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Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. IV.1
MANIFESTACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL, MODALIDAD PARTICULAR DEL PROYECTO “PLAN DE ORDENAMIENTO DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL EN EL PARQUE INDUSTRIAL BRUNO PAGLIAI EN VERACRUZ, VER.". Se presenta por segunda ocasión para evaluación de esa Secretaría, la presente
Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular (MIA-P) incluyendo
Actividad Altamente Riesgosa por el manejo del gas natural, tomando en cuenta
las observaciones y recomendaciones técnicas realizadas al contenido del primer
Estudio ingresado en esa Dirección General en Julio del año anterior (Oficio
resolutivo núm. S.G.P.A./DGIRA/DG.3165.08 de fecha 02 de Octubre de 2008),
pretendiendo satisfacer de esta manera los considerandos necesarios para que
sea emitida la autorización del proyecto “Plan de Ordenamiento de la Distribución
de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.” en materia
de impacto ambiental, con pretendida ubicación en ambos lados de la Carretera
Federal México – Veracruz, en las afueras de la Cd. (Ciudad) de Veracruz.
CAPÍTULO I. DATOS GENERALES DEL PROYECTO, DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DEL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL I.1. Proyecto
Como parte del Anexo Cartográfico (Anexo 1) se adjuntan los Planos No. 1:
Topográfico y No. 5: Espaciomapa, Escala horizontal 1:15,000 (impresos en
tamaño doble carta), elaborados a partir de la información publicada por el INEGI
(Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática) para la región
(Conjunto de Datos Vectoriales: Carta Topográfica E-14B49 “Veracruz”) y por
fotointerpretación de la Imagen de Satélite Quickbird 10100100056A0601 con
fecha de toma del 07 de Enero de 2007; mismos que señalan las características
de localización del proyecto y las localidades urbanas próximas para una mejor
comprensión de la trayectoria que cubre la longitud del gasoducto.
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I.1.1 Nombre del proyecto
Plan de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial
Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.
I.1.2 Ubicación del proyecto
La superficie pretendida para la construcción del gasoducto de 18” (pulgadas) de
diámetro y 0.406” de espesor en material API 5L X 52 para provisión de gas
natural al Parque Industrial Bruno Pagliai (PIBP), se ubica, como se mencionó
anteriormente, a ambos lados de la Carretera Federal México – Veracruz (Vía
Jalapa) en las afueras de la Cd. de Veracruz, Estado de Veracruz, a una cota
promedio medida en campo de 30 msnm (metros sobre el nivel del mar) entre el
Km (Kilómetro) núm. 430 y Km 435 de la citada Vía. En la Tabla I.1 se listan las
coordenadas del eje que representa la longitud del gasoducto, mismo que en el
ancho de su derecho de vía carece y limita con terrenos desprovistos de cubierta
vegetal, localizándose en una zona con uso de suelo predominantemente
industrial de acuerdo a la sectorización que enmarcaba la Versión inicial del
Programa de Ordenamiento Urbano de la Zona Conurbada Veracruz – Boca del
Río – Medellín – Alvarado (del año 1988, con Actualización 2002-2004 que será
analizada posteriormente en el Capítulo III para justificar la compatibilidad del
proyecto con los lineamientos y/o disposiciones establecidas para el sitio en dicho
instrumento de regulación) como se podrá observar en la Fig. I.1 y Plano No. 7:
Sectores Plan de Ordenamiento adjunto, Escala 1:15,000 del Anexo 1.
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Tabla I.1. Coordenadas proyectadas en el Sistema Universal Transverso de Mercator (Datum WGS
84 Zona 14) del eje central que define la trayectoria del gasoducto.
ID POINT_X POINT_Y ID POINT_X POINT_Y
1 787802.795 2122655.720 24 788855.541 2123095.059
2 787872.945 2122527.733 25 788776.357 2123123.952
3 788667.918 2123164.848 26 788667.903 2123164.854
4 788663.567 2123166.314 27 788675.348 2123162.046
5 788589.541 2123196.957 28 788667.903 2123164.854
6 788552.589 2123210.987 29 788855.328 2123095.157
7 788515.244 2123225.537 30 789033.096 2123028.280
8 788384.395 2123274.776 31 789066.709 2123015.610
9 788307.368 2123302.534 32 789202.246 2122951.274
10 788270.311 2123314.909 33 789379.672 2122882.075
11 788119.651 2123370.103 34 789606.037 2122797.636
12 788082.229 2123384.047 35 789762.941 2122734.758
13 788044.057 2123396.194 36 789820.782 2122710.795
14 788016.164 2123390.333 37 789878.080 2122691.144
15 788010.280 2123375.550 38 789946.207 2122670.263
16 787999.099 2123095.552 39 790058.229 2122630.024
17 787998.331 2123056.167 40 790244.310 2122558.736
18 787991.753 2122919.787 41 790471.984 2122484.258
19 787985.265 2122802.950 42 790614.403 2122429.099
20 787965.365 2122782.660 43 790673.171 2122408.548
21 787940.698 2122748.743 44 790951.041 2122301.390
22 787912.156 2122720.758 45 791017.364 2122274.220
23 787802.795 2122655.720 46 791109.908 2122233.120
47 791170.423 2122186.368
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Figura I.1. Imagen de Google Earth que muestra de manera general el eje del gasoducto resaltado
en color amarillo.
I.1.3 Tiempo de vida útil del proyecto Se estima una vida útil para la instalación de 30 años, misma que al concluir
deberá ser reemplazada para estar en condiciones de reestablecer el servicio.
I.1.4 Presentación de la documentación legal
Se anexa copia impresa del Instrumento No. 17,657 que obra en el Libro 625, que
hace constar el Contrato de Promesa Bilateral de Compra Venta y el Contrato de
Comodato que celebran Lorenzo Raúl Acierno Milchorena, León Arnulfo Flores
González y María Magdalena Elizondo Dávila con Autoabastecedora de Gas
Natural Bruno Pagliai, S.A. de C.V., ante el Lic. César Valente Martín Ortega,
Titular de la Notaría Pública No. 14 en el Municipio de Veracruz, Ver., el 18 de
Abril de 2008, como documentación que acredita el derecho para ejecutar el
proyecto en el área propuesta (adjunta en el Anexo 2 que contiene la
documentación de la empresa promovente del trámite).
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I.2 Promovente
I.2.1 Nombre o razón social
Autoabastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai, S.A. de C.V. (se adjunta también
I.2.2 Registro federal de contribuyentes del promovente
I.2.3 Nombre y cargo del representante legal como Director de Operaciones de GULF
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
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I.2.4 Dirección del promovente o de su representante legal
GULF ENERGY DE MÉXICO, S. de R.L. de C.V.
I.3. Responsable de la elaboración del estudio de impacto ambiental
I.3.1 Nombre o Razón Social
Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C. (se adjunta copia impresa
del Acta Constitutiva en el Anexo 3 que contiene la documentación de la empresa
responsable de la elaboración de la MIA-P).
I.3.2 Registro federal de contribuyentes o CURP
Fiscal e Inscripción en el Registro Federal de Contribuyentes en el Anexo 3).
I.3.3 Nombre del responsable técnico del estudio
Otros participantes:
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
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CAPÍTULO II. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
II.1 Información del proyecto
Se somete nuevamente a evaluación y dictaminación de la Dirección General de
Impacto y Riesgo Ambiental de la SEMARNAT, la presente Manifestación de
Impacto Ambiental, modalidad Particular (MIA-P) incluyendo Actividad Altamente
Riesgosa, en virtud de que es competencia de esa Unidad Administrativa las
regulaciones sobre la construcción, operación y mantenimiento de gasoductos, de
acuerdo a lo estipulado en el Artículo 28 (Fracción I) de la Ley General del
Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA) y 5º Inciso C) de su
Reglamento en Materia del Impacto Ambiental. Por otra parte, ya que la
realización de la obra no involucra procesos de cambio de uso de suelo (será
requerido únicamente la eliminación máxima de 100 ejemplares de porte arbóreo
que se distribuyen como “cerco vivo” de manera aledaña al cerco que delimita la
propiedad de los terrenos, sin conformar un mosaico de asociación vegetal), se
señala que no se considera la presentación del correspondiente Estudio Técnico
Justificativo como solicitud de Autorización en cumplimiento a la normatividad
aplicable en materia forestal.
II.1.1 Naturaleza del proyecto
El Plan Maestro de Ordenamiento contempla la construcción de un gasoducto con
una longitud total de 4.28 Km con origen en la Estación No. 1 “City Gate” hacia la
Estación No. 2 (alojada en la Planta de tubos de Tenaris-TAMSA), corriendo de
manera paralela al Camino a Santa Rita - Soledad de Doblado y sobre el derecho
de vía hasta entroncar con la Carretera Federal México - Veracruz (Vía Jalapa)
con una longitud parcial de 0.88 Km, continuando posteriormente también en
paralelo a la Carretera en mención con una extensión de 3.4 Km sobre su derecho
de vía con una derivación a la Estación No. 3 en la zona de Gran Prideco que
conectará en un futuro al Parque Industrial Santa Fé.
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Con el establecimiento de la infraestructura propuesta se pretende satisfacer la
demanda de las industrias ubicadas en el PIBP desde el Gasoducto Cactus – San
Fernando de 48” (punto de interconexión localizado en el cadenamiento
385+896.00 del mismo ducto) con las siguientes características:
- Presión máxima: 70 Kg/cm2 (Kilogramos por centímetro cuadrado), con un flujo
de gas de 147,895 m3/hr (metros cúbicos por hora).
- Presión normal: 25 Kg/cm2 con un flujo de 110,404 m3/hr.
- Presión mínima: 22 Kg/cm2 con un flujo de 8,660 m3/hr.
El sistema de transporte contará, además de la Estación de bombeo y medición,
así como las instalaciones de entrega requeridas, de lo siguiente:
- Trampa de envío de diablos (TED).
- Trampa de recibo de diablos (TRD).
- Patín de regulación y medición.
- Patín de regulación y medición en Tenaris-TAMSA.
- Sistema de control de válvulas.
- Cuarto con equipo de telecomunicación y monitoreo en áreas del comprador.
- Sistema de alimentación eléctrica propio.
- Sistema de relevo por sobre-presión.
El diseño, la ingeniería, construcción, operación y mantenimiento del ducto y
demás instalaciones cumplirá con los requerimientos establecidos en los
estándares internacionales con referencia a las Normas Oficiales Mexicanas
aplicables a los ductos de transporte de hidrocarburos.
La Estación No. 1 se ubicará anexa al punto de interconexión con el gasoducto de
48”. La recepción del gas será a una presión de 70 Kg/cm2, pasando
posteriormente por un sistema de filtrado, un cromatógrafo, un sistema de
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medición y un sistema de regulación que bajará la presión a 25 Kg/cm2 para ser
inyectado en el gasoducto cercano a la TED.
La Estación No. 2 (que se ubicará al interior de la Planta de Tenaris-TAMSA), se
interconectará al gasoducto a 2.37 Km de la Estación No. 1. En ella se hallará una
válvula reductora de 25 Kg/cm2 a 8 Kg/cm2, luego la tubería en 18” de diámetro
seguirá enterrada dentro de las instalaciones en una longitud de 280 m (metros)
para salir y recorrer sobre el rack de tuberías existente una longitud aproximada
de 340 m para conectarse con la tubería de gas existente proveniente de la
estación reguladora actualmente en uso.
La Estación No. 3, ubicada al otro extremo del gasoducto, contará con la trampa
de diablos de recibo correspondiente, un sistema de regulación de baja presión
para el cambio de 25 Kg/cm2 a 15 Kg/cm2 y un manifold de cinco válculas para
interconectar a otras empresas de la zona.
Se hace mención de que las tuberías a utilizar (de 18” de diámetro sin costura)
cumplen con las siguientes características:
• Serán las adecuadas para cumplir con el propósito requerido y con el
concepto de una aplicación efectiva de los costos asociados.
• Serán diseñadas y construidas cumpliendo con los códigos y normas
aplicables.
• Serán certificables.
• Se consideran factibles de ser construidas para operar en forma segura.
• Estarán diseñadas para una vida útil de 30 años.
• Mantendrán el diámetro interior constante para las líneas que tendrán
susceptibilidad de corrida de diablos instrumentados.
• Estarán diseñadas de modo que generen niveles altos de seguridad.
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• Como factor adicional y con la finalidad de permitir dar mayor flexibilidad en
el uso futuro de la línea, estarán diseñadas considerando tres metros
adicionales de eventual enterramiento respecto del espesor.
• Estarán protegidas de la corrosión exterior con la selección de un
recubrimiento anticorrosivo adecuado y la aplicación de un sistema de
protección catódica.
Presión de Diseño La tubería será diseñada para una presión interna de diseño igual a la presión
máxima de operación, que es equivalente a 70 Kg/cm2.
Temperatura de Diseño Para el diseño se considerará la temperatura media anual según los datos del
Municipio involucrado, que es de 25.4°C (Grados Centígrados). La temperatura
máxima detectada es de 42.7°C con fecha 04 de Marzo de 1983.
Composición del Gas La composición del gas natural se establece de acuerdo con lo indicado en la
Norma Oficial Mexicana: NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural (que
cancela y sustituye a la NOM-001-SECRE-1997, Calidad del gas natural).
Condiciones base: condiciones bajo las que se mide el gas natural
correspondientes a la presión absoluta de 98.07 kPa (Kilopascales) y temperatura
de 293.15 K (Grados Kelvin).
Condiciones estándar: condiciones bajo las que se mide el gas natural
correspondientes a la presión absoluta de 101.33 kPa y temperatura de 288.71 K.
La composición y el conjunto de características físico-químicas que posee el gas
natural se da acuerdo con las propiedades siguientes, las cuales se indican en la
norma de referencia:
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a) Poder calorífico, Índice Wobbe;
b) Densidad, factor de compresibilidad;
c) Densidad relativa y puntos de rocío;
El Índice Wobbe es la relación del poder calorífico superior (HS) en base
volumétrica, con respecto a la raíz cuadrada de la densidad relativa (√?), de
acuerdo con:
W ? = Hs / √
El componente principal del gas natural es el metano con pequeñas cantidades de
hidrocarburos pesados y gases no combustibles. La determinación de las
concentraciones de los componentes principales, secundarios y trazas, se realiza
de conformidad con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y en lo no
previsto por éstas, de acuerdo con la Práctica Internacionalmente Reconocida. Se
pueden tomar como referencia los métodos indicados en la bibliografía de la
Norma Oficial Mexicana. Los componentes presentes en el gas natural son:
- Componentes principales: metano, etano, propano, butanos, pentanos más
pesados, nitrógeno y bióxido de carbono.
- Componentes secundarios: hidrógeno, oxígeno, monóxido de carbono, helio.
- Trazas: ácido sulfhídrico, mercaptanos, azufre total.
Propiedades del gas La Tabla II.1 refiere las propiedades del gas natural en condiciones base de
presión y temperatura. El factor de corrección de 1 m3 (un metro cúbico) de gas
natural en condiciones estándar equivale a 1.05 m3 en condiciones base.
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Tabla II.1. Propiedades del gas natural.
Propiedad Unidades Especificación
Mínimo Máximo Máximo Dic./2005 Máximo Dic./2007
Oxígeno % Vol. --- 0.2
Inertes
Nitrógeno (N2)
Bióxido de carbono (CO2)
Total de inertes
% Vol. ---
5.0
3.0
5.0
Contenido de licuables a
partir del propano (C3+)
O bien, temperatura de
rocío de 1 a 8,000 kPa
l/m3
K (°C)
--- 0.059
271.15 (-2)
0.050 0.045
Humedad (H2O) mg/m3 --- 112
Poder calorífico superior MJ/m3 35.42 41.53
Índice Wobbe MJ/m3 45.8 50.6
Ácido sulfhídrico (H2S) mg/m3 --- 6.1
Azufre total (S) mg/m3 --- 150.0
Material sólido ---- Libre de polvos, gomas y cualquier sólido que pueda ocasionar problemas en
los ductos y sus instalaciones. Así como en cantidades que provoquen
deterioro en los materiales que normalmente se encuentran en dichas
instalaciones y que afecten su utilización.
