zonas de recepción

hacia los centros de consumo. Cabe señalar que en 2011 operaron regularmente 28

terminales de suministro.

El gas L.P. de las terminales ubicadas en las regiones Centro-Occidente, Centro y

Sur-Sureste del país, se suministra en su mayoría por el ducto troncal que proviene desde

Cactus, Chiapas hasta Zapopan Jalisco. En el caso de las demás terminales, localizadas

al Noroeste y Noreste del país, el abasto de combustible se realiza principalmente

mediante importaciones marítimas o terrestres.

Almacenamiento

La primera fase en la cadena de distribución local del gas L.P. es el

almacenamiento. El confinamiento general se realiza por medio de tanques de diversas

formas: cilíndricos verticales, horizontales con tapas semiesféricas y esféricos,

dependiendo si las terminales son terrestres o refrigeradas. Cuando éstas son terrestres,

el gas LP se almacena en tanques tipo esférico a una presión de 10- 14 kg/cm² y a

temperatura ambiente. En las terminales refrigeradas, el gas L.P. se recibe y almacena

como líquido en tanques criogénicos de tipo vertical, a una temperatura de hasta -46°C.

En este caso, y para su posterior comercialización, es necesario precalentarlo hasta

5°C antes de ser enviado a los equipos de transporte que lo llevarán a los distribuidores.

Cabe señalar que las únicas terminales refrigeradas que dispone PGPB se encuentran en

Topolobampo y Pajaritos.

Entrega al consumidor

La actividad de distribución de gas L.P. que comprende la entrega del hidrocarburo al

consumidor final, se realiza a través de empresas privadas mexicanas legalmente

constituidas para realizar dicha actividad. A finales del 2011, la infraestructura logística

desarrollada por estas empresas fue la siguiente:

• 991 plantas de distribución de gas L.P. con capacidades de almacenamiento que oscilaron

entre 5 mil y 138 millones de litros. Éstas utilizaron poco más de 12 mil auto-tanques con

capacidades desde 2 mil hasta 25 mil litros para entregar gas L.P. a tanques estacionarios y

20,000 vehículos destinados al reparto de recipientes transportables de 10, 20, 30 y 45 kg.



• 2,744 estaciones de carburación, de las cuales 85% se especializaron en la venta de gas

L.P. para carburación y 15% en la modalidad de autoconsumo.

• 171 empresas de transporte de gas L.P. que utilizaron 3,400 semirremolques y dobles

semirremolques, con capacidades que van de 31 mil a 54 mil litros, para el traslado del

hidrocarburo desde las instalaciones de PEMEX hasta las plantas de distribución,

principalmente.

PGPB cuenta con distintos Centros Procesadores de Gas (CPG) a lo largo del país,

seis están ubicados en la región Sur-Sureste del país (en Chiapas, Tabasco y Veracruz) y

dos en la región Noreste: Burgos y Arenque (en Tamaulipas). En estos complejos existe un

total de 71 plantas de distintos tipos: endulzamiento de gas, recuperación de líquidos,

recuperación de azufre, endulzamiento de condensados, fraccionamiento y eliminación de

nitrógeno. Cabe mencionar que no todos los CPG producen gas LP.

Figura II.4 Distribución del gas L.P. al consumidor Fuente: SENER 2011.

II.3 DISTRIBUCION DEL DIÉSEL.

La actividad de distribución Diésel es muy similar de gas LP, que comprende la

entrega del hidrocarburo al consumidor final y se realiza a través de empresas privadas

mexicanas legalmente constituidas para realizar dicha actividad.



En la figura II.5 se muestran los principales puntos de venta de muchos productos

refinados por PEMEX, entre ellos el diésel.

Las empresas de transporte de Diésel utilizan: semirremolques y dobles

semirremolques, con capacidades que van de 31 mil a 54 mil litros, para el traslado del

hidrocarburo desde las instalaciones de PEMEX hasta las plantas de distribución,

principalmente. De ahí se reparte a otras estaciones o puntos de venta o directamente al

consumidor final por pipas o carrotanques.

Figura II.5 Principales puntos de venta de productos refinados por PEMEX Fuente PEMEX

2011.

II.4 DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL

El transporte de gas natural a través del territorio nacional se efectúa por medio de un

sistema integrado por gasoductos de diferentes diámetros y longitudes, trampas de diablos,



válvulas de seccionamiento, válvulas troncales, pasos aéreos y cruces de ríos, de carreteras

y de ferrocarriles.

Figura II.6 Sistema de distribución de gas natural. Fuente: Material didáctico del seminario

de gas natural. Año 2007.

La red de gasoductos del país está constituida por el Sistema Nacional de

Gasoductos (SNG) y el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PEMEX Gas y

Petroquímica Básica (PGPB). Asimismo, lo integran gasoductos privados, en algunos casos

fronterizos interconectados con el sur de Estados Unidos, otros conectados al SNG o

aislados.

PEMEX Gas y Petroquímica Básica transporta el gas natural a los grandes

consumidores, así como a la entrada de las ciudades, mientras que la distribución al interior

de éstas, en la mayoría de los casos, está a cargo de empresas privadas. Al cierre de 2011,

PEMEX reportó una red de ductos en operación de aproximadamente 11,296 km para

transportar gas natural.



Figura II.7 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a

2011. Fuente: SENER 2011.

Características de una red de distribución de gas natural.

A continuación se enlistan las características que deberá cumplir de acuerdo con la

normativa nacional e internacional vigente:

- Proveer la entrega continua del gas natural.

- Mantener las presiones de operación previstas.

- Emplear materiales probados internacionalmente.

- Incorporar nuevas tecnologías probadas.

- Utilización de normas nacionales e internacionales en la construcción.

- Dar seguridad al público durante la ejecución de los trabajos y la introducción del

sistema.

- Construir el sistema con las menores molestias a la ciudadanía.

- Construir y operar un sistema de primera clase.



El suministro de gas natural, para quemarse en las fuentes fijas, se hace a través de

ductos subterráneos de transporte y distribución. Se suministra en diferentes rangos de

presión (de 4 a 32 kgf/cm²) y temperatura (de 8 a 38 °C) a la industria y a las redes de

distribución comercial y doméstica.

Dado que el gas pierde presión al ser transportado y recorrer grandes distancias, es

necesario comprimirlo para asegurar un flujo uniforme. Por lo tanto, a lo largo del ducto

existen estaciones de compresión, las cuales permiten incrementar la presión para hacer

llegar el producto en condiciones operativas óptimas. Al cierre de 2011, PEMEX operó 11

estaciones de compresión, de las cuales 10 son propiedad de PGPB y una de PEMEX

Exploración y Producción (PEP), la estación Cd. PEMEX (véase Mapa). La capacidad de

compresión instalada de PEMEX tuvo una potencia de 328,310 caballos de fuerza (HP) al

cierre de 2011.

La compresión por parte de privados tuvo una capacidad de potencia de 179,848 HP

y correspondió a ocho estaciones de compresión, algunas ubicadas a lo largo de SNG, otras

en el sistema de Naco-Hermosillo y el sistema de Baja California

Las 19 estaciones de compresión, tanto de PEMEX como de privados, acumularon

una capacidad de potencia total de 508,158 HP.

En 2010 entró en operación la estación de compresión Chávez, en Coahuila, que

comprime el gas que se transporta a través de un gasoducto de 16 pulgadas desde Chávez

hasta Durango, para suministrar principalmente a la planta de generación eléctrica La

Trinidad. La estación de compresión Chávez reportó una capacidad instalada de 7,110 HP

en 2011.

Transporte

El transporte de gas natural por ductos es la actividad de recibir, conducir y entregar

gas. Esta actividad debe realizarse al amparo de un permiso otorgado por la CRE. En

conformidad con el marco regulador, dicha actividad puede realizarse bajo tres

modalidades:

• Transporte para usos propios (TUP). El permiso implica recibir, conducir y entregar gas

por medio de ductos que tengan por objeto satisfacer exclusivamente las necesidades del

solicitante. Los permisos de transporte para usos propios serán otorgados para una

capacidad y trayecto determinados y sus titulares sólo podrán ser usuarios finales.

• Transporte para usos propios en sociedades de autoabastecimiento (SAB). Este permiso se

otorga en los mismos términos que el permiso para usos propios, pero el usuario final será

una sociedad de autoabastecimiento. Sólo los usuarios finales que consuman gas para usos

industriales, comerciales y de servicios podrán constituir o formar parte de sociedades de

autoabastecimiento, y únicamente podrán entregar gas a los socios que las integren.



• Transporte de acceso abierto (TRA). Consiste en recibir, conducir y entregar gas natural

por medio de gasoductos mediante la prestación de servicios en base firme e interrumpible,

cuando esta última modalidad de servicio sea factible y esté disponible para los usuarios, de

acuerdo con las condiciones generales para la prestación del servicio.

Empresas Distribuidoras.

La empresa distribuidora recibe el gas natural del transportista en una estación de

medición y regulación, también llamada Estación de Transferencia de Gas, localizada en

los límites del sistema de distribución. Es ahí donde la distribuidora lo odoriza, lo mide y

regula la presión de distribución.

En materia de distribución, desde su creación la CRE ha autorizado 22 permisos, de

los cuales 20 permanecen activos. Dichos permisos comprenden una red de distribución

que alcanzó una longitud total de 46,312 km hasta abril de 2012. La inversión asociada a

dicho sistema asciende a aproximadamente 1,867 millones de dólares (asumiendo el tipo de

cambio de diciembre de 2011).

Con base en la información reportada por los 20 permisionarios de distribución que

operan actualmente, en diciembre de 2011 el servicio de distribución atendía a 2,094,314

usuarios, lo que representa un aumento de 3.2% respecto a 2010 (véase cuadro).

De acuerdo con la información preliminar disponible a abril de 2012, la energía

conducida en la red de distribución fue de 343.4 millones de Gigajoules en 2011. La

inversión correspondiente a las líneas de gasoductos, inmuebles y equipo ascendió a 25,677

millones de pesos (equivalentes a 1,867 millones de dólares de diciembre de 2011). De

igual forma, los distribuidores incrementaron la longitud de la red en 920 km, con lo que se

alcanzó una longitud total de 46,312 km. Esto representó un aumento de 2.0% respecto al

cierre del año anterior.

En 2011, el Gobierno del Estado de Jalisco, así como el permisionario Gas Natural de

Juárez, S.A. de C.V., manifestaron el interés de desarrollar un sistema de distribución en los

municipios de Armería, Colima, Manzanillo, Tecomán y Villa de Álvarez, en Colima y

Zapotlán el Grande, Sayula y Tuxpan, en Jalisco. Como resultado de lo anterior, el 16 de

junio de 2011, mediante la Resolución RES/200/2011, se determinó la Zona Geográfica de

Occidente, que abarca los municipios antes señalados.

De igual forma, en febrero de 2012, Gas Natural de Juárez, S. A. de C. V. presentó a la

CRE la manifestación de interés para que se desarrolle un sistema de distribución de gas

natural en los municipios de Morelia, Lázaro Cárdenas, Pátzcuaro y Uruapan, en

Michoacán, iniciándose la evaluación correspondiente.



Tabla II.1 Número de usuarios por permisionario de distribución, 2009-2011 Fuente: CRE

2011.

En el primer trimestre de 2012, la CRE inició los trabajos correspondientes al

proceso de licitación pública internacional, LIC-GAS-018-2012, que tendrá por objeto el

otorgamiento de un primer permiso de distribución de gas natural para la Zona Geográfica

de Morelos.

Almacenamiento.

Respecto al almacenamiento en terminales de gas natural licuado (GNL),

actualmente existen tres permisos con una inversión estimada en 3,037 millones de dólares

y una capacidad de almacenamiento de 1.2449 millones de metros cúbicos (MMm³).

Adicionalmente, es importante mencionar que se ha otorgado un permiso para

almacenamiento subterráneo, con una inversión comprometida de 200 millones de dólares.

En abril de 2012, la terminal de GNL de Altamira cumplió cinco años y medio de

operación ininterrumpida en el Golfo de México. En este lapso recibió la descarga de más

de 250 buques transportadores de GNL. Esta terminal tiene una capacidad de regasificación

nominal de 14.1650 millones de metros cúbicos diarios (MMm³d) y una capacidad máxima



de 21.52 MMm³d (760 MMpcd). Con ello, se contribuye a garantizar el abasto de gas

natural para las centrales de ciclo combinado de Altamira V, Tuxpan V y Tamazunchale I.

La terminal de GNL Costa Azul localizada en Baja California tiene una capacidad

nominal de 28.32 MMm³d (1,000 MMpcd) y una capacidad pico de 36.81 MMm³d (1,300

MMpcd). Con ello, se busca asegurar el abasto de gas natural de las centrales de ciclo

combinado ubicadas en Rosarito y en Mexicali. Adicionalmente, el permisionario está

realizando una temporada abierta para negociar contratos de servicio de almacenamiento

con usuarios potenciales, que le permitan la ampliación de su terminal al doble de su

capacidad actual.