Líquidos ---- Libre de agua, aceite e hidrocarburos líquidos.
Donde:
MJ/m3 = megajoules por metro cúbico.
mg/m3 = miligramos por metro cúbico.
% Vol. = Porcentaje en volumen.
K = Grados Kelvin.
kPa = kiloPascal.
m3 = Metro cúbico en condiciones base.
II.1.2 Selección del sitio
La modalidad de transportación de hidrocarburos a través de tuberías presenta
enumerables ventajas, tales como la reducción del peligro de accidentes y
derrames cuando se usa este tipo de infraestructura, además de la agilización en
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la distribución del producto, entre otras no menos importantes. La ejecución del
presente proyecto significa un incremento en la utilización de tuberías
subterráneas ya en marcha en la zona geográfica de Veracruz, lo cual implica
mayores posibilidades de protección al ambiente natural y socioeconómico. Se
señala que no se consideraron sitios alternativos para la realización de la obra;
siendo el criterio primordial su ubicación en una zona con uso predominantemente
industrial, siendo otro factor de suma importancia la disponibilidad de servicios y
mano de obra capacitada en el país y la ubicación estratégica de la zona al contar
con un fácil acceso. Se citan además los siguientes criterios de selección para la
definición de la trayectoria:
a) Criterios de ingeniería:
• Que la trayectoria del gasoducto cubriera la menor longitud posible.
• Utilizar al máximo la infraestructura del sector que se distribuye actualmente en
la región.
• Construir preferentemente sobre superficies planas.
b) Criterios socioeconómicos:
• Evitar afectar en lo máximo los núcleos de población, considerando su posible
radio de crecimiento.
• Contar con la factibilidad de poder adquirir el permiso de paso por los predios
afectados.
c) Criterios ambientales:
• Ubicación fuera de Áreas Naturales Protegidas (ANP´s).
• Ubicación preferentemente fuera de zonas turísticas o con potencial turístico.
• La exclusión de zonas donde existan especies en riesgo
Por otra parte, es importante manifestar que la empresa constructora se ha
posicionado en los últimos años como una empresa de vanguardia desde el
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tiempo de su constitución, teniendo siempre en mente los mercados y sus
necesidades, por lo que representa una agrupación dinámica comprometida con el
desarrollo de estos conceptos dentro del ámbito industrial.
II.1.3 Ubicación física del proyecto y planos de localización
En las Tabla I.1 y Plano Topográfico adjunto, se señaló la pretendida ubicación del
gasoducto en el municipio de Veracruz, pudiendo observarse para mejor
referencia el Alineamiento general como Anexo 4; que detalla las características
de la trayectoria propuesta.
II.1.4. Inversión requerida
El monto total aproximado para la construcción de la obra es de $83´760,000.00
M.N. (ochenta y tres millones setecientos sesenta mil pesos 00/100 M.N.), lo que
equivale a USD 5´965,811.97 con un tipo de cambio de $14.04 por dólar al 25 de
Enero del año en curso en www.banamex.com.mx; incluyendo tramitaciones,
permisos, pagos de derechos, compra de las tuberías y ejecución constructiva del
proyecto. Los costos correspondientes a la ejecución de las medidas preventivas y
de mitigación se calculan en $2´512,800.00 (Dos millones quinientos doce mil
ochocientos pesos 00/100 M.N.).
II.1.5 Dimensiones del proyecto
En virtud de que se trata de un proyecto lineal, con una longitud de 4.28 Km de
acuerdo a la información manifestada en el Capítulo I, la Tabla II.2 presenta las
coordenadas del ancho del derecho de vía (ocho metros) que cubre la superficie
total (34,240 m2) desprovista en sí de una comunidad vegetal; haciendo mención
además de que la trayectoria no cruza por cuerpos de agua permanentes o áreas
de conservación decretadas por la Autoridad competente.
Se hace mención de que en la superficie mencionada no han sido consideradas el
resto de las instalaciones pertenecientes al proyecto, representadas por las
estaciones de bombeo y medición.
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Tabla II.2. Coordenadas UTM (WGS 84 Zona 14) del derecho de vía que cubre la trayectoria.
ID POINT_X POINT_Y ID POINT_X POINT_Y
1 1 788930.805 67 791106.803 2122227.964
2 2 788856.059 68 791077.440 2122241.298
3 3 788664.270 69 791077.507 2122241.268
4 4 788590.279 70 791014.959 2122268.746
5 5 788553.308 71 791015.098 2122268.688
6 6 788385.087 72 790948.775 2122295.857
7 7 788308.025 73 790948.870 2122295.819
8 8 788270.973 74 790845.736 2122336.005
9 9 788082.882 75 790845.767 2122335.993
10 10 788044.162 76 790671.032 2122402.965
11 11 788014.701 77 790671.198 2122402.904
12 12 788008.293 78 790612.429 2122423.456
13 13 787983.308 79 790612.276 2122423.512
14 14 787963.833 80 790580.684 2122435.539
15 15 787939.177 81 790580.639 2122435.556
16 16 787910.926 82 790469.772 2122478.777
17 17 787800.081 83 790470.125 2122478.576
18 18 787871.190 84 790242.452 2122553.054
19 19 789033.776 85 790242.191 2122553.145
20 20 788930.522 86 790056.090 2122624.441
21 21 789067.412 87 790056.208 2122624.397
22 22 789033.799 88 789944.186 2122664.637
23 23 789203.100 89 789876.328 2122685.428
24 24 789067.564 90 789944.455 2122664.547
25 25 789363.060 91 789876.328 2122685.418
26 26 789202.926 92 789818.842 2122705.140
27 27 789481.293 93 789751.377 2122732.859
28 28 789362.686 94 789818.521 2122705.294
29 29 789606.746 95 789710.066 2122748.671
30 30 789481.286 96 789751.578 2122732.781
31 31 789606.785 97 789680.376 2122761.136
32 32 789683.455 98 789709.950 2122748.719
33 33 789683.462 99 789603.795 2122792.094
34 34 789713.036 100 789680.465 2122761.069
35 35 789712.916 101 789603.912 2122792.048
36 36 789754.428 102 789478.452 2122839.767
37 37 789754.404 103 789478.565 2122839.702
38 38 789821.548 104 789359.957 2122882.912
Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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39 39 789878.915 105 789360.143 2122882.760
40 40 789821.429 106 789200.009 2122945.736
41 41 789878.664 107 789199.682 2122945.873
42 42 789946.791 108 789064.145 2123010.209
ID POINT_X POINT_Y ID POINT_X POINT_Y
43 43 790058.903 109 789064.600 2123010.016
44 44 789946.881 110 789030.987 2123022.686
45 45 790245.043 111 789031.057 2123022.660
46 46 790058.942 112 788927.803 2123060.126
47 47 790472.604 113 788927.879 2123060.098
48 48 790244.930 114 788853.133 2123089.596
49 49 790583.535 115 788665.784 2123159.234
50 50 790472.668 116 788587.326 2123191.374
51 51 790615.112 117 788382.319 2123269.140
52 52 790583.520 118 788286.018 2123303.342
53 53 790673.829 119 788080.269 2123378.368
54 54 790615.061 120 788043.744 2123389.991
55 55 790848.619 121 788020.553 2123385.118
56 56 790673.884 122 788016.240 2123374.284
57 57 790951.764 123 787991.137 2122800.359
58 58 790848.630 124 787969.962 2122778.770
59 59 791018.119 125 787945.261 2122744.805
60 60 790951.796 126 787915.846 2122715.964
61 61 791080.714 127 787810.848 2122653.522
62 62 791018.166 128 787878.212 2122530.620
63 63 791171.641 129 787871.190 2122526.771
64 64 791110.943 130 787878.212 2122530.620
65 65 791080.736 131 791171.641 2122187.945
66 66 791167.021 132 791167.021 2122181.437
II.1.6 Uso actual del suelo y/o cuerpos de agua en el sitio del proyecto y en
sus colindancias
De acuerdo al Plano No. 2: Uso de Suelo y Vegetación, Escala 1:15,000, que
forma parte del Anexo Cartográfico adjunto al presente Estudio, la trayectoria del
gasoducto se ubica principalmente en áreas que se constituyen como el derecho
de vía de la Carretera Federal México – Veracruz (Vía Jalapa), mismo que colinda
con terrenos de uso industrial y zonas de uso agropecuario sin atravesar ninguna
corriente superficial como lo muestra el Plano No. 8: Hidrología Superficial en el
Anexo 1; información que pudo constatarse durante los recorridos efectuados de
manera previa a la elaboración de esta MIA-P, identificándose en las limitantes
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zonas con uso agrícola y pecuario y derechos de vía donde el cambio de uso de
suelo ya se ha dado con anterioridad a la realización del proyecto propuesto por la
ejecución de diferentes actividades productivas de los pobladores de la región. De
manera general, el área de estudio presenta escurrimientos del 0 al 5%. En
relación a los recursos subterráneos (ver Plano No. 9: Hidrología Subterránea,
elaborado tomando como base la Carta Hidrológica de Aguas Subterráneas E14-3
del INEGI), la zona se constituye por materiales consolidados con posibilidades
altas.
Aún y cuando la obra se constituye como un proyecto lineal, esta no atraviesa
escorrentías superficiales intermitentes que pudieran presentan caudal en épocas
de mayor precipitación; ubicándose el área de estudio aproximadamente a 500 m
en línea recta de su punto más cercano al Río Grande (como podrá observarse en
el Plano No. 6: Cuerpos de Agua Cercanos, Escala 1:45,000 del Anexo
Cartográfico, habiéndose elaborado un Modelo Hidrológico con base en el Modelo
Digital de Elevaciones SRTM para tal fin), corriente de tipo permanente
proveniente del Norte que no será afectada por el desarrollo del proyecto.
En general, la trayectoria propuesta no se localiza en zonas de aprovechamiento
restringido para la vida silvestre, así como tampoco dentro de las ANP´s de
regulación federal ubicadas en el Estado (el Sistema Arrecifal Veracruzano en el
Golfo de México es la más cercana al área de estudio, misma que se localiza a
una distancia aproximada de ocho kilómetros al Noreste), como se observa en el
Plano No. 10: AICA´s y ANP´s, Escala 1:50,000 del Anexo 1.
Por otra parte, en relación al Programa de Regiones Prioritarias para la
Conservación impulsado por la Comisión Nacional para el Conocimiento y Uso de
la Biodiversidad (CONABIO) a nivel de nación, no se ubica tampoco dentro de los
límites que cubren la Región Terrestre Prioritaria (RTP) “Dunas Costeras del
Centro de Veracruz”, la Región Marina Prioritaria (RMP) “Laguna Verde-Antón
Lizardo” ni la Región Hidrológica Prioritaria (RHP) “Río La Antigua”, localizadas a
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distancias aproximadas en línea recta de poco más de cuatro kilómetros, menos
de seis kilómetros y dos kilómetros respecto del área de estudio (ver Plano No. 11:
Regiones Prioritarias del Anexo Cartográfico, Escala 1:50,000).
Finalmente, en referencia al contenido del Plano No. 10, es importante hacer
mención que el sitio se ubica totalmente dentro de la circunscripción del Área de
Importancia para la Conservación de las Aves nombrada como “Centro de
Veracruz” (AICA SE-03); sin embargo, no se prevé afectación alguna a las
comunidades de fauna silvestre por la ejecución del proyecto, dado que este se
ubica en una zona donde predomina el uso industrial, donde se presume que las
especies se han ido desplazando a otras áreas donde la vegetación se encuentra
mayormente conservada. Sobre este respecto, el centro de Veracruz es una
región crítica para aproximadamente un número de 236 especies migratorias
neotropicales de relevancia a escala mundial, con además poblaciones de unas 12
especies de aves endémicas o de distribución restringida y cuatro de las 19 aves
enlistadas para México en el Libro Rojo de la IUCN (Unión Internacional para la
Conservación de la Naturaleza). Posee así mismo el 34% de las especies de la
NOM-059-SEMARNAT-2001 en sus ecosistemas de Matorral xerófilo, Bosque de
coníferas y encino y Bosque mesófilo característicos.
La región del centro de Veracruz está formada por una "extensión" del eje
neovolcánico al este del Volcán Cofre de Perote, que parte la Planicie Costera del
Golfo en dos mitades. Con el único manchón de selvas bajas en la vertiente del
Golfo (exceptuando la parte norte de la Península de Yucatán), la región tiene
adicionalmente 18 tipos de vegetación y una variación de pisos altitudinales de 0 a
4,400 msnm en una distancia lineal de aproximadamente 85 Km.
II.1.7 Urbanización del área y descripción de servicios requeridos
Dado que el sitio se ubica en una zona con uso industrial sin involucrar ningún
cruce de espacios habitacionales, la obra contará con la factibilidad de poder
conectarse a los servicios públicos de agua potable, red de drenaje y energía
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eléctrica; además de contar con los servicios de apoyo telefónico, limpia y
seguridad, pavimentación y alumbrado público al igual que los grupos industriales
que se distribuyen en los alrededores del área de estudio. Así mismo, para
cualquier eventualidad o emergencia que pudiera presentarse durante la ejecución
de la obra se recurrirá a los centros de salud y estación de bomberos del
Municipio; por lo que no se requerirá construir ninguna infraestructura adicional
para la operación del proyecto. En lo referente al acceso a la trayectoria, este
puede ser tanto por la Carretera Federal México – Veracruz (Vía Jalapa) en su
mayor extensión, así como por el camino que comunica al poblado de Santa Rita,
sin requerirse de la apertura de nuevos caminos de acceso.
Servicios requeridos a) Agua. En las diversas etapas que comprende el proyecto (Preparación del sitio,
Construcción y Operación y mantenimiento) se utilizará agua purificada para
consumo del personal que labore en las diferentes actividades, la cual será
adquirida en los establecimientos comerciales ubicados en la misma localidad.
b) Hospedaje. El personal que se contrate durante las etapas de Preparación del
sitio y Construcción será preferentemente originario de la misma zona, con la
finalidad de que pernocten en sus hogares; para el caso de los trabajadores
foráneos se aprovecharán los servicios que se ofrecen en el Municipio o en su
caso se arrendarán casas disponibles en las localidades cercanas al trazo, por lo
tanto, no será necesario instalar campamentos para este fin.
c) Alimentación. Para el personal que no sea originario de la zona, se hará uso
de los restaurantes o fondas establecidas en los lugares cercanos al sitio de la
obra.
d) Combustible. Se requerirá de gasolina y diesel para los vehículos automotores
y maquinaria que se utilice durante el desarrollo del proyecto; dichos combustibles
se adquirirán en las estaciones de servicio locales de acuerdo a las cantidades
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que se vayan requiriendo para evitar su almacenamiento; su mantenimiento se
hará en los centros urbanos cercanos, o bien, de existir algún percance mayor en
el área del proyecto, se tomarán las medidas necesarias para evitar impactos
ambientales.
II.2 Características particulares del proyecto
En los siguientes apartados se ofrece información sobre la planeación de la obra,
destacando las características de diseño en relación a su participación en la
reducción de alteraciones al ambiente. De manera general, se hace énfasis
nuevamente en que para la totalidad de la trayectoria no se requiere de la apertura
del terreno como cambio de uso de suelo, ya que su trazo estará compartido con
derechos de vía afectados en sus condiciones naturales con anterioridad.
II.2.1 Programa general de trabajo
El programa de trabajo tiene por objeto precisar las actividades a realizar y los
períodos en que se llevarán a cabo cada una de éstas; con lo cual se pretende
optimizar los recursos, mejorando los rendimientos que permitan medir el avance y
la valoración de las actividades, previendo de esta manera las necesidades de
materiales, equipos y recursos económicos. El Anexo 5 muestra el esquema
calendarizado de construcción, desglosado por obras y actividades. Se solicita una
vigencia en la autorización de 16 meses, esperando que cualquier eventualidad no
dificulte la ejecución de los trabajos técnicos derivado de eventos climáticos.