La terminal de GNL, ubicada en Manzanillo, Colima, cuenta con una capacidad de

regasificación de 14.16 MMm³d. La terminal fue inaugurada en marzo de 2012 y abastecerá

a la central Manzanillo I, así como a las futuras centrales Guadalajara I y II (a través del

gasoducto Manzanillo – Guadalajara). También llevará gas a las centrales en operación de

El Sauz, Salamanca y Bajío (mediante su interconexión al SNG).

El permiso de almacenamiento subterráneo de gas natural otorgado a la empresa

Almacenamiento Subterráneo del Istmo, S. A. de C. V., para el desarrollo, construcción y

operación de un almacenamiento de gas natural en Tuzandépetl, Veracruz, continúa en un

proceso de evaluación de ingeniería especializada para determinar la aptitud de las cavernas

en la cuales se almacenaría el gas natural. El proyecto tiene una inversión aprobada de 200

millones de dólares y permitirá la modernización del SNG, así como la posibilidad de

ofrecer servicios adicionales a los usuarios de dicho sistema para adaptarse a la demanda

creciente de gas natural.



CAPITULO III



CAPITULO III

NORMATIVIDAD APLICABLE AL GAS NATURAL Y GAS L.P EN MÉXICO

III. 1 Marco Regulatorio Básico de la Industria de gas L.P.

El marco regulatorio del mercado de gas L.P. en México está conformado por leyes,

reglamentos y normas, fundamentadas en la Constitución Política de los Estados Unidos

Mexicanos, a través de las cuales se definen las bases jurídicas, técnicas, metodológicas,

económicas, comerciales, organizacionales y, en general, todos los mecanismos que

permiten el mejor aprovechamiento de gas L.P.

El conjunto general de disposiciones que regulan a la industria de gas LP en México

se integra por los instrumentos jurídicos siguientes:

• Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos

• Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo

• Ley Orgánica de la Administración Pública Federal

• Ley de la Comisión Reguladora de Energía

• Ley de Petróleos Mexicanos

• Ley Federal de las Entidades Paraestatales

• Ley Federal sobre Metrología y Normalización

• Ley de Planeación

• Ley de los Impuestos Generales de Importación y Exportación

• Ley de Inversión Extranjera

• Ley Federal de Protección al Consumidor

• Ley Federal de Competencia Económica

• Ley de Comercio Exterior

• Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del

Petróleo

• Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos

• Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.

• Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización

• Reglamento Interior de la Secretaría de Energía

• Reglamento de Gas Licuado de Petróleo

• Reglamento de la Ley Federal de Competencia Económica

• Reglamento de la Ley Federal de Protección al Consumidor

• Reglamento de la Ley de Inversión Extranjera y del Registro Nacional de Inversiones

Extranjeras

• Normas Oficiales Mexicanas

• Directivas y Resoluciones expedidas por la CRE

• Acuerdos y Decretos

La regulación vigente del mercado de gas LP considera la participación pública y

privada. Petróleos Mexicanos (PEMEX) concentra la producción nacional del combustible,

las Ventas de Primera Mano (VPM), el transporte por ductos y la operación de las

terminales de suministro de su propiedad. Por su parte, el sector privado participa en las

actividades de transporte (principalmente por vía terrestre), a través de ductos o por otros



medios; la distribución, ya sea mediante estaciones de carburación para vehículos o

directamente hacia los usuarios finales -requiriendo para ello autotanques y recipientes

transportables-; el almacenamiento y la operación de varias terminales de suministro.

Las principales atribuciones de la SENER en materia de gas LP, en términos de lo

dispuesto por el Artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal

(LOAPF), son las siguientes:

• Otorgar, y en su caso, cancelar permisos y autorizaciones en materia energética, conforme

a las disposiciones aplicables.

• Regular y, en su caso, expedir Normas Oficiales Mexicanas sobre producción,

comercialización, compra-venta, condiciones de calidad, suministro de energía y demás

aspectos que promuevan la modernización, eficiencia y desarrollo del sector, así como

controlar y vigilar su debido cumplimiento.

• Ordenar que se realicen visitas de inspección a las instalaciones de los órganos,

organismos y empresas del sector y, en general, a toda persona física o moral que realice

cualquiera de las actividades normadas.

• Iniciar, tramitar y resolver procedimientos administrativos e imponer las sanciones que

correspondan, en términos de las disposiciones aplicables.

• Aplicar el Reglamento de Gas Licuado de Petróleo.

Figura III.1 Autoridades reguladoras del mercado de gas L.P. Fuente SENER 2011.



El Reglamento de Gas Licuado de Petróleo (RGLP) constituye un instrumento

integral que determina los derechos y obligaciones de los participantes en el mercado de

gas LP, a fin de brindar certeza jurídica ante los actos que realicen las autoridades y los

permisionarios. Asimismo, establece los principios normativos para el desempeño de las

actividades estratégicas relacionadas con el gas LP. Dicho ordenamiento se refiere a las

autoridades reguladoras y a sus atribuciones; a las relaciones entre los participantes de la

industria; a los precios y tarifas aplicables; al régimen de permisos y obligaciones; a las

condiciones de seguridad y normalización; a los términos y condiciones para la prestación

de cada tipo de servicio y a las sanciones derivadas del incumplimiento a las

disposiciones.

Metodología de precios del gas L.P.

En 2003, se publicó un Decreto en el Diario Oficial de la Federación (D.O.F.) por el

cual el Ejecutivo Federal sujetó el precio del gas L.P. a precios máximos de venta de

primera mano y de venta a usuarios finales. Lo anterior, debido al impacto negativo en los

precios del gas L.P., reflejo de la incertidumbre en los mercados de los energéticos.

A partir de dicho año, los precios máximos de venta de primera mano (VPM) se

publican mes a mes, a través de la resolución emitida por la CRE que establece la

metodología del precio máximo del gas licuado de petróleo objeto de venta de primera

mano aplicable durante el mes que señala, conforme al decreto del Ejecutivo Federal

publicado el mismo mes en el D.O.F. En dicha resolución se modifica y amplía la vigencia

del diverso por el que se sujeta el gas licuado de petróleo a precios máximos de venta de

primera mano y de venta a usuarios finales.

Directiva de Distribución.

La citada Directiva tiene como objetivo establecer las reglas de operación mínimas en

el desarrollo del servicio de Distribución de los permisionarios de gas L.P., las

características con las que deberá prestarse el servicio de Supresión de Fugas y la forma, los

términos y las condiciones bajo los cuales los Permisionarios deberán presentar la

información solicitada en tal Directiva.

Normalización.

La normalización consiste en la determinación de especificaciones técnicas

fundamentales con la finalidad de evaluar y hacer una prevención integral de riesgos en la

implantación del manejo y distribución del gas L.P. en México. Sus herramientas son la

formulación y expedición de normas - Norma Oficial Mexicana (NOM), Norma Mexicana

(NMX) y Norma de emergencia (NOM-EN)- y la evaluación de la conformidad

(organismos de certificación, laboratorios de pruebas y unidades de verificación). Lo

anterior, para que todos los proyectos de instalaciones en materia de gas L.P. se realicen

con la infraestructura tecnológica adecuada, garantizando las actividades de

aprovechamiento del gas L.P., así como la seguridad de la población en general.



El Subcomité de Normalización en Materia de Gas Licuado de Petróleo tiene a su cargo la

elaboración o actualización de las NOM, destacando las siguientes:

• NOM-001-SESH-2010 “Plantas de Distribución de Gas L.P.- Diseño, construcción,

operación y condiciones de seguridad”.

• NOM-003-SESH-2010 “Estaciones de Gas L.P. para Carburación.- Diseño, construcción,

operación y condiciones de seguridad”.

• NOM-005-SESH-2010 “Equipos de Carburación de Gas L.P. en vehículos automotores y

motores estacionarios de combustión interna.- Instalación y mantenimiento”.

• NOM-006-SESH-2010 “Talleres de Equipos de Carburación de Gas L.P.-

Especificaciones de seguridad, operación y mantenimiento”.

• NOM-007-SESH-2010 “Vehículos para el transporte, suministro y distribución de Gas

L.P.- Condiciones de seguridad, operación y mantenimiento”.

• NOM-008-SESH/SCFI-2010 “Recipientes Transportables para contener Gas L.P.

“Especificaciones de fabricación, materiales y métodos de prueba”.

• NOM-009-SESH-2011 “Recipientes para contener Gas L.P., tipo no transportable.

Especificaciones y métodos de prueba”.

• NOM-012-SESH-2010 “Calefactores de ambiente que utilizan Gas L.P. o Gas Natural.

“Especificaciones y métodos de prueba”.

III.2 Normatividad Aplicable al gas natural.

El marco normativo básico de la industria del gas natural se conforma por los

siguientes ordenamientos:

• Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.

• Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

• Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.

• Ley de Petróleos Mexicanos.

• Ley de la Comisión Reguladora de Energía.

• Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

• Ley Federal de las Entidades Paraestatales.

• Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

• Ley de Planeación.

• Ley Federal de Competencia Económica.

• Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del

Petróleo.

• Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos.

• Reglamento Interior de la Secretaría de Energía.

• Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.



• Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

• Reglamento de la Ley Federal de Competencia Económica.

• Reglamento de Gas Natural.

• Normas Oficiales Mexicanas.

• Directivas y Resoluciones expedidas por la CRE.

Principales atribuciones de la Secretaría de Energía y de la CRE en materia de gas

natural

De conformidad con el marco normativo aplicable a la industria del gas natural, la

Secretaría de Energía (SENER) está facultada para:

• Establecer y conducir la política energética del país.

• Ejercer los derechos de la Nación en materia de petróleo y todos los carburos de

hidrógeno sólidos, líquidos y gaseosos.

• Conducir y supervisar la actividad de las entidades paraestatales sectorizadas en la propia

Secretaría, así como la programación de la exploración, explotación y transformación de los

hidrocarburos.

• Promover que la participación de los particulares en las actividades del sector sea en los

términos de la legislación y de las disposiciones aplicables.

• Elaborar la planeación energética a mediano y largo plazos, así como fijar las directrices

económicas y sociales para el sector energético paraestatal.

• Integrar el Consejo Nacional de Energía.

• Proponer al Titular del Ejecutivo Federal la plataforma anual de producción del petróleo y

del gas de petróleos mexicanos (PEMEX), con base en las reservas probadas y los recursos

disponibles, dando prioridad a la seguridad energética del país en el marco de la Estrategia

Nacional de Energía.

La CRE, de acuerdo con su Ley, es un órgano desconcentrado de la SENER, con

autonomía técnica y operativa, que tiene por objeto promover, entre otras, el desarrollo

eficiente de las actividades siguientes:

• Las ventas de primera mano del gas.

• El transporte y distribución del gas por medio de ductos, así como del almacenamiento

que se encuentre directamente vinculados a estos, o que forme parte integral de las

terminales de importación o distribución.

Para el cumplimiento de su objeto, la CRE tiene, entre otras, las atribuciones siguientes:



• Aprobar y expedir los términos y condiciones de las ventas de primera mano del gas, así

como las metodologías para la determinación de sus precios, salvo que existan condiciones

de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de Competencia, o que sean

establecidos por el Ejecutivo Federal mediante Acuerdo.

• Determinar las zonas geográficas exclusivas de distribución del gas.

• Aprobar y expedir los términos y condiciones a que deberá sujetarse la prestación de los

servicios de transporte, almacenamiento y distribución del gas que se realice por medio de

ductos.

• Expedir las metodologías para el cálculo de las contraprestaciones por dichos servicios,

salvo que existan condiciones de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de

Competencia.

• Establecer los términos y condiciones a que deberán sujetarse los sistemas de transporte y

almacenamiento que formen parte de sistemas integrados y sus tarifas.

• Otorgar y revocar permisos y autorizaciones para la realización de las actividades

reguladas.

• Ordenar las medidas de seguridad e imponer, en el ámbito de su competencia, las

sanciones administrativas que, en su caso, correspondan.

De conformidad con su Ley, la CRE cuenta con facultades para regular los términos y

condiciones a que deberán sujetarse las ventas de primera mano de gas natural, así como las

metodologías para la determinación de sus precios. La venta de primera mano (VPM) se

define como la primera enajenación de gas natural que PEMEX, sus organismos

subsidiarios o las personas morales que aquéllos controlen, realicen en territorio nacional a

un tercero.

Normas Oficiales Mexicanas.

Una de las facultades con que cuenta la CRE es la expedición de Normas Oficiales

Mexicanas relativas a las actividades reguladas en materia de hidrocarburos.

A continuación se muestran las Normas Oficiales Mexicanas expedidas por la CRE en

materia de gas natural, que se encuentran vigentes a la fecha.

Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural

(cancela y sustituye a la NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural y a la NOM-EM-

002-SECRE-2009, Calidad del gas natural durante el periodo de emergencia severa).

Norma Oficial Mexicana NOM-002-SECRE-2010, Instalaciones de aprovechamiento de

gas natural (cancela y sustituye a la NOM-002-SECRE-2003, Instalaciones de

aprovechamiento de gas natural).



Norma Oficial Mexicana NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gas natural y gas

licuado de petróleo por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997,

Distribución de gas natural).

Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural (cancela y

sustituye a la NOM-007- SECRE-1999, Transporte de gas natural).