II.2.2 Preparación del Sitio Durante el levantamiento topográfico ya realizado se ubicó físicamente en el
terreno el eje diseñado en gabinete, colocando puntos de partida y destino, así
como cruzamientos con vías de comunicación que sirven para definir el rumbo de
la trayectoria del gasoducto. Así mismo, derivado del Estudio Geotécnico realizado
se identificó el tipo de suelo y las condiciones estratigráficas para formular una
serie de recomendaciones en el diseño del proyecto, por lo que de manera
general, la preparación del terreno incluye las siguientes obras y/o actividades:
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a) Para el tendido de la línea regular:
- Trazo y estacado del trayecto donde se alojará la tubería.
- Limpieza del área y acondicionamiento para el almacenamiento del material en
todo el trayecto; incluyendo tanto la limpieza como los cortes para nivelación y
colocación de costales de arena con la finalidad de recibir y proteger la tubería.
- Excavación de la zanja para alojar el ducto en la trayectoria.
- Relleno de la zanja y compactado una vez completados los trabajos y probadas
las secciones del ducto.
b) Para la construcción de las estaciones de medición y regulación:
- Limpieza del área donde se ubicarán las estaciones y trazo para su posterior
edificación.
- Corte, relleno, nivelación y compactado del área de las estaciones.
- Excavaciones para desplantar los cimientos de las estructuras (barda perimetral,
casetas de vigilancia y control, bases de apoyo de equipos y tubería y áreas de
drenaje).
- Relleno y compactación de áreas de desplante de estructuras y tapado de
drenajes.
Limpieza del terreno
Se realizará una limpieza completa de la maleza presente en la franja de
afectación y los componentes arbóreos que se distribuyen como cerco vivo, en
todos los espacios de trabajo temporal ubicados en las zonas de uso
agropecuario. La cuadrilla de apertura realizará una nivelación mínima para
facilitar el acceso de los vehículos empleados para transportar el personal, el
combustible y los equipos a la obra.
Apertura de la franja de afectación
Las operaciones de excavación en seco tanto en la línea del ducto como las
estaciones de medición y regulación, se realizarán después de que haya
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terminado la limpieza del terreno. De manera anterior a la ejecución de las
prácticas de excavación, se mantendrá el drenaje apropiado para prevenir
acumulaciones de agua en la trayectoria. La capa superficial del suelo será
almacenado fuera de las zonas de zanjeo para su posterior utilización durante las
labores de nivelación.
El personal de inspección controlará que:
• Los linderos de la franja de afectación temporal estén claramente señalados y
que la apertura del terreno no rebase los límites del derecho de vía.
• Los servicios canalizados sean excavados a mano, marcados y protegidos.
• No se haya bloqueado el drenaje.
• El material resultante no sea colocado dentro de los cursos de agua.
Nivelación
La franja de afectación será nivelada a fin de proveer una superficie de trabajo a
nivel con un ancho de ocho metros para el tendido de la tubería. La nivelación
constará de las siguientes zonas:
• Zona de almacenaje de los desechos de la zanja.
• Zona de la zanja.
• Zona de la tubería.
• Zona para la operación de los equipos de tendido de la tubería.
El personal de inspección revisará que:
• Los cortes y apilamientos no representen ningún peligro para los trabajadores y
se realicen dentro de los límites de la franja de afectación.
• La tierra suelta no sea colocada dentro de los cursos de agua.
• El perfil de la franja de afectación final permita a la tubería ser doblada y
tendida sobre suelo inalterado, donde sea posible.
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Las áreas en donde se instalarán las válvulas y estaciones serán niveladas con la
cota especificada en los planos constructivos. Donde se requieran cortes y
rellenos, los linderos del sitio deberán ser marcados y estacados de manera
adecuada a fin de asegurar que la cota final sea según lo especificado por los
topógrafos del contratista.
Insumos y servicios requeridos - Agua. Se utilizará agua cruda para el relleno y compactación del terreno,
transportada y regada por medio de pipas, estimándose un volumen aproximado
de 380.00 m3. Para la construcción de estructuras tanto en línea regular como en
las estaciones, se considera emplear un volumen aproximado de 120.00 m3, el
cual será suministrado también por medio de pipas y almacenado en recipientes
para su consumo en los sitios requeridos.
Para la prueba hidráulica de la línea regular, consistente en el llenado y bombeo
para alcanzar la presión de prueba, esta será suministrada y descargada
directamente al ducto, lo que podría alcanzar un consumo de hasta 700 m3.
- Materiales Para el acondicionamiento de las áreas donde se va a almacenar la tubería sobre
el derecho de vía, se considera que los volúmenes de material para crear rampas
de acceso no será representativo; sin embargo, para la nivelación de la Estación
de medición y regulación el volumen puede llegar a 3,400 m3 de arena de medano
de la región y balastro, mismos que se obtendrán de los bancos autorizados mas
cercanos al sitio, requiriendo para su trasporte al sitio de camiones tipo volteo.
Para el acomodo, compactado y nivelado, se utilizará una motoconformadora y
rodillo vibratorio.
- Maquinaria y equipo La Tabla siguiente enlista la maquinaria y equipos a utilizar durante las etapas de
Preparación del sitio y Construcción.
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Tabla II.3. Maquinaria y equipos a utilizar durante la preparación del sitio y construcción de la obra.
Actividad Equipo Cantidad Periodo (No. jornales)
LÍNEA REGULAR
Limpieza y acondicionamiento del
terreno
Tractor bulldozer 1 20
Excavación de la zanja Retroexcavadora - pala mecánica sobre
neumáticos
2 20
Colocación de la cama de arena Camión volteo y retroexcavadora - pala
mecánica sobre neumáticos
2 24
Distribución de la tubería en el DDV Tracto camión Plataforma y Grúa de 30
Ton (toneladas)
1 12
Corte, biselado y alineado de la tubería Equipo de oxiacetileno y Soldadora
portátil con Motor diesel de 300 Amp
(amperes) y equipo de alineación
tubería
2 12
Doblado de la tubería en campo Tiende tubos con mandril interior
(neumático hidráulico) con accesorios
1 12
Soldadura en juntas de la tubería Equipo de oxiacetileno y Soldadora con
Motor diesel de 300 Amp
2 15
Inspección radiográfica Laboratorio móvil de inspección
radiográfica y ultrasonido
1 10
Limpieza y parcheo de juntas de la
soldadura
Compresor portátil con Motor diesel de
365 pcm con equipo de sandblast y de
aplicación de pintura por aspersión
1 10
Bajado de la tubería Tiende tubos con bandas de bajado 2 10
Prueba de hermeticidad Compresor, bombas y soladora 1 7
Relleno de la zanja y compactación Retroexcavadora - pala mecánica sobre
neumáticos y rodillo vibratorio
1 10
Retiro de material sobrante producto
del acondicionamiento y la excavación
Camión volteo y retroexcavadora - pala
mecánica sobre neumáticos
1 8
ESTACIONES DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN
Limpieza y acondicionamiento del
terreno
Retroexcavadora - pala mecánica sobre
neumáticos
1 6
Corte, relleno, nivelación y
compactación del área
Motoconformadora y rodillo vibratorio 1 14
Excavación para desplante de
estructuras y drenaje
Retroexcavadora - pala mecánica sobre
neumáticos
1 15
Desplante y construcción de las
estructuras (bardas, casetas, bases y
pavimentos)
Revolvedora de un saco, cortadora de
varilla, vibrador de concreto y andamios
1 35
Relleno, nivelación y compactación de
áreas de desplante de las estructuras
Retroexcavadora - pala mecánica sobre
neumáticos y rodillo vibratorio
1 5
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Montaje e instalación de equipos y
sistemas prefabricados y probados en
taller
Grúa de 20 Ton, Soldadora portátil con
Motor diesel de 300 Amp
1 12
Actividad Equipo Cantidad Periodo (No. jornales)
Pruebas no destructivas de
hermeticidad y calibración de
espesores
Laboratorio móvil de inspección
radiográfica y ultrasonido
1 6
- Personal La Tabla siguiente enlista los requerimientos de personal durante las etapas de
Preparación del sitio y Construcción.
Tabla II.4. Requerimientos de personal durante la preparación del sitio y construcción de la obra.
Actividad Equipo Cantidad Periodo (No. jornales)
LÍNEA REGULAR
Limpieza y acondicionamiento del
terreno
1 Operador de equipo y 2 peones (2
Cuadrillas)
6 15
Excavación de la zanja 1 Operador de equipo y 2 peones (2
Cuadrillas)
6 15
Colocación de la cama de arena 2 Operadores de equipo y 2 peones (2
Cuadrillas)
8 10
Distribución de la tubería en el DDV 2 Operadores de equipo, 2 maniobristas y
2 peones
6 12
Corte, biselado y alineado de la
tubería
1 Oficial tubero, 1 soldador liniero y 2
ayudantes (2 Cuadrillas)
8 12
Doblado de la tubería en campo 2 Operadores de equipo, 1 tubero y 2
ayudantes
4 12
Soldadura en juntas de la tubería 1 Soldador liniero, 1 tubero y 2 ayudantes
(2 Cuadrillas)
8 15
Inspección radiográfica 1 Técnico y 1 ayudante 2 10
Limpieza y parcheo de juntas de la
soldadura
1 Tubero, 1 especialista y 2 ayudantes 4 10
Bajado de la tubería 1 Operador, 1 maniobrista y 2 ayudantes
(2 Cuadrillas)
8 10
Prueba de hermeticidad 2 Soldadores, 2 maniobristas, 2 operarios
de equipo, 6 ayudantes y 4 peones
14 7
Relleno de la zanja y compactación 2 Operadores y 2 peones 4 10
Retiro del material sobrante producto
del acondicionamiento y la
excavación
2 Operadores y 2 peones 4 8
ESTACIONES DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN
Limpieza y acondicionamiento del 1 Operador y 2 peones 3 6
Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
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terreno
Corte, relleno, nivelación y
compactación del área
2 Operadores y 2 peones 4 14
Actividad Equipo Cantidad Periodo (No. jornales)
Excavación para desplante de las
estructuras y drenaje
1 Operador y 2 peones 3 15
Desplante y construcción de las
estructuras (bardas, casetas, bases y
pavimentos)
3 Oficiales, 2 ayudantes y 4 peones 9 35
Relleno, nivelación y compactación
de las áreas de desplante de
estructuras
2 Operadores y 2 peones 4 5
Montaje e instalación de equipos y
sistemas prefabricados y probados
en taller.
1 Operador, 1 soldador, 1 tubero, 1
eléctrico-instrumentista y 3 ayudantes
7 12
Pruebas no destructivas de
hermeticidad y calibración de
espesores
1 Técnico y 1 ayudante 2 6
- Combustible El principal combustible a utilizar durante esta etapa es el diesel para la operación
de los equipos, el cual deberá ser adquirido y transportado en recipientes con
cierre hermético y descargado y suministrado por medio de bombeo directo.
- Electricidad Durante la ejecución de dichos trabajos el requerimiento de energía eléctrica será
cubierto por equipos con sistema autónomo de generación.
II.2.3 Descripción de obras y actividades provisionales del proyecto Los requerimientos de apoyo durante la etapa de preparación y construcción, se
limitan al establecimiento de bodegas provisionales para el almacenamiento de los
materiales y equipos a utilizar y la vigilancia de la maquinaria, así como de la
ubicación estratégica de los sanitarios portátiles para uso del personal obrero
encargado de la ejecución de los trabajos.
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a) Construcción de caminos de acceso
Dado que la longitud del gasoducto corre en su mayor parte de manera adyacente
a cuerpos carreteros, no será necesaria la apertura de nuevos caminos de acceso.
b) Almacenes y bodegas Los almacenes y bodegas requeridas estarán ubicados en áreas desprovistas de
vegetación colindantes al derecho de vía. En dichas instalaciones se guardará
únicamente el equipo, herramienta y maquinaria necesaria durante las etapas de
preparación del sitio y construcción de la obra, después de lo cual serán
desmanteladas.
No se contempla el establecimiento de talleres ni patios de servicio; en relación a
las actividades de mantenimiento, reparación de equipo o maquinaria, se
considera que estas se realizarán únicamente en casos eventuales ya que el sitio
se encuentra inmerso en una zona que cuenta con la infraestructura necesaria
para evitar la alteración de una superficie mayor a la requerida.
c) Campamentos, dormitorios y comedores Entre las políticas de la empresa constructora se considera no instalar dormitorios
y/o comedores en el sitio, puesto que la mayoría de los trabajadores se
contratarán en los poblados cercanos al proyecto y podrán pernoctar en sus
hogares. Para el caso del personal externo, se contempla utilizar la infraestructura
con que cuentan las localidades cercanas a la obra.
Se señala además que las oficinas principales de construcción se ubicarán en los
alrededores del proyecto dentro de la misma Ciudad; sin embargo, se considera
llegar a tener pequeñas oficinas de trabajo en la trayectoria del ducto con la
finalidad de atender el programa constructivo.
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d) Instalaciones sanitarias Se utilizarán servicios sanitarios móviles (letrinas portátiles) para uso del personal
contratado (uno por cada 25 personas); mismos que se distribuirán
estratégicamente a lo largo de la trayectoria, sujetos a un adecuado programa de
mantenimiento a cargo de una compañía autorizada para el manejo de las aguas
residuales.
e) Bancos de material Para la realización de la obra no será necesaria la apertura de bancos de material.
II.2.4 Etapa de construcción
En esta sección se describe el plan de construcción y las pruebas hidrostáticas del
ducto, las estaciones y equipos complementarios. Por lo general, este tipo de
planes se encuentran estrechamente vinculados con el tipo de terreno, la geología
de la superficie, las características del subsuelo y los tipos de obstáculos, tanto los
ya identificados como aquellos posibles de encontrar a lo largo de la franja de
afectación.
Normalmente, el plan se encuentra estructurado de tal manera que la construcción
y puesta en marcha del servicio se realicen dentro de un plazo apropiado que
refleje las condiciones meteorológicas locales, al igual que otros factores
limitativos de la construcción, tales como la inundación pluvial y requisitos
ambientales, entre otros aspectos.
Las actividades comprendidas en la etapa de Construcción son las siguientes:
• Carga, acarreo, almacenamiento y tendido de la tubería.
• Doblado de la tubería.
• Soldado de la tubería.
• Pruebas no destructivas de la soldadura con radiografía.
• Recubrimiento de las uniones de soldadura en el campo.
• Zanjeado
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• Reparación e inspección del recubrimiento.
• Bajada de la tubería a la zanja.
• Terminación de conexiones.
• Cruces (de caminos, carreteras y/o servicios entubados).
• Montajes prefabricados.
• Instalación de los sistemas de protección catódica.
• Limpieza y rehabilitación de la franja de afectación.
• Control de la erosión.
• Pruebas de verificación
• Puesta en servicio y arranque del sistema.
Carga, acarreo, almacenamiento y tendido del ducto La tubería proveniente del fabricante será recibida en un sitio apropiado o en un
lugar central de almacenamiento conveniente. La tubería será transportada desde
el lugar central de acumulación hasta los sitios de almacenamiento secundarios,
en ubicaciones convenientes que cuenten con buen acceso a la franja de
afectación.
Se utilizarán grúas para cargar la tubería a los camiones que la llevarán a la franja
de afectación, donde será descargada con tractocamiones y plumas sobre sacos
de arena. Se tomarán precauciones especiales para prevenir el daño a la tubería o
al recubrimiento, mismas que pueden consistir en el uso de protecciones de goma
u otro material apropiado entre la tubería y las cadenas de amarre.
Los inspectores controlarán que:
• La tubería se maneje con cuidado para prevenir daños a esta misma o al
recubrimiento, y que cualquier daño sea claramente marcado.
• Los caminos no sufran daños a raíz del manejo de la tubería.
• La tubería no se coloque ni se arrastre sobre el suelo.
• Las tuberías temporalmente apiladas estén apoyadas de manera adecuada y
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segura.
• Se utilicen ganchos de extremidad que sean adecuados para cargar y
descargar la tubería.
Doblado de la tubería Previo a la soldadura, la tubería deberá doblarse para permitir cambios en la
dirección y en la profundidad de la zanja. El doblado podrá efectuarse antes o
después de que se complete el zanjeo. En terrenos donde se espera que la zanja
sea estable, ésta podrá excavarse previo al doblado, ajustando los dobleces al
contorno final de la zanja.