Norma Oficial Mexicana NOM-010-SECRE-2002, Gas natural comprimido para uso

automotor. Requisitos mínimos de seguridad para estaciones de servicio.

Norma Oficial Mexicana NOM-011-SECRE-2000, Gas natural comprimido para uso

automotor. Requisitos mínimos de seguridad en instalaciones vehiculares.

Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño,

construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural

licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción,

vaporización y entrega de gas natural. (Sustituye a la NOM-EM-001-SECRE-2002,

Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas

de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de

recepción, conducción, regasificación y entrega de dicho combustible).

Cabe señalar que el 24 de junio de 2011 se publicó en el D.O.F. el Aviso de

Cancelación de las Normas Oficiales Mexicanas NOM-008-SECRE-1999, Control de la

corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas, y NOM-009-SECRE-

2002, Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y gas L.P., en ductos,

publicadas el 27 de enero de 2000 y 8 de febrero de 2002, respectivamente.

Adicionalmente, con el propósito de adecuar la normatividad conforme a las

innovaciones tecnológicas y a las prácticas internacionalmente reconocidas en la industria,

el Programa Nacional de Normalización 2012 contempla la revisión y actualización de las

siguientes NOM’s y proyectos de NOM:

• NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural.

• NOM-010-SECRE-2002, Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos

mínimos de seguridad para estaciones de servicio.

• NOM-011-SECRE-2000, Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos

mínimos de seguridad en instalaciones vehiculares.

• NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación

y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen

sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas

natural.

• PROY-NOM-003-SECRE-2005, Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por

ductos.



Unidades de Verificación.

Hasta el mes de mayo de 2012, se cuenta con 17 unidades de verificación para realizar

la evaluación de la conformidad de las Normas Oficiales Mexicanas en materia de gas

natural.



CAPITULO IV



CAPITULO IV

Análisis técnico económico y ambiental del uso del Carbón, Gas natural, Gas L.P y

Diésel a nivel industrial.

IV.1 Empresas que trabajan en diversos combustibles:

Cementos Moctezuma Planta Tepetzingo.

Corporación Moctezuma es una entidad que opera en el mercado con dos marcas

comerciales: Cementos Moctezuma y Concretos Moctezuma; dedicadas a la producción y

comercialización de estos productos.

Con respecto a la infraestructura cuentan con tres plantas productoras de cemento son

las más modernas a nivel mundial, dado que están equipadas con tecnología de punta que

permite una operación eficiente y amigable con el medio ambiente.

Además, al contar con la tecnología más innovadora, consumen la menor cantidad de

energía eléctrica por tonelada producida como parte del compromiso al respeto y cuidado

del medio ambiente. Cuentan con equipos para evitar la emisión de gases y polvos a la

atmosfera; así como viveros para el rescate y conservación de especies locales y planta de

tratamientos de aguas residuales.

La planta Tepetzingo se ubica en la carretera Tezoyuca – Tepetzingo km 1.9,

Municipio de Emiliano Zapata, Morelos.

En 1997 se inaugura la Planta Tepetzingo, Morelos; que tiene una capacidad de

producción de 2.5 millones de toneladas al año. Utiliza como combustible de proceso el

coque de petróleo o Pet coke. Con una extensión de 300 hectáreas, actualmente cuenta con

reservas de producción de más de 100 años, y es la única en su tipo en el país que tiene

triple certificación de calidad: ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001, obtenidos en el año

2003. Estas certificaciones les permiten garantizar la calidad de todos sus productos, sin

dejar de considerar aspectos sociales y ecológicos.

Para la construcción de Planta Tepetzingo, una de las consideraciones más importantes

fue su impacto ambiental. En este sentido, se desarrollaron sistemas que permiten que el

calor resultante de la calcinación de los insumos para la producción del cemento, sea

utilizado para precalentar las materias primas, optimizando el uso de recursos energéticos

no renovables. Así mismo, tiene un sistema de autogeneración de energía eléctrica y una

laguna de recuperación de los mantos freáticos de la zona.

La trituración de la caliza, uno de los principales elementos del cemento, se realiza de

forma subterránea, por lo que no se emiten polvos al medio ambiente.



Figura IV.1 Planta Tepetzingo vista aérea Fuente: Cementos Moctezuma 2013.

Figura IV.2 Planta Tepetzingo. Fuente: Cementos Moctezuma 2013.

En la planta Tepetzingo se producen cemento CPC de resistencia 30 y 40 y mortero.

A continuación se describe el proceso de fabricación del cemento:

Las principales materias primas para la fabricación del cemento provienen

directamente de las canteras. Estas consisten en piedra caliza y esquisto que son extraídos

utilizando explosivos o tractores. Para poder controlar la calidad de los materiales se cuenta

con un modelo geo-estadístico computarizado de la composición química de la cantera, lo

que asegura la utilización racional de los recursos a corto, mediano y largo plazo.

La segunda etapa del proceso consiste en la reducción del tamaño de los minerales

provenientes de las canteras por medio de trituración, los cuales pueden tener tamaños hasta

de un metro de diámetro. Durante esta etapa puede efectuarse la primera mezcla entre

calizas y esquistos, de acuerdo a estándares químicos según el tipo de cemento a

producirse. La composición química de la mezcla de minerales es determinada en línea, a

través de un analizador de neutrones, lo que permite que durante el proceso de trituración se



realicen ajustes continuos en la proporción de materiales. Finalmente debido al proceso de

almacenaje que se lleva a cabo en la galera de pre-homogenización se reducen las

variaciones en la calidad del material para lotes tan grandes, los que quedan listos para ser

utilizados en la siguiente etapa.

El siguiente paso en el proceso de producción de cemento es la molienda del clinker

producido en los hornos, en forma conjunta con otros minerales que le confieren

propiedades específicas al cemento. El yeso, por ejemplo, es utilizado para el tiempo de

fraguado (o endurecimiento) de la mezcla de cemento y agua, para permitir su manejo.

También se pueden adicionar otros materiales como las puzolanas o arenas volcánicas, las

que producen concretos más duraderos, impermeables y con menor calor de hidratación que

un cemento Pórtland ordinario compuesto sólo por clinker y yeso. En la planta Tepetzingo

se cuenta con dos líneas de producción con una alta eficiencia energética. El control del

tamaño de las partículas de cemento molido es muy importante pues afecta grandemente

sus propiedades. En la planta Tepetzingo se cuenta con un método avanzado de análisis a

base de rayos gama.

Finalmente, el cemento producido y almacenado en silos puede ser despachado en

pipas a granel para los grandes consumidores, o envasado en sacos.

IV.2 Empresa de Resistencias “X”, ejemplo de la tendencia a cambiar a gas natural en

la Industria.