En la mayoría de los casos, la tubería deberá ser doblada de manera precisa para
evitar costos y demoras a raíz del corte o las redobladuras o la reexcavación de la
zanja durante la bajada de la tubería. Esto se logra en primer lugar mediante la
verificación de la longitud de cada tubo y el estacado de su ubicación propuesta a
lo largo de la línea de excavación. Las dobladuras requeridas son ubicadas y
medidas por el técnico de doblado, marcándose su ubicación exacta, el tipo de
curvado (convexa, cóncava, doblado lateral o combinación de éstas) y los grados
de curvado de cada tubo sobre el mismo. Las curvas cóncavas deberán medirse y
ser dobladas de tal manera que la tubería descanse en el fondo de la zanja. Las
convexas deberán tener una altura libre por sobre el punto alto del fondo de la
zanja.
La tubería será doblada empleando una máquina dobladora hidráulica y un
mandril interno. Los doblados se realizan estirando el material de la tubería en frío.
El contratista empleará uno o más tractores pluma para colocar la tubería en la
máquina dobladora y para reponerla sobre los polines posteriormente al doblado.
El técnico de doblado preverá las juntas sobrepuestas donde se requieran
conexiones (por ejemplo en los cruces de caminos, las curvas laterales, los puntos
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de prueba). La cuadrilla de doblado normalmente posicionará el comienzo de la
unión de cada tramo a ser soldado colocando los polines a la altura requerida para
la soldadura.
Los inspectores controlarán el proceso de doblado para asegurar que:
• La tubería se maneje de tal manera que se evite el daño a la misma y al
recubrimiento.
• No se exceda la curvatura máxima permitida por diámetro de largo.
• Los doblados sean suaves, libres de arrugas, abolladuras o puntos planos.
Alineado y soldado Previo al inicio de la soldadura, se desarrollarán procedimientos de soldadura y
reparación calificatorios para todas las combinaciones de diámetros de tubería,
espesores de pared y calidades utilizados en la construcción de la tubería. A cada
soldador se le exigirá realizar una soldadura de prueba empleando un
procedimiento calificado en la tubería del proyecto, a fin de poder ser aprobado
para trabajar en el proyecto. Las radiografías y pruebas destructivas se realizarán
en las soldaduras de calificación de acuerdo al código o la norma pertinente.
Se requieren múltiples pasos de soldadura para completar cada unión. La cantidad
de pasos dependerá del espesor de la pared de tubería y el proceso de soldadura
utilizado.
Los inspectores controlarán que:
• La tubería se esté manejando de tal manera que se eviten daños a la misma y
al recubrimiento.
• Todos los parámetros especificados por el procedimiento de soldadura se
estén cumpliendo y que los soldadores hayan sido calificados.
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• El recubrimiento de la tubería esté protegido contra daños por salpicaduras de
la soldadura.
• Las condiciones meteorológicas sean aceptables para la soldadura.
• Toda extremidad abierta de los tramos soldados quede con casquete nocturno
bien asegurado al final de cada día.
• No se deje ningún material de desecho ni escombros, tales como los cabos de
las varillas para soldar en el derecho de vía o en la zanja del ducto.
Inspección radiográfica El equipo de inspección radiográfica deberá proveer un registro de la calidad de la
soldadura. Asimismo, este realizará las interpretaciones de las películas
radiográficas y notificará por escrito al contratista y al inspector de soldaduras de
la existencia de defectos y la índole de éstos. Las soldaduras que no cumplen con
los requisitos de aceptación descritos en las especificaciones de construcción
serán marcadas para indicar la necesidad de su reparación o reemplazo.
Zanjeado Las dimensiones mínimas de la zanja se establecerán de tal manera que se
asegure el cumplimiento de los requisitos mínimos de cobertura y que el material
de relleno fluya alrededor de la tubería y llene por debajo los cuadrantes inferiores
de la misma. La excavación se realizará a una profundidad que permita
establecer la cama de arena por debajo de la tubería.
Se requiere atención en los cruces y otras ubicaciones de conexiones para
excavar un ancho extra a fin de permitir que se realice la soldadura en la zanja.
La inspección controlará que:
• Las dimensiones de la zanja sean correctas.
• El zanjeo se realice a mano cerca de los servicios entubados subterráneos.
• La alineación de la zanja sea correcta.
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• No se bloquee el drenaje y no se coloquen desechos dentro de los cruces de
agua.
Inspección y reparación del recubrimiento Toda zona de soldadura requiere limpieza y recubrimiento posterior a la
terminación del ensayo no destructivo. Generalmente, la tubería viene con pre-
recubrimiento de adhesión por fusión epóxico y el recubrimiento en campo de las
juntas de soldadura también empleará adhesión a base del epóxico a aplicarse en
sitio. Todo el recubrimiento será verificado eléctricamente para determinar si hay
daños o defectos. Las reparaciones se realizarán según sea necesario antes de
que la tubería se aloje en la cepa.
La inspección controlará que:
• Las soldaduras sean limpiadas correctamente previo al recubrimiento.
• Se usen temperaturas de precalentado y procedimientos de aplicación
correctos.
• Los detectores de fallas en el recubrimiento estén correctamente calibrados.
• Los recubrimientos de las uniones en base a adhesión por fusión epóxica
cumplan con las especificaciones de aplicación y de espesores mínimos.
Bajado de la tubería La tubería será bajada a la zanja usando diversos tractores pluma que trabajarán
de manera conjunta. El recubrimiento de la tubería será reinspeccionado mediante
uso de un detector de defectos en el recubrimiento y se realizarán las
reparaciones según sea necesario. Se usarán cunas deslizantes (que rodarán a
medida que la tubería sea levantada) o fajas anchas no abrasivas para bajar la
tubería a la zanja, dependiendo de la extensión del tramo y del terreno.
La tubería será apoyada sobre sacos de arena para que no tome contacto con el
fondo de suelo natural. En todos los casos, el fondo de la zanja será limpiado de
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rocas sueltas, raíces y cualquier otro escombro que podría dañar el recubrimiento
de la misma.
Los inspectores controlarán que:
• La tubería se maneje de tal manera que prevenga el daño a la misma y al
recubrimiento.
• El recubrimiento de la tubería sea inspeccionado con un detector de defectos
en el recubrimiento bien calibrado.
• Haya una cantidad apropiada de tractores pluma espaciados para prevenir la
sobretensión de la tubería y permitir su colocación en la zanja sin tomar contacto
con el suelo ni con las paredes de esta.
• Que la tubería se coloque sobre sacos de arena.
• Los requisitos de cobertura mínima sean cumplidos.
Relleno El relleno consiste en colocar nuevamente el material excavado en la zanja.
Cuando las condiciones del suelo lo permitan, esto se realizará inmediatamente
después de la bajada de la tubería a la zanja. Se dejarán aperturas para permitir el
drenaje natural a través del gasoducto.
Los inspectores controlarán que:
• El material de relleno sea el adecuado y sea colocado en la zanja de tal
manera que no se dañe la tubería ni su recubrimiento;
• Las rocas con diámetro en exceso del especificado no se utilizarán en el
relleno.
Terminación de las conexiones Soldadura de conexión es el término que se utiliza para describir las soldaduras
realizadas en la zanja para completar el ducto. Se requieren soldaduras de
conexión en los cruzamientos (de caminos, de servicios entubados, de arroyos) y
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dobladuras laterales, entre otros. La cuadrilla de relleno dejará libre cierta
distancia a fin de permitir que la tubería sea movida para su medición, corte y
alineación de soldadura. La cuadrilla de conexión recubrirá las soldaduras
terminadas previa radiografía y rellenará las zanjas abiertas. Las conexiones
necesitarán un 100% de inspección de prueba no destructiva con radiografía y
recubrimiento a base de epóxico.
Cruces (de caminos, carreteras, arroyos menores y servicios entubados) Una cuadrilla por separado trabajará independientemente de la cuadrilla de
conexión y construirá los cruces de caminos y carreteras. En caso de los
cruzamientos de servicios canalizados que requieren que se instale la tubería por
debajo de la instalación existente, éstos serán realizados por la cuadrilla de
conexión.
Los inspectores controlarán que:
• Se cumplan los requisitos respecto al manejo de la tubería, excavación,
soldadura, recubrimiento y rellenado.
• Se instalen los letreros de advertencia y se utilicen otras disposiciones como
criterios de seguridad pública.
• Se cumpla con el espesor de la cubierta.
• La tubería sea adecuadamente soportada por los sacos de arena.
Montajes prefabricados Prefabricación es el término que se utiliza para describir los montajes que incluyen
tubería, válvulas, accesorios e instrumentos requeridos para la puesta en servicio
y la operación del ducto. Normalmente también incluye toda la soldadura para
completar estos montajes hasta el punto en que las piezas puedan ser acarreadas
a su ubicación final en secciones pre-ensambladas. Esta soldadura podrá
realizarse en un taller específicamente establecido por el contratista para el
proyecto, o podrá efectuarse utilizando un taller de fabricación de soldadura
establecido. El montaje será terminado e instalado por una cuadrilla de conexión.
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Los montajes terminados deberán ser sometidos a un pre-ensayo a presión antes
de ser soldados al ducto y previo al rellenado. El pre-ensayo detectará y ubicará
cualquier fuga o material defectuoso que pueda ser reparado antes del ensayo del
ducto troncal.
Se requieren cimientos para soportar el peso de estos montajes y para absorber el
impulso de las purgas de gas. Estos cimientos serán bloques de concreto, pilotes
de concreto o pilotes de acero, dependiendo de las condiciones del suelo.
Los inspectores controlarán que:
• La soldadura sea realizada por soldadores calificados previo procedimientos de
aprobación.
• Las soldaduras sean inspeccionadas por medio de radiografía.
• Los pre-ensayos a presión sean realizados de manera correcta.
• Las instalaciones, los recubrimientos y las conexiones se hayan realizado
correctamente.
• La pintura y las terminaciones en sitio se realicen según las especificaciones
requeridas.
Protección catódica La protección catódica y las instalaciones de mitigación de efectos de corriente
alterna, serán instaladas por el contratista en el momento oportuno. Normalmente
las conexiones de los conductores a la tubería serán realizadas por la cuadrilla de
conexión mediante uso de un proceso de soldadura térmica.
Limpieza y rehabilitación de la franja de afectación La limpieza incluirá la rehabilitación de la franja de afectación, de los espacios de
trabajo temporales y de las rutas de acceso provisionales a su estado final, para la
operación del ducto.
Las actividades especiales incluyen:
• La remoción y eliminación de rocas, escombros y sobrantes de excavación.
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• La instalación de medidas de control de erosión.
• La reposición de la capa superficial del suelo.
Los inspectores controlarán que:
• La remoción y eliminación de rocas, escombros y sobrantes excesivos se
realice en zonas aprobadas.
• Se efectúe la reposición de la capa superficial del suelo.
• Las medidas de control de la erosión estén correctamente construidas.
• Se realice la instalación correcta de los marcadores del gasoducto y de las
señales aéreas, al igual que el pintado de los postes.
• Se realice la remoción de todo el excedente de tubería y otros materiales de
construcción.
Control de la erosión El ducto terminado será protegido contra la erosión del suelo a lo largo de su vida
útil para prevenir daños y posibles fallas causadas por la eliminación de los
apoyos o por la fuerza de las corrientes de agua. Los métodos principales de
control de erosión consisten en la re-vegetación natural, la instalación de guías
sobre la línea de la zanja y la instalación de guías divisorias en las pendientes
para controlar el movimiento descendiente del agua superficial.
Prueba hidrostática El ducto terminado será sometido a una prueba hidrostática para comprobar la
integridad de los materiales e identificar cualquier fuga. El ducto será dividido en
tramos de prueba, con una diferencia de cota máxima para lograr mantener la
presión máxima y mínima durante la duración de la misma. Asimismo, se provee
una tolerancia para cambios de presión durante la duración del ensayo, a fin de
dar cuenta de las variaciones en la temperatura del medio ambiente.
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Las cabezas de prueba con conexiones a válvulas necesarias para el llenado, la
presurización y las líneas de instrumento serán soldadas en cada extremidad del
tramo de prueba. El tramo será llenado con agua utilizando bombas que cuenten
con la capacidad de vencer presiones mayores debido a la altura hidrostática.
Varios tramos pueden ser llenados juntos y probados utilizando conexiones de
tubería temporales entre las cabezas de prueba.
El sistema será sometido a la prueba hidrostática durante un período mínimo de
ocho horas. Previo a su uso en las pruebas, todos los registradores de presión,
los registradores de temperatura y los indicadores de peso muerto serán
calibrados.
Los registros de prueba, incluyendo los formularios de calibración, las cartas de
presión y de temperatura y los registros de presión de peso muerto, se
mantendrán durante la vida útil del sistema. Estos registros estarán disponibles en
todo momento para su inspección por parte de las autoridades gubernamentales.
Toda tubería y accesorio que no haya sido incluido en los ensayos regulares del
gasoducto será sometido a prueba por separado, previo a su instalación y el 100%
de toda soldadura será inspeccionada a base de pruebas no destructivas.
Toda fuga que se detecte mediante las pruebas será localizada y reparada, y será
sometida a prueba nuevamente.
Los inspectores controlarán que:
• Los tramos de prueba hayan sido limpiados y las soldaduras de las cabezas de
prueba hayan sido radiografiadas previo al llenado.
• Las cabezas de prueba y las válvulas sean diseñadas para una presión de
prueba máxima.
• La instrumentación se haya calibrado y esté correctamente instalada y
funcionando según sea necesario.
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• La fuente de suministro de agua cuente con un caudal suficiente, que la calidad
del agua sea aceptable y que se utilicen mallas y filtros durante el llenado del
gasoducto.
• Las señales de advertencia estén colocadas en todos los puntos de acceso
públicos y en todos los puntos donde la tubería o los accesorios estén expuestos.
• No haya ningún tipo de maquinaria trabajando en la franja de afectación
mientras se esté probando la tubería.
• Se elaboren gráficas de funcionamiento por personal calificado y se complete
la documentación de manera correcta.
• La presión de prueba sea liberada de inmediato y de manera segura después
que la prueba haya sido aceptada.
• El vaciado del agua se lleve a cabo cumpliendo con la normatividad aplicable y
en su caso, evite la erosión o daños a la propiedad pública o privada.
• Las corridas con diablos de vaciado en seco se realicen para remover toda el
agua sobrante.
• El agua sea eliminada de los cuerpos de las válvulas.
Si bien los códigos de ductos no determinan criterios para el agua que se utiliza
durante las pruebas hidrostáticas, se deberá utilizar agua que no contenga lodos
ni materia extraña en suspensión ni componentes corrosivos dañinos, a menos
que ésta pueda ser tratada de manera satisfactoria mediante el uso de filtros o
aditivos químicos. Por lo general, existen más inquietudes respecto a la calidad del
agua que será devuelta al medio ambiente de manera posterior al ensayo, que
respecto a la calidad del agua que se utiliza antes de la prueba.
Se realizarán análisis del agua utilizada a fin de determinar si existe la posibilidad
de contaminación del ducto por bacterias de hierro y de azufre. Las bacterias de
hierro son capaces de utilizar el material de la tubería como combustible
metabólico, lo cual podría resultar en porosidad por corrosión en la pared de la
tubería y/o la reducción del diámetro interno a raíz de la sedimentación.
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Las bacterias de azufre son capaces de reducir los diversos compuestos de azufre
a hidrógeno sulfurado, causando problemas de corrosión y/o la reducción en el
diámetro interior de la tubería a raíz de la sedimentación. La solución al problema
de la contaminación bacterial sería tratar el agua a medida que entre al ducto.
Puesta en servicio y arranque del sistema Los procedimientos y certificados de finalización para la puesta en servicio de las
instalaciones serán elaborados durante la fase de diseño.
a) Puesta en servicio de la estación En general, la puesta en servicio de una instalación involucra los siguientes
aspectos:
• Verificación de la construcción, la edificación y los procedimientos de pruebas
previas a la puesta en servicio de los equipos y sistemas a fin de asegurar su
ejecución completa y correcta. Todo incumplimiento con las especificaciones y
deficiencia será rectificado.