Dicha empresa se encuentra ubicada en México D.F. Su capacidad instalada de

producción es de aproximadamente 10 millones de resistencias al año, las cuales utilizan

para su fabricación materiales (acero normal, acero inoxidable, cobre, incoloy, etc.) de

primera calidad y bajo estrictas normas de manufactura, cuentan con un laboratorio de

control de calidad modernizado, en el cual les hacen pruebas de operación a todos sus

productos, todas las resistencias de volumen cuentan con certificaciones "UL".

Proceso de fabricación de Resistencias de calentamiento.

Las resistencias de calentamiento son elementos que se fabrican a base de níquel,

donde la energía eléctrica se transforma en calor. Mediante la ley de joule podemos

determinar la cantidad de calor que es capaz de entregar una resistencia.

Esta cantidad de calor dependerá de la intensidad de tiempo que esté conectada. De

acuerdo a la ley de joule decimos que la cantidad de calor desprendido de una resistencia es

directamente proporcional al cuadrado de la intensidad de corriente y directamente

proporcional al valor de la resistencia y al tiempo.

Materiales que se ocupan en la fabricación de resistencias:

•Tubing de acero inoxidable tipo 304,316, incoloy 800, titanio y cobre.

•Alambre nicromel tipo 8020.



•Electroceramica (donde se aloja la bobina).

- Terminales níquel - cromo, con fibra de vidrio para alta temperatura, malla de acero

inoxidable y /o tubo plica.

- Óxido de magnesio (este material hace el compactado de las resistencias).

- Aluminio

El proceso de producción es relativamente simple, de acuerdo con el tipo de

resistencia que se desee fabricar se introduce la materia prima en un crisol que alcanza

temperaturas por encima de los 500°C. Se procede a introducir el crisol en un horno o a

colocar un quemador por debajo de dicho crisol y así alcanzar la temperatura de

fusión de la materia prima. Una vez alcanzada la fundición de la materia prima se

procede a vaciar la aleación en moldes para obtener una pieza con la forma y

especificaciones requeridas. Se deja enfriar dicha pieza ya sea por simple enfriamiento

con el medio ambiente o por algún otro método. Una vez que se enfría se liman las

rebabas o asperezas que pudiese tener y se puede someter a otros procesos como el

galvanizado entre otros. Posteriormente es enviada a un laboratorio de control de calidad.

Proyecto Empresa “x”

Entre los proyectos que se gestionaron en la empresa Gas Natural México en el año

2007, destaca el proyecto de una empresa la cual al cambiar del combustible gas L.P. a

gas natural ahorraba casi un 50% en su facturación, a continuación se enlista de forma

breve el número de equipos, consumo y facturación con gas natural y gas L.P en

noviembre del 2007.

Tabla IV.1 Carga máxima de acuerdo con las fichas técnicas de los equipos de la empresa

“x”

Cantidad Equipo Consumo máximo de gas

natural (m³/hr)

1 Horno Marconi 80.5

8 Crisol de 30 m3/hr 240

1 Crisol 45

1 Horno basculante 60

1 Cocina 2.6

Total carga máxima al arranque de planta 428.1

De acuerdo con sus registros esta empresa consumía en promedio 58,000 litros al mes

de gas L.P. Para poder establecer el volumen de gas natural necesario se debe afectar el

volumen de gas L.P. por un factor de conversión.



Cálculo de la conversión de litros de gas L.P a m³ de gas natural.

58,000 litros de gas L.P * 1 m3 gas natural = 42,647.05 m³ gas natural /mes

mes 1.36 litros gas L.P

Este factor de conversión corresponde a la densidad de una mezcla del 42 % de Gas Butano

y el 58 % Gas Propano.

Como el gas natural se factura de acuerdo con la energía utilizada por mes, debemos

convertir los metros cúbicos de gas natural utilizados en promedio mensual, a energía

utilizada mensualmente.

Cálculo de la energía mensual consumida

42,647.05 m3 gas natural * 0.00846 Gcal = 360.79 Gcal

mes 1 m³ gas natural mes

Fórmula para el cálculo del precio del gas natural (sin IVA)

Precio del gas natural = Precio de la molécula + Tarifa del transporte + Costo del

servicio + Costo de la distribución

Del precio contenido en la página de PEMEX: www.gas.pemex.comle corresponden los

siguientes valores para el mes de noviembre del 2007.

Cálculo del precio de la molécula

Precio de la molécula = 330 $ * 360.79 Gcal = 119,060 $/mes

(adicional notificado) Gcal mes

Tarifa del transporte = De acuerdo con la CRE en el D.F y Toluca no aplica esta tarifa, por

lo tanto el precio es = $ 0.00

Costo del Servicio = 119.43 $/mes

(medición y mantenimiento)

http://www.gas.pemex.comle/



Costo de la distribución = Este se calcula de acuerdo con la CRE en la siguiente tabla de

acuerdo con la energía (Gcal) consumidos.

Tabla IV.2 del cálculo de la tarifa de distribución. Fuente: CRE 2006

Gcal consumidas Precio establecido por la CRE

Nov 2007

Precio subtotal

$/ mes

0-20 (20 Gcal/mes)*(80.55 $/Gcal) 1,611

21-130 (130Gcal/mes)*(69.06$/Gcal) 8,977.8

131-183 (183Gcal/mes)*(55.73$/Gcal) 10,198.59

184- 28 (28 Gcal/mes)*(15.25 $/Gcal) 427

Total = 21,214.39

Precio por consumo de gas natural mensual (sin IVA) = 119,060 $/mes + 119.43 $/mes

+ 21,214.39 $/mes

Precio por consumo de gas natural mensual (sin IVA) = 140,394.52 $/mes

Cálculo del precio de gas L.P mensual

Precio del gas L.P = 4.08 $/litro

58,000 litros de gas L.P * 4.08 $

Mensual (sin IVA) litros L.P.

Precio del gas L.P = 236,640 $

Mensual (sin IVA) mes

Cálculo del ahorro mensual al trabajar en gas natural

Ahorro mensual = Precio del gas L.P – Precio del gas natural

Ahorro mensual = 236,640 $ - 140,394.52 $

mes mes

Ahorro mensual = 96,245.48 $

mes

Cálculo del ahorro anual al trabajar en gas natural

Ahorro anual = 96,245.48 $ * 12 meses

mes 1 año

Ahorro anual = 1,154,945.76 $

año



Tabla IV.3 Costos de contratación e instalación por cambiar a gas natural (precios sin IVA)

Concepto Costo ($)

Costo por estación de medición y servicio 200,000

Costo por obra civil y mecánica para

conexión con la red de gas natural y

permisos delegacionales

50,000

Costo por contrato con Gas Natural México 20,000

Costo por cambio de tuberías y ajuste de

espreas a equipos

100, 000

Costo por certificación de las instalaciones

ante la Entidad Mexicana de Acreditación

(EMA)

10,000

Costo por la obra civil para la Estación de

medición y servicio

10,000

Total 390,000

El tiempo de la obra es de tres a seis meses y no se realizará ningún paro de planta ya

que las obras dentro de la red del cliente se realizaran en días domingos. La empresa “x”

tendrá la opción de dejar sus tanques e instalaciones para gas L.P ya que el retiro de éstas

tiene un costo adicional.