• La puesta en servicio de las instalaciones se realizará con base a la
verificación de cada sistema uno por uno. Este trabajo pondrá a la estación y a sus
equipos y sistemas en un estado operativo completamente probado. El
funcionamiento y el rendimiento de todo el equipo será revisado y verificado.
Por otra parte, las principales actividades de la puesta en servicio incluyen:
• La verificación de la construcción según el diagrama de tubería e instrumentos.
• La verificación de los enlaces de control de la estación.
• La verificación de los enlaces de la unidad.
• La puesta en servicio de las válvulas y del operador.
• La prueba hidrostática de todas las tuberías.
• La purga de la tubería de alta presión.
• La puesta en servicio del sistema y servicio de aire comprimido.
• La simulación del software de control de la unidad.
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• La verificación de la simulación del Paro de emergencia.
• La puesta en servicio del suministro eléctrico primario.
• La puesta en servicio del sistema de distribución de energía eléctrica principal.
• La puesta en servicio del centro de control de motores.
• La verificación de tableros de distribución y de circuitos derivados.
• La verificación del sistema de suministro de energía no interrumpible.
• La prueba del sistema de protección catódica.
• Las verificaciones funcionales de los sistemas de medición, protección,
seguridad y alarma.
• La puesta en marcha lenta para las bombas, los motores, los sellos y demás
maquinaria y equipos mecánicos.
• El vaciado de los sistemas de lubricación y sellado hidráulico, ajuste de los
componentes de las bombas, limpieza de las mallas, calibración de los
instrumentos, dispositivos de alivio y alarma, verificación de la alineación en
caliente, lubricación y ajustes de los topes de las válvulas.
b) Puesta en servicio del ducto Los procedimientos y certificados de la puesta en servicio del ducto y las
instalaciones conexas serán elaborados durante la fase de diseño. En términos
generales, la puesta en servicio del ducto involucrará lo siguiente:
Pruebas
Al término de la construcción del ducto, todos los componentes del sistema serán
sometidos a las pruebas finales en preparación para su puesta en operación,
incluyendo:
• Pruebas de resistencia de la tubería presurizada.
• Prueba del sistema de protección catódica.
• Verificación de la operatividad de los sistemas eléctricos.
• Verificación de la operatividad de los sistemas de control, protección y alarmas.
• Verificación de la operatividad del sistema.
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Puesta en marcha del ducto
La puesta en marcha contempla la puesta en servicio del sistema de manera
apropiada a fin de realizar las pruebas de rendimiento.
Previo al llenado del ducto, todos los sistemas de seguridad, incluyendo los
sistemas de paro de emergencia y de protección contra sobrecargas de presión,
entre otros, serán sometidos a prueba a fin de asegurar su correcto
funcionamiento.
La puesta en marcha consiste en lo siguiente:
• Purga y llenado del ducto, asegurando que todo el aire sea desplazado por el
nitrógeno, este por el gas natural para el proceso de interfase entre el purgado y el
llenado y para el llenado - empaque del sistema.
• Arranque de energía eléctrica y alumbrado, potencia auxiliar, control,
instrumentación, seguridad, paros de emergencia y sistema de comunicaciones.
• Electrificación y prueba de los sistemas de protección catódica.
• Purga y llenado del ducto, asegurando que todo el gas natural o el nitrógeno
sea desplazado en el sistema hasta la Instalación de entrega.
Todo venteo de aire y de gas desde el ducto durante la puesta en marcha se
realizará de manera segura y controlada a fin de prevenir los accidentes o eventos
de contaminación. La purga del ducto se realizará para prevenir cualquier mezcla
significante del gas con el aire. Se tomarán todas las precauciones necesarias
para prevenir el riesgo de incendios.
Puesta en servicio de la Instalación de entrega
Los procedimientos y certificados de finalización para la puesta en servicio de la
Instalación de entrega serán elaborados durante la fase de diseño. De manera
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general, esta puesta en servicio involucra los mismos pasos señalados para la
estación.
Finalmente, aparte de la información expresada en los párrafos anteriores, se
hace mención de que El Anexo 6 contiene las Bases de diseño (Especificaciones
técnicas) que regirán de manera general la construcción de la red de gas natural
en comento y el Anexo 7 muestra el Diagrama de flujo del arreglo de proyecto
cuando se propuso anteriormente con un diámetro de 12”, así como los Diagramas
de tubería e instrumentación de la primer y segunda estación de regulacióin y
medición de flujo.
II.2.5 Etapa de operación y mantenimiento
Los Manuales de Operación y Mantenimiento se preparan de acuerdo con lo
estipulado en los Códigos aplicables, las Normas Oficiales Mexicanas y toda su
Reglamentación, y con base en la experiencia derivada de las actividades
realizadas por el operador. Estos manuales estarán disponibles antes de la puesta
en marcha del sistema y se revisarán y actualizarán periódicamente durante la
etapa de operación, con el fin de que siempre reflejen todos los principios de
ingeniería aplicables, la experiencia adquirida, el conocimiento obtenido sobre la
operación diaria del ducto, las consideraciones aplicables en materia de flujo de
Gas LP y las condiciones operativas del sistema.
En estos manuales se incluirán todos los planes de mantenimiento predictivo,
preventivo y correctivo y los procedimientos de operación. Cada componente del
sistema se manejará individualmente, incluyendo la siguiente información para
cada caso: antecedentes, requisitos reglamentarios y de las normas técnicas,
aspectos ambientales, instrucciones y procedimientos técnicos detallados,
programas de control y aseguramiento de la calidad, auditorias, aspectos
administrativos, etc.
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La Tabla II.5 especifica de manera general el Programa de mantenimiento del
gasoducto y el Anexo 8 contiene el Manual de Procedimientos de Operación,
Mantenimiento y Atención a Emergencias elaborado por GULF ENERGY DE
MÉXICO, S. de R.L. de C.V.
Tabla II.5. Programa general de mantenimiento del gasoducto. 1. DERECHO DE VÍA Frecuencia Comentarios
1.1 Supervisión de la válvula troncal de conexión Semestral Esta válvula es responsabilidad de PGPB
1.2 Celaje Mensual
1.3 Revisión de señalamiento Mensual
1.4 Pintura de señales y postes protección catódica Anual
1.5 Reporte de actividades Mensual
2. INTERCONEXIÓN VÁLVULAS DE SECC.: Frecuencia Comentarios
2.1 Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual Es responsabilidad de PGPB
2.2 Detección de fugas Trimestral Operador o PGPB
2.3 Lubricación y engrasado de válvulas Trimestral Es responsabilidad de PGPB
2.4 Pinturas de muros, tuberías y válvulas Anual Operador o PGPB
2.5 Revisión de señalamientos Mensual Operador o PGPB
2.6 Revisión de cercos y puertas Mensual Operador o PGPB
2.7 Revisión de aislamientos Mensual Es responsabilidad de PGPB
2.8 Revisión y ajuste de soportes Trimestral Operador o PGPB
2.9 Reporte de actividades Mensual Operador y PGPB
3. DUCTO Frecuencia Comentarios
3.1 Verificación de protección mecánica Anual
3.2 Revisión de cruzamiento encamisados Mensual Se realiza un reporte mensual
3.3 Revisión de obras especiales Mensual Se realiza reporte mensual
3.4 Detección de fugas Semestral Se realiza inspección en forma semestral
como lo requiere la Norma con equipo de
detección de fugas para ionización de flama
3.5 Reporte de actividades Semestral Se realiza reporte semestral y entrega a la
CRE (Comisión Reguladora de Energía)
3.6 Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual Se realiza reporte semestral y entrega a la
CRE
4. SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA Frecuencia Comentarios
4.1 Toma de potenciales de protección catódica Mensual,
Semestral
Se realizan muestreos aleatorios de forma
mensual y se toman todas las lecturas en
forma semestral. Se realiza reporte
semestral
4.2 Revisión de camas de ánodos Semestral
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4.3 Revisión de aislamientos Semestral
4.4 Reporte de potenciales actividades Semestral
5. ESTACIÓN DE REGULACIÓN Y MEDICIÓN 2 Y 3 (City-Gate y Estaciones 2 Y 3)
Frecuencia Comentarios
5.1 Reporte de operación - medición (ambas) Mensual
5.2 Limpieza general (ambas) Semanal
5.3 Pintura de la obra civil (caseta) (ambas) Anual
5.4 Revisión de cerco y puertas (ambas) Semanal
5.5 Revisión de señalamientos (ambas) Semanal
5.6 Detección de fugas (ambas) Diario Se realiza inspección en forma semestral
como lo requiera la Norma con equipo de
detección de fugas para ionización de flama
5.7 Pintura de obra mecánica (ambas) Anual
5.8 Revisión instalación eléctrica, reparación de focos
(ambas)
Semestral
5.9 Revisión del sistema de tierra física (ambas) Semestral
5.10 Revisión y limpieza de filtro y separadores (ambas) Semanal
5.11 Calibración de tuberías en zonas de desgaste
(ambas)
Anual Para evaluar la corrosión interna del
gasoducto, previamente se debe realizar un
estudio tubo - suelo. La medición de
espesores de la tubería aérea en zona de
cambio de dirección o reducción de diámetro
se realiza anualmente
5.12 Revisión, lubricación y engrase de válvulas de
paso (ambas)
Mensual
5.13 Revisión y ajuste de la válvula de control (ambas) Mensual
5.14 Revisión y calibración de las válvulas de relevo
(ambas)
Anual
5.15 Limpieza de placas de orificio (CITY-GATE) Mensual
5.16 Limpieza, revisión y calibración de tubos de
medición (ambas)
Anual El tubo no se calibra, solo requiere de la de
espesores rugosidad, esta actividad se
realiza trianualmente
5.17 Limpieza, revisión y calibración de medidores
(CITY-GATE)
Trimestral Las actividades se realizan acorde con los
acuerdos de realización con PGPB.
5.18 Limpieza y revisión de turbinas de medición
(estaciones industriales)
Mensual La turbina requiere la revisión de los
componentes de envío de pulsos y el
engrasado del elemento rotatorio.
5.19 Calibración de medidores (estaciones industriales) Lustro Cada cinco años máximo se debe mandar
calibrar la turbina
5.20 Limpieza, revisión y calibración de graficador
(CITY-GATE)
Trimestral Las actividades se realizan de acuerdo con
los acuerdos de realización con PGPB
5.21 Limpieza, revisión y calibración de manómetros
(ambas)
Semestral En caso que los equipos estén
descalibrados se recomienda reemplazarlos
por nuevos (el reemplazo de los equipos
está incluido)
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5.22 Revisión y calibración del computador de flujo
(ambas)
Trimestral Las actividades se realizan de acuerdo con
los acuerdo realizados con PGPB
5.23 Reporte de calibración (ambas) Trimestral
5.24 Revisión de extinguidores manuales de fuego
(ambas)
Mensual
5.25 Limpieza, revisión y calibración de reguladores
(ambas)
Trimestral
6. CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA Frecuencia Comentarios
6.1 Actualización de planos Anual
6.2 Revisión del manual de operación y mantenimiento Anual
6.3 Entrega del reporte anual para la CRE Anual
6.4 Verificación anual según la NOM-007-SECRE-1999,
“Transporte de gas natural” por parte de una Unidad de
Verificación debidamente acreditada y aprobada por la
EMA (Entidad Mexicana de Acreditación) y la CRE
respectivamente
Anual
Pruebas de verificación
a) Inspección radiográfica de uniones soldadas en tubería de acero al carbón y medición de espesores 1. El personal que tenga a su cargo la inspección radiográfica, deberá estar lo
suficientemente capacitado para realizar en óptimas condiciones el trabajo
encomendado.
2. La aptitud y conocimientos generales deberán ajustarse a los lineamientos
generales que recomienda ASNT-TC 1A de la Sociedad Americana de Pruebas
No Destructivas.
3. El personal debe cumplir con las indicaciones que señale la comisión nuclear y
salvaguardias.
4. La compañía de inspección radiográfica debe proporcionar a cada una de sus
unidades el equipo necesario y el material suficiente para la ejecución de los
trabajos.
5. Las máquinas de Rayos “X” serán de hasta 200 KV y las fuentes radioactivas
de Iridio 192 serán de una actividad nominal de 100 Curies por lo menos y no
estará permitido su uso cuando la actividad sea inferior a 50 Curies.
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6. Antes de proceder a la inspección radiográfica se verificará visualmente que la
soldadura este bien terminada, en caso contrario no se inspeccionará dicha
unión.
7. la inspección radiográfica puede iniciarse una vez que la soldadura este a la
temperatura ambiente y se hayan colocado letreros preventivos indicando
peligro y limitando el acceso al área de trabajo solo al personal calificado;
dichos letreros deberán colocarse en un radio mínimo de 15 m.
8. La fuente de radiación apropiada, por ser espesores menores de 25.4 mm (1”),
se debe considerar el uso de Rayos “X” como mandatorio para líneas de
conducción.
9. Los Rayos “X” radiales autopropulsados (máxima calidad), tipo Crawler
nmx250x con procesador electrónico para mando programable con operación
automática o manual, ajuste de tracción radial autoposicionable, serán
utilizados para espesores de 1.6 mm (1/16”) a 25.4 mm (1”), y en tuberías
cuyos diámetros permitan su colocación en el interior.
10. Los Rayos “X” focales direccionales (media calidad) son mandatorios para
espesores de 1.6 mm (1/16”) a 25.4 mm (1”). El equipo debe ser de un
potencial de 200 KV por lo menos.
11. Los Rayos Gamma de Iridio 192 (mínima calidad) se usarán únicamente
donde el acceso haga impráctico el uso de Rayos “X”.
12. Se usarán películas de 70 mm (2 3/4”) de ancho.
13. Se deben usar películas tipo ASTM I o II. No se permite el uso de películas
tipo III o IV, y tampoco las de tipo médico.
14. Se podrán usar pantallas intensificadoras de plomo.
15. Toda la placa radiográfica debe contener la información que permita
relacionarla perfectamente con la soldadura donde fue tomada.
16. La información contenida en la identificación debe contener:
a. Nombre del cliente.
b. Nombre de la obra.
c. Número o clave de la línea donde se tome la radiografía.
d. Número de la junta o vena.
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e. Tercio del tubo o número de la placa.
f. Nombre de la compañía de inspección.
g. Fecha en que fue tomada.
h. Kilometraje si se trata de una línea de conducción.
i. Marca de escala para localización de los defectos.
17. Al empezar la construcción de la línea se anotará el número de uniones en
forma progresiva, debiéndose suspender en caso de obras especiales,
anotando nomenclatura especial que proporcionará la supervisión de PEMEX
Gas, esto con el propósito de cualquier aclaración.
18. Las radiografías deben presentarse libres de defectos de procesado,
incluyendo:
a. Sub-revelado.
b. Sobre-revelado.
c. Marcas por escurrimiento.
d. Marcas por estática-
e. Marcas por pantallas deterioradas.
f. Rayones.
g. Marcas de presión.
h. Velo por la luz.
i. Alta o baja densidad.
19. Una vez procesada completamente la película, debe quedar libre de residuos
químicos a fin de que dure, en condiciones aceptables, por lo menos cinco
años después de terminada la obra.
20. Es responsabilidad de la compañía radiográfica la interpretación de las
radiografías y la elaboración de los reportes.
21. La formulación de los reportes deben ser en formas impresas, cuyo diseño y
claves cumplan con los requisitos de PEMEX Gas; dichos reportes deberán de
ser entregados a la supervisión al inicio de la jornada siguiente a la toma de la
placa radiográfica, junto con los formatos de control que PEMEX establezca.
22. La interpretación debe ser en negatoscopio de intensidad variable y en un local
semioscuro.
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23. Las compañías de inspección radiográfica deben cumplir con los requisitos
que señale la licencia para uso y posesión de material radioactivo, emitida por
la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salva Guardias “CNSNS”,
debiendo de anexar la copia de licencia de autorización para manejo de
fuentes.
24. Las compañías de inspección radiográfica deberán contar con dosímetros y
monitores detectores de radiación que permitan resolver cualquier situación de
emergencia, los cuales deberán estar calibrados y deberán anexar el
certificado vigente de calibración.
25. El trabajo se debe realizar con las precauciones necesarias para que el
personal de supervisión y de otras compañías no reciban daño alguno por
radiación y para este efecto se colocarán las señales reglamentarias en
lugares visibles de tal forma que delimiten el área de trabajo considerando una
circunferencia de 15 m de radio como mínimo, a partir del punto de aplicación
de la radiación.
26. Si el equipo radioactivo, las técnicas de trabajo o las precauciones del
personal del contratista de radiografías son deficientes, de tal forma que
resulten afectadas terceras personas, PEMEX Gas solicitará la asesoría e
intervención de la CNSNS.
27. Con respecto a las medidas generales de seguridad, el trabajo deberá
ejecutarse observando las disposiciones de seguridad industrial de PEMEX
Gas
b) Prueba de hermeticidad 1. Manejo del tramo de tubería y accesorios que se van a utilizar para la prueba.
2. Suministro e instalación de cabezal de lanzamiento de pruebas de
hermeticidad, los cabezales deben estar previamente probados
herméticamente. Se deberá de presentar previamente el certificado de calidad
avalado por la empresa certificadora y solo entonces se autorizará la
colocación del cabezal, a fin de que se verifiquen los datos por parte de la
supervisión.
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3. Colocación y soldadura de coples para la instalación de válvulas (para instalar
el llenado y la instrumentación).
4. Prueba hidrostática y limpieza interior en tuberías.
4.1. Bombas de llenado y para instalar manómetros y/o manógrafo.
4.2. Bomba para elevación de presión
4.3. Instalación de tapones y corte posterior.
4.4. Introducción de "diablos" de llenado o limpieza en la tubería y “diablos” de
vaciado (opcional).
4.5. Medidor de flujo (opcional).
4.6. Filtro de agua.
4.7. Soldadura de los cabezales de prueba a la tubería, usando el electrodo
especificado.
4.8. Después de la prueba o corrida de diablos, corte del tapón y biselado para
ser usado posteriormente.
4.9. Carga, transporte y descarga de los cabezales a otro lugar para su nueva
instalación.
5. Llenado y levantamiento de presión en tuberías (incluye suministro y acarreo
de agua limpia).
5.1. Conectar la tubería de descarga de la bomba al cople instalado en el tapón
para llenado de la tubería.
5.2. Llenado de la tubería mediante el bombeo de agua limpia suministrada por la
contratista.
5.3. Eliminar el aire que pudiera quedar en tubería mediante un "diablo" que estará
impulsado por agua o mediante purgas en las partes mas altas de la tubería
(estas purgas, si es necesario hacerlas, deberán sellarse antes de la prueba).
5.4. Cambio de bomba de llenado a bomba de alta presión.
5.5. Bombeo de agua con la bomba de alta presión hasta alcanzar la presión de
prueba de la tubería que deberá ser 1.5 veces la presión de trabajo (esta
presión deberá mantenerse sin variación durante 24 horas sin que sea
necesario bombear mas agua).
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5.6. En caso de que la presión de prueba disminuya, deberá localizarse la fuga,
repararse, volver a llenar de agua limpia la tubería y levantar la presión.
6. Sangrías para la expulsión del agua.
6.1. Excavación para descubrir la tubería en la parte baja de un lado.
6.2. Quitar la protección anticorrosiva de la tubería.
6.3. Corte de un carrete para permitir la salida del agua.
6.4. Formación de un dren, o bombeo en su caso, para permitir el desalojo del
agua de la tubería, de tal manera que no cause daño a las instalaciones o
terrenos dentro de las normas ecológicas.
7. instalación de manógrafo, termógrafo y manómetro, corrida de grafica durante
24 horas.
7.1. Trazo, corte, biselado y soldado o roscado de las tuberías y piezas
necesarias para la instalación de manógrafo y termógrafo para registro de la
prueba hidrostática, estos equipos deberán contar con certificados de
calibración calificados.
7.2. Instalación y vigilancia durante 24 horas de las gráficas del manógrafo y
termógrafo.
7.3. Desmantelamiento de las tuberías y conexiones después de la prueba.
8. Instalación de bombas para rellenado, prueba y desmantelamiento posterior.
8.1. Instalación de la bomba (succión) y de la bomba hasta el cople instalado
previamente en el tapón de prueba de la tubería.
8.2. Tiempos de espera del equipo y personal de instalación durante la prueba.
8.3. Desmantelamiento de las líneas de succión y descarga de la bomba
después de la prueba satisfactoria de la tubería.
8.4. Transportes del personal y la bomba de su lugar de instalación a otro lugar
de la línea que sea requerido.
c) Vaciado, secado y limpieza interna de tubería 1. Limpieza interior con corrida de diablos con aire, de manera previa y posterior
a la prueba.
1.1. Introducción del "diablo" así como de foam pig’s.
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1.2. Se debe instalar dos cabezales de limpieza previamente probados
herméticamente.
1.3. Se debe considerar un cabezal para poder enviar el foam pig con by pass
conectado a secadores de aire impulsados por compresores.
1.4. Conexión de la tubería de descarga del compresor al cople instalado en el
cabezal de pruebas.
1.5. Inyección de aire a la tubería para mover el diablo.
1.6. Vigilancia para localización, a lo largo de la tubería, del paso del diablo.
1.7. Recibo del diablo en el extremo de la tubería que se va a limpiar y
transporte del mismo al inicio del tramo.
1.8. La corrida del diablo de limpieza, se ejecutará hasta cico veces si así lo
determina API, para lograr que se desaloje el agua residual de la prueba y
quede totalmente limpio el ducto (libre de tierra, materia orgánica e inorgánica)
en tramos con longitud de 5.0 Km como máximo.
1.9. Excavaciones con herramienta manual (sondeos) para controlar el paso de
diablos a lo largo de la línea (a cada 500 m), los cuales tendrán que ejecutarse
previo a la primera corrida de limpieza y se tendrán que verificar una vez que la
contratista de aviso por escrito a la supervisión de PEMEX Gas.
1.10. En el caso que el diablo llegare a detenerse, este alcance incluye los
trabajos necesarios para sacar el diablo, reparar la tubería y volver a correr el
diablo.
1.11. Los diablos de limpieza deben ser parte del equipo de la contratista.
1.12. Debe considerarse la instalación de arreglos de válvulas para hacer
desfogues de 2 o 3” D.N. durante la limpieza de la tubería en las partes más
altas del proyecto para evitar que el diablo de limpieza no avance en
pendientes pronunciadas, para posteriormente cortar esos carretes y reponer
con tubería nueva y probada herméticamente.
2. Instalación de compresor para corridas de diablo y desmantelamiento posterior.
2.1. Construir una línea desde el sitio en que se coloque el compresor hasta el
cople instalado previamente en el tapón de prueba de la tubería.
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2.2. Tiempos de espera de equipo y personal de instalación, entre una corrida
de diablos y otra.
2.3. Desconectar y volver a conectar la línea de descarga del compresor al
cople instalado en el tapón, cada vez que sea necesario cortar el tapón para
introducir el diablo de limpieza.
2.4. Trazo, corte, biselado y soldadura de los materiales necesarios
2.5. Desmantelamiento de la línea entre el compresor y la tubería, después de
que esta ha quedado satisfactoriamente limpia.
2.6. Transporte del personal y del compresor de su lugar de instalación a otro
lugar de la línea que sea requerido.
3. Instalación de carretes para unir tramos de prueba.
3.1. Trazo, marcado sobre la tubería el lugar donde se va a soldar el carrete.
3.2. Corte y biselado la tubería.
3.3. Trazo sobre un tramo de tubería, de la longitud que se va a usar como
carrete.
3.4. Corte y biselado de los extremos del carrete.
3.5. Manejo del carrete para alinearlo con la tubería en el fondo de la zanja.
3.6. Tiempos de espera necesarios para que las juntas sé radiografíen al
100%.
3.7. Protección anticorrosiva de las juntas y tramos dañados durante la
maniobra.
3.8. Relleno de la zanja o caja que fue necesario abrir o dejar sin tapar para
hacer el empate.
4. Sosteniendo la presión proyectada durante 24 horas.
4.1. Suministro de agua limpia y combustibles.
4.2. Suministro, instalación y operación de equipos y accesorios.
4.3. Instalación de equipos y accesorios de medición y de control (manómetros,
válvulas, conexiones, tuberías, etc.).
4.4. Ejecución de la prueba incluyendo la supervisión del sistema.
4.5. Calificación de la prueba por la compañía verificadora.
4.6. Realización de las pruebas necesarias hasta obtener la aprobación de API.
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4.7. Retiro de los equipos e instalaciones utilizadas en la prueba.
4.8. Limpieza general.
4.9. Todos los materiales y accesorios que se usen en forma provisional para
la prueba, deberán ser de la misma resistencia que los materiales y accesorios
de instalación permanente.
5. Es requisito indispensable para la ejecución de la prueba, que antes de la
misma se presenten los certificados de calidad originales debidamente
certificados de los materiales y accesorios que se usaran provisionalmente
durante la prueba.
6. Limpieza final del área de trabajo.
7. Trabajos realizados para cualquier tipo de terreno y condiciones topográficas y
orográficas del derecho de vía.
8. La prueba hidrostática deberá comprender la línea regular, como las partes
componentes del sistema (válvulas de seccionamiento e interconexiones).
9. La contratista deberá considerar todos los alcances para efectuar la prueba
hidrostática, así como los estudios correspondientes para determinar los
tramos en que se probará la tubería.
10. La contratista deberá apegarse en forma detallada al procedimiento certificado
para la ejecución de la prueba hidrostática solicitado al contratista.
d) Inspección por medio de líquidos penetrantes de uniones soldadas en tubería de acero al carbón 1. La compañía propondrá el procedimiento que utilizará para la inspección, el
cual deberá constar como mínimo con lo siguiente:
a) Especificación del líquido penetrante que se utilizará, así como la limpieza
del exceso del mismo.
b) Especificación del procedimiento de limpieza, el cual deberá garantizar que
el elemento a inspeccionar estará libre de grasa, aceite, polvo, escoria,
cascarilla, pintura, recubrimiento, etc.
c) Especificación del procedimiento de aplicación de líquido revelador.
d) Especificación del procedimiento para el registro de la inspección.
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2. Para poder dar inicio a esta actividad, la contratista deberá de dar aviso con 48
horas de anticipación, anexando el procedimiento avalado por la compañía
inspectora.
e) Revestimiento de juntas 1. Se deberá preparar el sitio y colocar las protecciones necesarias para
recuperar la arena a utilizar para la limpieza y evitar que la pintura a aplicar por
aspersión contamine el entorno del sitio de aplicación.
2. Limpieza con chorro de arena (sílica) a metal blanco hasta alcanzar el perfil de
anclaje requerido
3. El recubrimiento anticorrosivo exterior (parcheo) en juntas de soldadura, se
realizará con material compatible al aplicado en la protección exterior
anticorrosiva a la tubería, el material de parcheo debe resistir una corriente
directa igual o superior a la que soporta la protección anticorrosiva exterior de
la tubería y la aplicación será de acuerdo al procedimiento y recomendaciones
que proponga el fabricante del producto.
4. Inspección dieléctrica del recubrimiento de las juntas, pasando un detector de
fallas de recubrimiento con un voltaje conforme a las recomendaciones del
fabricante.
5. Corrección de los defectos encontrados en el recubrimiento anticorrosivo a lo
largo de la lingada cada junta, de acuerdo a las recomendaciones del
fabricante.
6. Limpieza del área de trabajo.
f) Limpieza y protección anticorrosiva 1. Suministro y transporte de todos los materiales requeridos para la limpieza del
recubrimiento y la protección anticorrosiva.
2. Reparación de la protección mecánica de pequeños desperfectos en todo el
tubo como son: poros, rayones, despostillado, etc., considerando hasta 96
reparaciones por tubo de acuerdo con el procedimiento de reparación
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autorizado, tomando en cuenta que dichos desperfectos en la protección
mecánica son los normales y no son producto de agentes externos severos
como: vandalismo, tubería caída en la zanja, golpeada por el paso de animales
y/o gente, etc.
3. Revestimiento de las juntas soldadas, que es la protección anticorrosiva de los
extremos desnudos de la tubería (aproximadamente 10 cm), según
procedimiento certificado.
3.1. Preparación del equipo de limpieza incluyendo: compresor, ollas,
mangueras, chiflones; equipo de control como manómetros, válvulas,
purificador de aire, eliminador de aceite, extractor de aire para limpieza de
interiores, secador de arena.
3.2. Habilitado de la arena sílica, cerniéndola para que satisfaga la
especificación ICH74 de PEMEX y secándola para introducirla al equipo de
limpieza.
3.3. Limpieza de las superficies con equipo de sand-blast a metal blanco.
3.4. Aplicación de la resina epóxica de acuerdo al procedimiento certificado.
3.5. Inspección dieléctrica del recubrimiento de toda la tubería pasando un
detector eléctrico holliday.
3.6. Corrección de defectos detectados según procedimiento aprobado.
4. Inspección dieléctrica del recubrimiento de toda la tubería pasando un detector
eléctrico holliday.
5. Corrección de los defectos detectados según procedimiento certificado.
6. La presencia de personal responsable de seguridad y señalización, para
prevención de riesgos.
7. La ejecución del trabajo en cualquier tipo de terreno y/o pendientes
pronunciadas de acuerdo con las condiciones topográficas y orográficas en
todo el derecho de vía.
Insumos Las actividades de operación consisten básicamente en el transporte de gas, por
lo que no se necesitarán materias primas o insumos adicionales durante esta
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Etapa. Se prevé utilizar, según se requiera, cantidades mínimas de pintura,
resinas epóxicas, estopas, aceite y combustibles; el tipo y cantidad serán definidos
por el transportista cuando se ponga en operación el proyecto. En relación a los
requerimientos de energía eléctrica, se estima un consumo diario de 96 KW/día.
Requerimientos de personal
a) Director general: - Responsable de aprobar e implantar el Manual de Operación y Mantenimiento y
de la coordinación del personal asignado y de su participación en las brigadas de
atención a emergencias.
b) Coordinador de operación y mantenimiento: - Supervisa el cumplimiento de las actividades en base al Manual de Operación y
Mantenimiento, reglamentos y procedimientos aplicables en el manejo de gas
natural.
- Lleva el control de informes, reportes, órdenes de trabajo, así como de los
dictámenes elaborados por las unidades de verificación.
- Integra los reportes que se entregarán a la CRE y a la Unidad de Verificación
para las revisiones semestrales y anuales.
- Participa en las brigadas de atención a emergencias.
c) Coordinador Administrativo - Supervisa y da cumplimiento de la parte administrativa y contable del área de
operación y mantenimiento.
d) Coordinador de calidad: - Participa directamente en la capacitación y difusión del sistema de operación y
mantenimiento.
- Programa y ejecuta periódicamente auditorias de calidad internas para
comprobar el grado de implementación del sistema de operación y mantenimiento,
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- Participa en las auditorias externas llevadas a cabo por la CRE y la STPS
(Secretaría del Trabajo y Previsión Social), en coordinación con el personal
técnico y administrativo de la empresa.
- Participa en coordinación con el personal para dar respuesta a las deficiencias o
hallazgos detectados como resultado de las auditorias, así como en el análisis
para corregir las deficiencias detectadas.
e) Ingeniero instrumentista: - Responsable del control de material y equipo para la operación y mantenimiento
del sistema de transporte.
- Responsable del control y mantenimiento de los sistemas integrales de medición
y sistemas de comunicación.
- Lleva a acabo las actividades siguientes:
Medición de gas.
Medición de variables de operación.
Control de mantenimiento y calibraciones a instrumentos de medición.
Control y mantenimiento de señales neumáticas y eléctricas a los instrumentos
y sistemas de comunicación.
Control y mantenimiento de los sistemas de radiosy comunicaciones SCADA.
Elaboración de DTI y hojas de datos de señales, listas de lazos conforme a
normas y especificaciones técnicas nacionales e internacionales.
Elaboración de gráficos de consumos.
Control de señales de potencia al sistema.