Considerando que el cliente ahorra $ 96,245.48 en un mes y tendrá que invertir $390,000

en un solo pago se puede calcular el tiempo en que recuperará su inversión de la siguiente

forma:

Tiempo de recuperación = 390, 000 $ / 96,245.48 $/mes

de la inversión

Tiempo de recuperación de la inversión = 4.05 meses

Cabe destacar que este tiempo es menor a un año que es el tiempo en que una empresa

mexicana estima recuperar una inversión de este tipo, por lo que económica y técnicamente

es viable el proyecto para dicha empresa.

IV.3 ANÁLISIS ECONOMICO DE CADA COMBUSTIBLE

Análisis comparativo del precio en pesos por Gigacaloría ($/Gcal) para cada

combustible

Para este análisis se utilizará el ejemplo de la empresa “x” la cual consume mensualmente

360. 79 Gcal/mes o 58,000 litros.

Para el gas L.P (Precios con IVA del 16%)

Precio del gas L.P Marzo del 2013 = 12.11 $/1 kg gas L.P



1 Kg gas L.P = 1.85 L de gas L.P

Energía contenida en 1.85 L de gas L.P = 1.85 L gas L.P * (0.006192 Gcal/1 L Gas L.P) =

0.0115 Gcal

Se puede decir que 1 Kg de gas L.P contiene 0.0115 Gcal de energía y que dicha energía

tiene un costo de $12.11

$12.11/0.0115 Gcal = 1,053 $ /Gcal

Utilizando como combustible el gas L.P costaría $1,053 producir una Giga caloría con

éste.

Costo total mensual = 1,053 $ /Gcal * 360.79 Gcal/mes

Costo total mensual = $ 379,911.87 Si la empresa “x” siguiera trabajando en gas L.P

Para el diésel (Precios con IVA del 16%)

Precio del diésel Marzo del 2013 = 11.50 $/1 L de diésel

1 L de diésel = 0.009403 Gcal

Se deduce que 0.009403 Gcal tienen un costo de $11.50

$11.50/0.009403 Gcal = 1,223.01 $/Gcal

Utilizando como combustible el diésel costaría $1,223.01 producir una Giga caloría con

éste.

Costo total mensual = 1,223.01 $ /Gcal * 360.79 Gcal/mes

Costo total mensual = $ 441,249.77 Si ALPE trabajara en diésel.

Para el gas natural (Precios con IVA del 16%)

De la fórmula para el cálculo del precio de la molécula:

Precio del gas natural = Precio de la molécula + Tarifa del transporte + Costo del

servicio + Costo de la distribución

De la página www.gas.pemex.com para fines de facturación industrial se toma el precio de

la molécula Adicional notificado zona centro:

Precio de la molécula = 48.70 $/GJoule pero nuestra base de cálculo es en Gcal

http://www.gas.pemex.com/



Factor de conversión: 1 Gcal = 4.1868 GJoules

Precio de la molécula(unitario) = 48.70 $/GJoule * (4.1868 Gjoules/1 Gcal) = 203.89

$/Gcal

Precio de la molécula = 203.89 $/Gcal * 360.79 Gcal/mes = 73,561.47 $/mes

Tarifa del transporte= $0.00 ya que en el D.F y Toluca no se cobra el transporte.

Es importante destacar que el costo por GCal se cobra en función del consumo del cliente

industrial.

Suponiendo que dicho cliente industrial entra dentro del Bloque I y que consumirá en el

mes de 0 a 3,488 GJoules se le cobrará el siguiente concepto:

360.79 Gcal/mes *4.1868 = 1,510.55 Gjoules/mes * 12.79 $/Gjoule =

19,319.93 $ / mes

Costo por el servicio: 1,592.68 $/mes

Costo total de gas natural = 73,561.47 $/mes + $0.00 + 19,319.93 $/mes =

Costo total de gas natural = 94,474.08 $/mes + IVA (16%)

Costo total de gas natural = 109,589.93 $/mes

De la página www.cre.gob.mx se toman estos precios los cuales no incluyen IVA.

Utilizando como combustible el gas natural costaría $258.76 producir una Giga caloría con

éste.

TABLA IV. 4 CUADRO COMPARATIVO DE LOS GASTOS MENSUALES POR

CONSUMO DE COMBUSTIBLE

COMBUSTIBLE PRECIO MENSUAL

Gas L.P $ 379,911.87

Diésel $ 441,249.77

Gas Natural $109,589.93

Como puede observarse el costo por operar en gas natural es sumamente bajo con

respecto a otros combustibles. Se omite aquí el análisis con el coque de petróleo ya que el

uso de éste no está permitido dentro de zonas urbanas.

http://www.cre.gob.mx/



TABLA IV.5 CUADRO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS

DEL COQUE DE CARBONO, GAS L.P, Y DIÉSEL.

Combustible/

Características

Precio por Giga

caloría

producida (IVA

incluido) $

Contenido de

azufre (%)

Densidad Otro

Coque de petróleo No se calcula ya

que no se utiliza

en zonas urbanas

4.6 0.8 gg/cc Cenizas:

0.41% peso.

Materias

volátiles:

10.28%peso

Contiene

trazas de

Níquel y

Vanadio

(metales

pesados)

Diésel 1,223.01 0.021 0.82 Kg/lt Trazas de

Aromáticos

Gas L.P 1,053 Despreciable 2.01 (aire =1.0) No

reportado

Gas natural 258.76 Despreciable 0.61 (aire =1.0) Total de

inertes (CO2

y N2) Máx.

= 4-6 %

Vol



CONCLUSIONES

}



CONCLUSIONES

Los combustibles son de gran importancia para cubrir las necesidades de las

industrias. El seleccionar un combustible adecuado implica analizar costos de operación,

mantenimiento, disponibilidad e impacto ambiental.

De acuerdo con el trabajo anterior se observa que el coque de petróleo y diésel

contienen azufre, siendo primero el que más tiene de ambos.

Es importante mencionar que para la utilización del coque de petróleo las industrias

deben contar con equipos capaces de filtrar las emisiones de cenizas. De igual forma el

coque de petróleo puede contener trazas de níquel y vanadio producto de las reacciones

químicas llevadas en la refinería.