- Participa en las brigadas de atención a emergencias
f) Ingeniero mecánico: - Lleva el control de material y equipo para la operación y mantenimiento del
sistema de transporte.
- Responsable del control y mantenimiento de los sistemas integrales de
regulación, protección catódica, aislamiento y tierras.
- Lleva acabo las actividades siguientes:
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Revisión del sistema y detección de fugas.
Medición de tomas de potencial tubo-suelo.
Revisión de uniones, tanto soldadas, roscadas y bridadas.
Revisión, control y mantenimiento del cableado de protección catódica.
Elaboración de reportes de procedimientos de soldadura, especificaciones y
calificación de soldadores.
Elaboración de reportes de celajes y del sistema de operación y
mantenimiento.
Control y mantenimiento de tubería y accesorios del sistema de transporte.
- Participa en las brigadas de atención a emergencias.
g) Asistente técnico:
- Auxiliar de mantenimiento.
- Lleva el control de material, herramientas y equipo del área de mantenimiento.
- Lleva el control de las órdenes de trabajo y consumos de material.
- Mantenimiento de instalaciones eléctricas, de señales, potencia, red apartarrayos
y tierras.
- Mantenimiento de uniones, soldadas, roscadas y bridadas.
- Recorridos para detección de fugas.
- Soldaduras Cadweld.
- Movimiento y reposición de accesorios y equipos para la protección catódica del
sistema de transporte.
- Pintura y mantenimiento general a estaciones de regulación y medición.
- Desasolve de trincheras y zanjas.
- Control y mantenimiento de los vehículos asignados para operación y
mantenimiento.
- Participa en las brigadas de atención a emergencias
II.2.6 Descripción de obras asociadas al proyecto No se contempla la realización de obras asociadas, a excepción de la bodega
provisional que también se utilice para vigilancia ya mencionada con anterioridad.
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II.2.7 Etapa de abandono del sitio
Se estima que la vida útil del proyecto será de 30 años, al término de la cual
deberá ser sustituida para continuar proporcionando el suministro. Sin embargo,
se contempla que con la aplicación de un adecuado Programa de mantenimiento,
esta vida útil pueda prolongarse.
Por el contrario, en el caso de que el suministro de gas natural ya no sea
requerido, los terrenos que ocupa el proyecto serán destinados al uso que
contemple en ese momento los planes de desarrollo local.
II.2.8. Utilización de explosivos
No se contempla el uso de explosivos para la realización de la obra.
II.2.9. Generación, manejo y disposición de residuos sólidos, líquidos y
emisiones a la atmósfera
a) Generación, manejo y disposición de residuos sólidos y líquidos
a.1) Residuos peligrosos
De acuerdo a las actividades que se pretenden llevar a cabo durante las diferentes
etapas del proyecto y tomando en cuenta lo estipulado en la NOM-052-
SEMARNAT-2005, los residuos peligrosos que se producirán consisten
básicamente en: trapos y estopas impregnadas con aceite, grasas, pinturas y
recubrimientos; mismos que serán almacenados temporalmente en contenedores
apropiados, separando los líquidos de los sólidos para que con anticipación se
contrate a una empresa prestadora de servicios para su recolección y transporte,
debidamente registrada en el padrón de la SEMARNAT, y disponerlos en los sitios
de disposición temporal o final que cumplan con lo establecido en la legislación
aplicable.
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Se señala que la promovente se dará de alta como empresa generadora de
residuos ante la Autoridad ambiental y como fue referido en el párrafo anterior,
contratará posteriormente a una empresa de manejo especializada que contará
con las autorizaciones correspondientes.
a.2) Residuos no peligrosos
Durante la fase de Preparación del sitio se generarán residuos domésticos y
orgánicos. La fuente emisora de los primeros serán los trabajadores contratados y
los últimos se constituirán por los productos resultantes de las prácticas de
limpieza del componente vegetal en las superficies de uso agropecuario. En la
estancia de los trabajadores se generarán residuos no contaminantes, que serán
depositados en contenedores con tapa y recolectados posteriormente por el
servicio de limpia municipal. Para el caso de los residuos orgánicos, no se
requiere de infraestructura adicional para su disposición.
Caracterizada por la generación de residuos de construcción (material estructural,
escombros, pedacería de fierro, madera de cimbrado, cartón, papel, etc.) y del tipo
doméstico, durante la segunda fase del proyecto se cuentan como principales
fuentes los frentes de construcción y los emitidos por los trabajadores contratados.
Dichos residuos serán almacenados temporalmente en la misma franja de
afectación que constituye el derecho de vía (de la misma manera que en la etapa
de Preparación del sitio) y extraídos del área de estudio mediante el uso de
camiones de carga para ser trasladados a los sitios autorizados en el Municipio a
través de empresas prestadoras de servicio.
Los residuos sólidos que se generen como resultado de las actividades de
operación y mantenimiento, deberán ser confinados de acuerdo con la
normatividad correspondiente, siendo obligación del transportista contratado su
cumplimiento.
Por otra parte, el único residuo líquido que se originará durante la ejecución del
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proyecto es el agua en forma residual por el uso de los sanitarios portátiles que se
emplearán en las fases de preparación del sitio y construcción y el agua utilizada
para las pruebas hidrostáticas; esta última que podrá descargarse en los terrenos
aledaño al trazo previo permiso de la Autoridad competente. Las aguas residuales
producidas por el uso de las letrinas serán recolectadas por pipas y llevadas a
sitios de tratamiento para su disposición adecuada, servicios que serán
subcontratados a través de empresas autorizadas y especializadas para dicho fin.
b) Generación, manejo y control de emisiones a la atmósfera Con respecto a las emisiones atmosféricas, éstas serán las que se generen por la
combustión que se lleva a cabo durante el funcionamiento de los equipos,
maquinaria y vehículos empleados en las etapas de preparación del sitio y
construcción, así como los gases provenientes de los vehículos que se utilizarán
para el mantenimiento del ducto y sus instalaciones. Estas emisiones consistirán
principalmente de óxidos de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (CO), para
las cuales no se prevé rebasar los límites establecidos en las normas vigentes en
la materia (NOM-041-SEMARNAT-1999 y NOM-045-SEMARNAT-1996); ya que
todo vehículo será sometido a prácticas de mantenimiento preventivo y correctivo,
de manera que no alteren la calidad del aire de la región.
Por lo que atañe a la emisión del ruido producido por el funcionamiento de los
mismos vehículos, maquinaria y equipo que se utilizarán durante todas las etapas
del proyecto, se cumplirá con lo establecido en la NOM-080-SEMARNAT-1994, que establece los límites máximos permisibles y su método de medición.
Se señala además que no existirá contaminación radioactiva, térmica o luminosa,
ni se producirán vibraciones.
II.2.10 Infraestructura para el manejo y disposición adecuada de los residuos Es importante resaltar en este aspecto, que la zona conurbada de Veracruz cuenta
con la infraestructura necesaria para el manejo y disposición final de los residuos,
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misma que cubre las demandas del presente proyecto en sus etapas de
preparación del sitio y construcción, así como las futuras producto de la operación
y mantenimiento del desarrollo propuesto.
CAPÍTULO III. VINCULACIÓN CON LOS ORDENAMIENTOS JURÍDICOS APLICABLES EN MATERIA AMBIENTAL Y, EN SU CASO, CON LA REGULACIÓN DEL USO DE SUELO Con base en las características del proyecto propuesto, a continuación se
identifican y analizan los diferentes instrumentos de planeación que ordenan la
zona donde se pretende establecer, a fin de sujetarse a los instrumentos con
validez legal que rigen el desarrollo de la construcción de gasoductos, sin
contemplar como actividad procesos de cambio de uso de suelo en una
comunidad vegetal. De acuerdo a las disposiciones contenidas en la LGEEPA y su
Reglamento en materia del Impacto Ambiental, corresponde a la Federación las
ordenaciones respectivas, siendo importante señalar que el sitio donde se
pretende establecer el proyecto no cuenta con elementos florísticos en el derecho
de vía (solo existe en una de sus colindancias una línea de especies vegetales
que conforman un seto vivo, del cual se prevé eliminar máximo un número de 100
ejemplares durante el desarrollo de la obra), situándose en una zona con uso
industrial que muestra gran presión antropogénica; sin embargo, a pesar de lo
anterior deberá de establecerse una serie de medidas restrictivas encaminadas a
prevenir o mitigar los impactos adversos causados por la ejecución del proyecto
en el ecosistema.
• Planes de Ordenamiento Ecológico del Territorio El Ordenamiento Ecológico del Territorio (OET) es un instrumento imprescindible
para transitar hacia el desarrollo sustentable, ya que fomenta cambios
estructurales que pueden incidir en el comportamiento económico y social y en el
mismo mantenimiento de los bienes y servicios obtenidos del capital natural.
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El OET es un instrumento legal emanado de la LGEEPA. Esta Ley establece
cuatro modalidades de programas de ordenamiento ecológico: General del
Territorio, Marino, Regional y Local. El Ordenamiento Ecológico General del
Territorio (OEGT) y el Ordenamiento Marino, son de competencia exclusivamente
federal. Los Ordenamientos Regionales pueden darse en dos variantes: 1) los que
abarcan parte o la totalidad del territorio de una entidad federativa, que son de
competencia estatal y se formulan como lo determinen las leyes locales en la
materia; y 2) los que abarcan zonas ecológicas de dos o más entidades
federativas, los cuáles se formulan de manera conjunta entre los tres órdenes de
gobierno. Los Programas de Ordenamiento Ecológico Local son expedidos por las
autoridades municipales de conformidad con las leyes locales en materia
ambiental. Los ordenamientos locales que comprenden parte o la totalidad de un
municipio dentro de un ANP, se deberán formular de manera conjunta entre los
tres órdenes de gobierno. Adicionalmente y a través de la suscripción de
Convenios de Coordinación pueden participar los tres órdenes de gobierno en los
Ordenamientos Marinos, Regionales y Locales.
El Reglamento de la LGEEPA en materia de Ordenamiento Ecológico establece
que la SEMARNAT deberá formular el Programa de Ordenamiento Ecológico
General del Territorio en el marco del Sistema Nacional de Planeación
Democrática; por lo que es necesario regionalizar el territorio nacional e identificar
las áreas de atención prioritaria, así como las áreas de aptitud sectorial. Las áreas
de atención prioritaria, serán aquellas donde se desarrollen proyectos, programas
y acciones de la Administración Pública Federal (APF) que puedan generar
conflictos con cualquier sector; así como aquellas que deban ser preservadas,
conservadas, protegidas, restauradas, o que requieran del establecimiento de
medidas de mitigación para atenuar o compensar impactos ambientales adversos.
La meta sexenal incluye:
- Decretar el Programa de Ordenamiento Ecológico General de Territorio.
- Constituir la Comisión Intersecretarial para el Manejo Integral de los
Océanos y las Costas (CIMIOC).
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- Formular y aplicar la Política Nacional para los Océanos y las Costas:
Política Transversal o de Estado.
- Formular la Estrategia Nacional para la Atención de Humedales Costeros
en particular los Ecosistemas de Manglar.
- Formular la Estrategia Nacional para la Protección de la Biodiversidad
Costera y Marina.
- Formular la Estrategia para el Fomento al Desarrollo Sustentable en los
Mares y las Costas (Turismo, Industria, Pesca y Acuacultura, entre otras).
La SEMARNAT deberá trabajar simultáneamente el fortalecimiento de los
procesos de ordenamiento ecológico marino y costero que actualmente se
encuentran en desarrollo con la concertación e inicio de procesos de
Ordenamiento Ecológico Marino y Regional en las costas del Pacífico Norte y el
Pacífico Sur. La meta sexenal en esta línea de acción será contar con
ordenamientos ecológicos marinos y costeros a escala regional, decretados en la
totalidad de la extensión de las aguas marinas nacionales.
Golfo de México y Mar Caribe
De los 11,592 Km de litoral que tiene México, el 30% corresponde al Golfo de
México y Caribe. Ecológicamente, esta región costero-marina sustenta
ecosistemas de valor único, como son los arrecifes coralinos, manglares, lagunas
costeras y dunas costeras. Es una región costera con alta presión de actividades
humanas (desarrollo urbano, industrial y turístico) sobre los ecosistemas y uso del
suelo, por lo que se requiere promover instrumentos de planeación del territorio
adecuados a sus condiciones.
Los estados del Golfo de México contribuyen con el 12.9% del PIB nacional. La
dinámica socioeconómica regional, se expresa diferencialmente en los estados del
Golfo de México: Tamaulipas (actividades portuarias y pesca), Veracruz (industria
petroquímica, actividades portuarias y pesca), Tabasco (producción de gas y
petróleo), Campeche (producción pesquera y petrolera), Yucatán (pesca y turismo)
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y Quintana Roo (turismo). La infraestructura portuaria de la región mueve el 65%
del total de la carga nacional (152´458,000 Ton), siendo los más importantes los
puertos de Veracruz, Altamira, Coatzacoalcos y Progreso.
De acuerdo al contenido de la Estrategia Nacional para el Ordenamiento Ecológico
del Territorio en Mares y Costas publicada recientemente por la SEMARNAT, el 28
de septiembre de 2006 se firmó el Convenio para el Ordenamiento Ecológico
Marino y Regional del Golfo de México y Mar Caribe (OEMyR-GMyMC) en Boca
del Río, Ver., con la participación de nueve Dependencias y dos entidades de la
APF, así como de los gobiernos de los seis estados. El desarrollo de este
Convenio avanzó constituyendo al Órgano Ejecutivo de su Comité de
ordenamiento, el 30 de octubre del mismo año en la Cd. (Ciudad) de Campeche,
donde se realizó su primera sesión de trabajo, donde se tomaron importantes
decisiones tales como los siguientes acuerdos: la estructura y composición del
Órgano Técnico del mismo Comité de ordenamiento; el reglamento que regirá los
trabajos del Comité; el programa de trabajo para el año 2007; la participación de la
sociedad civil en el proceso de ordenamiento, a través de los sectores productivos,
el Consejo Consultivo para el Desarrollo Sustentable, ONG´s, y la participación de
la academia y la investigación científica del país. Con estas acciones cerró sus
trabajos el 30 de noviembre de 2006.
Para el año 2007, las metas del OEMyR-GMyMC son el de elaborar las fases de
caracterización y diagnóstico, mientras que en 2008 se prevé culminar con el
pronóstico y la propuesta (Tabla III.1). Este proceso de ordenamiento ecológico
permitirá por primera vez el desarrollo de un programa de manejo integral costero,
al considerar tanto la porción continental como la marina de esta región.
Tabla III.1. Cronograma de actividades sexenales para el OEMyR-GMyMC.
Actividades 2007 2008 2009
Caracterización
Diagnóstico
Prospección
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Estrategia
Publicación y decreto
Instrumentación, evaluación y seguimiento
En el ámbito estatal, en 17 estados costeros del país se cuenta actualmente con
alguna iniciativa de ordenamiento ecológico en parte o en la totalidad de su
territorio. Sin embargo, de esas iniciativas sólo 17 ordenamientos ecológicos, que
se concentran en seis estados (Baja California, Baja California Sur, Colima,
Jalisco, Michoacán y Quintana Roo,) concretaron su decreto. Únicamente Baja
California, Colima y Jalisco cuentan con el ordenamiento ecológico de todo el
Estado. Por su parte, prácticamente toda la costa de Quintana Roo cuenta con un
esquema de planeación local pues de sus ocho municipios, seis tienen un
ordenamiento ecológico decretado (Municipal de Benito Juárez, Zona Continental
de Isla Mujeres, Isla Cozumel y su zona marina de influencia, Corredor Cancún-
Tulum, Zona Costera de Sian ka'an y Costa Maya).
La SEMARNAT ha promovido la vinculación de los tres órdenes de gobierno en
los procesos de ordenamiento ecológico locales en municipios costeros, ya que es
a esta escala de alta resolución y fuerza regulatoria donde el Gobierno Federal
puede participar de manera directa en el establecimiento de las bases para la
sustentabilidad de la zona costera. En esta línea, ha sido prioritario el trabajo en
municipios con potencial o alto crecimiento económico, como es el caso de La
Paz, Los Cabos y Loreto, en Baja California Sur y de Solidaridad, Isla Mujeres,
Cozumel y Lázaro Cárdenas, en Quintana Roo, en los cuales existe el interés por
el desarrollo turístico.