El níquel y vanadio son metales pesados los cuales pueden llegar a contaminar el

ambiente generando grandes problemas de salud entre la población como el cáncer;

generando costos en el tratamiento de estas enfermedades al sector Salud Público.

Actualmente el coque de petróleo es utilizado por cementeras y plantas generadoras de

energía las cuales deben contar con un estricto control ambiental de sus emisiones, así

mismo estás empresas deben de ubicarse lejos de grandes ciudades para evitar afectar con

sus emisiones a la población.

Con respecto al diésel, su uso está muy controlado por las normativas mexicanas ya

que si los equipos que utilizan este combustible no se encuentran en condiciones óptimas

pueden generar emisiones de contaminantes muy tóxicos a la atmósfera, por lo que es

necesario un riguroso control en el mantenimiento de los equipos que trabajan con este

combustible así como el monitoreo constante de las emisiones tanto de azufre como de

otros contaminantes.

Para el caso del gas L.P. y natural no se reportan emisiones de azufre a la atmósfera

ya que cuando salen del centro procesador ambos cumplen con la normativa ambiental. Es

importante destacar que ambos aunque son gases tienen diferentes densidades con respecto

al aire, dicha propiedad hace de más alto riesgo al gas L.P pues su densidad es casi dos

veces mayor que el aire, por lo que en una contingencia por fuga de éste gas se deben

extremar precauciones ante un riesgo de explosión. La densidad del gas natural disminuye

su riesgo en su uso pues se disipa fácilmente hacia la atmósfera. Así mismo, no se requieren

instalaciones especiales ni tanques de almacenamiento para su uso, sólo el estar conectado a

una red de distribución de acuerdo con las normativas vigentes.

Hablando de costos, el precio del gas natural es mucho más bajo con respecto a los

otros tres combustibles exceptuando al coque el cual no puede ser utilizado en cualquier



empresa y seguramente su uso irá disminuyendo, pues la tendencia mundial es usar de

aquellos que sean amigables con el medio ambiente, haciendo más estrictas las normativas

ambientales.

La tendencia nacional de acuerdo con las prospectivas para el 2026 de la SENER

indican que existe una tendencia decreciente al uso del gas L.P ya que corresponderá al

mayor consumo del gas natural en el sector industrial. En este sentido, se prevé que para el

2026 el gas natural será el principal combustible del sector, seguido del coque de petróleo,

y el diésel.

El presente trabajo integró la información técnica, económica y ambiental para hacer

dicha comparación.

El uso del gas natural representa una ventaja económica con respecto a otros

combustibles ya que cuenta con todas estas propiedades al ser amigable con el ambiente,

con disponibilidad plena y de manejo fácil y seguro.



Referencias Bibliográficas

Fernando F. Blumenkron, (1997) Manejo y uso del gas L.P.; Décima Edición, Ed. Grupo

Kron, México D.F.

Lynn C Denny, (1962) Handbook Butane-Propane Gases; 4th Edition, Publisher Chilton

Company, Los Angeles, EE. UU., pág. 22.

Hoja de datos de seguridad para sustancias químicas Gas Licuado de Petróleo. PEMEX Gas

y Petroquímica Básica 2011.

Petróleos Mexicanos www.PEMEX.com, 2013.

SENER, Prospectiva del mercado del Gas Licuado de petróleo 2012-2026. México, 2012.

SENER, Prospectiva del mercado del Gas Natural 2012-2026. México, 2012.

SENER, Prospectiva del mercado de los petrolíferos 2012-2026. México, 2012.

http://www.pemex.com/



GLOSARIO

Almacenamiento: La actividad de recibir, mantener en depósito y entregar gas natural, que

se deposita en instalaciones fijas distintas a los ductos.

Barril: El barril equivalente de petróleo (BEP) es una unidad de energía equivalente a la

energía liberada durante la quema de un barril aproximadamente (42 galones

estadounidenses o 158,9873 litros) de petróleo crudo.

Bombeo neumático: Sistema artificial de producción que se emplea para elevar el fluido

de un pozo petrolero mediante la inyección de gas a través de la tubería de producción o del

espacio anular de ésta y la tubería de revestimiento.

Cargo por servicio: Porción de la tarifa asociada con los costos inherentes a la prestación

del servicio de transporte, almacenamiento y distribución para un usuario específico.

Cargo por uso: Porción de la tarifa basada en la prestación del servicio que refleja el uso

del sistema de acuerdo con el volumen de gas conducido o consumido a cuenta del usuario.

Cascabeleo: Es el sonido que se genera cuando dentro de un motor de combustión interna

un combustible explota antes de tiempo y el pistón todavía está subiendo. Puede ser

ocasionado por varias razones, generalmente el uso de combustibles de baja calidad.

Compresión: Energía mecánica que se aplica al gas natural para aumentar la presión y

facilitar su transporte a grandes distancias.

Compresor: Equipo instalado en una línea de conducción de gas para incrementar la

presión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería.

Criogénica: Planta que, mediante un proceso de bajas temperaturas, separa y elimina

cualquier componente del gas que pudiera afectar los sistemas de transporte y distribución,

como son el dióxido de carbono, el vapor de agua y los hidrocarburos pesados.

Distribución: Actividad de recibir, conducir, entregar y, en su caso, comercializar gas

natural por medio de ductos dentro de una zona geográfica.

Henry Hub: Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. En donde el

precio del energético se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del

gas natural que son negociados en el NYMEX (New York Mercantile Exchange).

Importaciones por balance: Importaciones para cubrir el déficit entre la oferta y la

demanda, en el Sistema Nacional de Gasoductos de PGPB.

Licuefacción del gas natural: Proceso de enfriamiento del gas natural a una temperatura

de -162°C, con lo cual se reduce su volumen por un factor de 600, convirtiéndose en

líquido. El gas natural licuado resultante es entonces transportable en buques



diseñados para tal propósito (buques metaneros), o puede ser almacenado en tanques.

Normas Oficiales Mexicanas: Normas de carácter obligatorio que expiden las

dependencias competentes sujetándose a lo dispuesto por la Ley General de

Metrología y Normalización.

Pie Cúbico: Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gas

natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es

igual a 1,000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y

temperatura.

Servicio de distribución: Es la comercialización y entrega de gas natural por el

distribuidor a un usuario final en una zona geográfica.

Transporte: Recepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de ductos

a personas que no son usuarios finales.

Usuario final: Persona que adquiere gas para su consumo.

Ventas de primera mano: Primera enajenación del gas de origen nacional que efectúe

PEMEX a favor de un tercero, para ser entregada en territorio nacional.

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