Finalmente, tomando en cuenta la información publicada por la misma Secretaría
en su Portal Web (http://www.semarnat.gob.mx) en referencia al inventario de los
Ordenamientos Ecológicos Regionales, se encuentran en elaboración los
correspondientes a la Cuenca Baja del río Coatzacoalcos con una superficie de
470,000 ha (Convenio fechado el 04 de Mayo del 2000) y el Estatal de Veracruz
para 7´169,300 ha (Convenio del 26 de Julio de 2007). En referencia al estatus de
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los Ordenamientos Ecológicos Locales, se señala que el Municipal de
Coatzacoalcos se cita en elaboración para una superficie de 30,318 ha.
Es así que, dado que no existen OET decretados que incidan en el área de
estudio, por la naturaleza del proyecto se enumeran a continuación una serie de
recomendaciones para las distintas fases de implementación, teniendo como
propósito lograr el aprovechamiento racional y sostenido de los recursos naturales,
así como aminorar los impactos adversos sobre el ambiente:
Prohibir la descarga o emisión de contaminantes que alteren la atmósfera o
que provoquen degradación en perjuicio del ecosistema en contravención
de las disposiciones normativas aplicables.
Prohibir la emisión de ruido en contravención de las disposiciones legales
relativas.
Tomar medidas técnicas preventivas para evitar efectos nocivos en la salud
de la población.
Prohibir la descarga, depósito o infiltración de contaminantes en los suelos
sin el cumplimiento de las normas reglamentarias y los lineamientos
técnicos correspondientes.
Observar las recomendaciones emanadas de la aplicación del
procedimiento de impacto ambiental, con el objeto de mitigar los efectos
negativos al ambiente.
Disponer adecuadamente los desechos resultantes de movimientos de
tierra y de materiales de construcción excedentes.
• Planes y Programas de Desarrollo Urbano Estatales, Municipales o en su caso del Centro de Población a) Plan Veracruzano de Desarrollo 2005-2010 Es el instrumento rector que establece las políticas y acciones públicas del
Gobierno estatal, así como las líneas estratégicas y prioridades programático-
presupuestales. Parte de un diagnóstico que evidencia los retos y las debilidades
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que enfrenta la Entidad, al tiempo que reconoce las oportunidades, fortalezas y
capacidades con las que cuenta Veracruz para superar con responsabilidad y
equidad sus carencias.
En la formulación del Plan se consideraron 10 criterios básicos que dan sustento a
los objetivos, estrategias y acciones específicas:
1) Garantía a las libertades, respeto a los derechos humanos y su promoción
permanente para impulsar la más amplia inclusión ciudadana, en especial
de mujeres y jóvenes, a fin de lograr su mayor participación social.
2) Combate a la pobreza, la marginación y la discriminación de todo tipo,
como base del impulso al bienestar social y al mejoramiento del nivel de
vida de la población.
3) Mejoramiento de los servicios públicos, en particular los de salud,
educación, comunicaciones y transportes.
4) Sustentabilidad, conservación, restauración y aprovechamiento racional del
medio ambiente.
5) Eficiencia y calidad, así como productividad y competitividad, en todas las
actividades públicas y privadas.
6) Desarrollo regional y urbano que distribuya mejor los beneficios sociales,
tanto en términos demográficos como geográficos.
7) Gobernabilidad democrática, con articulación entre los órdenes de
gobierno, de acuerdo con sus respetivas atribuciones, con base en la
transparencia, el acceso a la información y la rendición de cuentas.
8) Modernización y mejoramiento de la seguridad pública, la procuración y la
impartición de justicia; así como de la prevención del delito y la
readaptación social.
9) Planeación obligatoria de las acciones del sector público estatal, que
comprende la formulación, la ejecución, la evaluación, y el control del Plan y
los programas que de éste se deriven, en un contexto de articulación y
corresponsabilidad con la sociedad.
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10) Desarrollo educativo y cultural, que propicie y apoye la innovación y la
creatividad, promueva los valores cívicos y contribuya la convivencia
pacífica.
Cada Capítulo del Plan inicia con un diagnóstico específico del tema en cuestión y
con una consideración conceptual sobre la posición del gobierno del estado
respecto a dicho tema. Posteriormente, se presentan los objetivos, líneas
estratégicas, acciones prioritarias y, en su caso, los proyectos detonadores.
La problemática sectorial y regional de la Entidad son abordadas en los Capítulos
V y VI del Plan, con el propósito de proporcionar un contexto para ubicar las
estrategias que se presentan a partir del Capítulo VII: Medio ambiente; combate a
la pobreza; educación; cultura; recreación y deporte; y salud.
Capítulo V “ESTRATEGIA SECTORIAL” V.1. Sector Primario…
V.2. Turismo…
V.3. Industria Veracruz contrasta con otras regiones del país en términos de su proceso de
industrialización. Por una parte, porque este se inició y ha sido altamente
dependiente del desenvolvimiento de las actividades de PEMEX en la entidad, en
particular de la industria petroquímica en el sur del Estado. Por otra, porque la
industrialización ha respondido a un patrón de lunares de manufacturas, más que
al de cadenas o “clusters”. Esto tiene como resultado que en el Estado las
manufacturas tengan un peso relativamente menor (18.4% del Producto Interno
Bruto estatal) en comparación con 20% a nivel nacional.
…..
V.3.1 Diagnóstico La disponibilidad de recursos naturales, tierra, agua, de infraestructura adecuada
para la industria, la cercanía geográfica a los principales mercados nacionales y
del exterior, y el aprovechamiento de esquemas para promover la atracción de
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actividades manufactureras, constituyen oportunidades que no deben dejarse
pasar. El reto es crear las condiciones adecuadas para promover y facilitar que se
instalen nuevas empresas industriales en Veracruz, en coordinación con el sector
empresarial y los municipios.
V.3.2 Objetivos
• Recuperar el sector industrial como uno de los motores fundamentales de la
actividad económica en Veracruz.
• Impulsar un patrón de industrialización distinto, basado en manufacturas de
alta sofisticación que requieran tecnologías de punta, y que se complementen con
servicios de alta especialización.
• Promover el establecimiento de industrias de proceso que aprovechen las
ventajas competitivas de Veracruz.
V.3.3 Líneas estratégicas
• Desarrollar nuevos esquemas para ubicar y localizar físicamente nuevas industrias acordes con sus necesidades y sus requerimientos, con apego a
estándares estrictos de seguridad industrial, utilizando para ello las diversas
modalidades existentes, entre las que destacan parques industriales, villas,
clusters, distritos, redes.
• Promover el desarrollo de infraestructura de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural en el Estado, con objeto de ofrecer a usuarios
residenciales, comerciales e industriales acceso a un energético alternativo,
limpio, seguro y competitivo, lo que redundará también en un mayor desarrollo
regional.
V.3.4 Acciones prioritarias
• Promover la modalidad de contratos de largo plazo para el suministro de gas
natural y derivados petroquímicos entre Pemex y empresas petroquímicas
asentadas o interesadas en localizarse en el Estado.
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• Apoyar y participar en el proceso de licitación para construir y operar sistemas
de distribución de gas natural en las principales ciudades del Estado.
Bajo dicha perspectiva, la realización del proyecto no contraviene este instrumento
de planeación al promover el desarrollo de infraestructura para la distribución de
gas natural en las instalaciones del PIBP y en un futuro del Parque Industrial
Santa Fé, además de pretender satisfacer la demanda del producto en la zona
industrial ubicada en las afueras de la Cd. de Veracruz. Con la premisa de que la
construcción del gasoducto ha sido planeada de manera que impacte lo menos
posible el ambiente, la ejecución de las actividades propuestas permitirá mejorar
las prácticas operativas y cumplir con las metas de producción de los grupos
empresariales, impulsando de la misma manera el desarrollo de los centros
industriales estratégicos.
b) Actualización del Programa de Ordenamiento Urbano de la Zona Conurbada Veracruz – Boca del Río - Medellín – Alvarado, Ver. Veracruz 2002-2004 El Programa establece objetivos, políticas, estrategias e instrumentos específicos
para su implementación, en base a las disposiciones que establecen la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; la Ley General de
Asentamientos Humanos; la Constitución Política del Estado Libre y Soberano de
Veracruz – Llave; Ley Orgánica de la Administración Pública; Ley de Desarrollo
Regional y Urbano y la Ley Orgánica del Municipio Libre. Su estructura se escinde
en seis apartados en los que se desglosa toda la información necesaria para su
desarrollo, que corresponden a las siguientes fases metodológicas: Antecedentes,
Diagnóstico, Normatividad, Estrategia, Programación e Instrumentación.
El Programa en sí ordena una zonificación primaria de las localidades
involucradas, donde se diferencian las superficies y usos para cada zona,
delimitando la estructura de la Zona Conurbada y describiendo las áreas de
reserva, ya sean industriales, ecológicas, territoriales y espaciales. Así mismo,
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estructura la zona urbana en una zonificación secundaria, definiendo usos
permisibles y condicionados para cada desagregado, a partir de las características
de suelo –densidad, COS, CUS- así como los elementos que dan servicio a la
población.
Capítulo 4 “ESTRATEGIA” 4.1. ESTRATEGIA GENERAL DEL PLAN…
4.2. POLÍTICAS DE DESARROLLO…
4.3. LINEAMIENTOS ESTRATÉGICOS Los lineamientos estratégicos establecen la organización espacial prevista para la
Zona Conurbada mediante su división en distritos funcionales para el área urbana,
las áreas de reserva y las áreas rurales que fueron determinadas.
…
Las acciones se establecen en plazos temporales denominados horizontes y los
lineamientos estratégicos se subdividen en los siguientes aspectos:
• Vivienda.
• Incorporación del suelo al desarrollo.
• Reservas (territoriales, ecológicas, industriales, especiales).
• …
4.3.3. RESERVAS
…..
4.3.3.2. RESERVA INDUSTRIAL La Zona conurbada constituye un conglomerado urbano en el cual se ha
desarrollado una infraestructura industrial de importancia así como condiciones de
desarrollo urbano que la hacen sujeto de inversión industrial, comercial y turística.
El Gobierno del Estado de Veracruz a través de las Secretarías de Desarrollo
Regional y Desarrollo Económico y con la concurrencia de los Ayuntamientos
participantes han definido políticas generales para el diseño y aplicación de una
estrategia que busca la consolidación de un desarrollo económico y urbano que
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reactive y consolide la base económica ante las nuevas condiciones de los
mercados globales y la integración regional.
Reserva Industria Pesada La zona industrial de la Zona Conurbada enfocada principalmente a la industria
manufacturera y metal-metalmecánica se localiza al Oeste de la mancha urbana
sobre la carretera libre a Xalapa; las principales industrias se asientan en la
Ciudad Industrial Bruno Pagliai así como otras ubicadas en esta zona como
TAMSA y MASECA. Esta ubicación estratégica permite un fácil acceso a
mercados nacionales e internacionales por su relativa cercanía al Puerto de
Veracruz, así como por medio de sus enlaces ferroviarios, carreteros y aéreos
contemplando los requerimientos de la infraestructura industrial presentes y a
futuro.
…..
La presente estrategia determina en forma general las reservas para la expansión
de la industria hasta el año 2020 en base a la importancia industrial de la zona
conurbada. Para tal fin, se determinó como reserva industrial, una superficie
constituida por secciones de los predios II-0061-G, II-0021-2M, II-0062-G, II-0018-
C4, II-0064-G, II-0065-G, II-0020-2M, II-0009-F1, II-0032-M, II-0026-M y II-0029-M
de 1,407.8079 ha (hectáreas) localizados en torno de la ciudad industrial Bruno
Pagliai y a las industrias MASECA y TAMSA. Lo anterior en la búsqueda de un
equilibrio entre usos industriales y habitacionales optimizando la infraestructura
existente y la posibilidad de enlaces carreteros, portuarios, ferroviarios y aéreos.
Se considera que la industria asentada en estas reservas deberá continuar la
especialización funcional encaminada a la industria metal-mecánica y de
transformación, ya que se considera la más adecuada en función de las
condiciones existentes para ello.
4.3.3.3. RESERVA ECOLÓGICA
• PRODUCTIVA
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Esta reserva tiene la finalidad de constituir un área que envuelva la ciudad en la
cual el medio natural contrarreste los efectos negativos implícitos en el desarrollo
urbano. Esta área es complementaria del centro de población asegurando el
desenvolvimiento de las actividades ecológicas y agropecuarias. Se ha
considerado en el Programa la constitución de una reserva de preservación
ecológica con fines productivos. La superficie total asciende a 27,863.7457 Has.
Esta se extiende de forma homogénea a partir de la manche urbana actual siendo
dispuesta con anterioridad a las reservas habitacionales.
Los usos agropecuarios continuarán siendo desempeñados por los propietarios en
sus predios sin permitirse los usos urbanos hasta que exista un adecuado
producto de un consenso del H. Ayuntamiento y el Gobierno del Estado con la
finalidad de realizar un estudio específico para cada caso.
4.3.3.4. RESERVAS ESPECIALES
• ÁREA DE AMORTIGUAMIENTO Se ha considerado necesario el establecimiento de áreas de amortiguamiento en
torno a los suelos con uso industrial localizados principalmente al oeste de la
mancha urbana en el límite entre la reserva industrial y las reservas habitacionales
o poblados rurales….
Se considera que la ejecución del proyecto en la trayectoria propuesta, contribuirá
al logro de los objetivos y metas del desarrollo en la localidad al coadyuvar en la
provisión de los servicios de gas natural, fomentando de la misma manera el
impulso económico de la región. Así mismo, tomando en cuenta que el
abastecimiento permitirá también la operación del sector industrial denominado
PIBN, la construcción del gasoducto representa una prioridad regional al sustituir
los dos ductos actuales que abastecen la zona industrial en la actualidad (el de la
Cabeza Olmeca y el de la Av. Cuauhtémoc y J. B. Lobos), atendiendo los
reclamos de la ciudadanía y de la Autoridad municipal, además de generar a la par
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de manera indirecta fuentes de empleo que permitirán satisfacer en parte las
necesidades de la sociedad. Se adjunta como Anexo 9 el Oficio No.
DGFEyP/246/08 del 28 de Abril del actual, dirigido al Ing. Sergio A. de la Maza
Jiménez (Presidente de la Unidad de Autoabastecimiento de Gas Natural “Bruno
Pagliai”) por el Lic. Miguel Rolón García (Director General de Fomento Económico
y Portuario de la Secretaría de Desarrollo Económico y Portuario del Gobierno del
Estado de Veracruz, donde hace mención de su apoyo a la iniciativa de la
construcción del gasoducto que propone este Estudio a esa Secretaría; citando
además que se encuentra comisionado por instrucciones del Lic. Fidel Herrera
Beltrán (Gobernador) y del Dr. Carlos García Méndez (Secretario) para efectuar
junto con el personal que este designe la gestión de los trámites requeridos ante
las autoridades municipales, estatales y federales, y poder así concretar el
establecimiento de la obra.
El Plano No. 7 del Anexo Cartográfico muestra la ubicación del trazo propuesto en
una zona totalmente de uso industrial tomando en cuenta la zonificación del
Programa de Ordenamiento de la Zona Conurbada de 1998. En referencia a la
Actualización del mismo en su versión 2002-2004, es indispensable señalar que,
de acuerdo al Plano D-11 “Zonificación Primaria” con fecha Marzo de 2002 que se
encuentra integrado al anexo cartográfico del Programa en comento, 2,667 m
(62.31%) del eje del gasoducto se localizan en la zona denominada como Reserva
Industrial y los 1,613 m restantes en la Reserva Ecológica Productiva (que
considerando los ocho metros del derecho de vía arroja como resultado una
superficie de afectación de 1.2904 ha de las 27,863.7457 ha definidas en el
Programa, equivalentes al 0.0046%). Ahora bien, tomando en cuenta la
zonificación plasmada en el Plano E-02 “Zonificación Primaria” de Mayo de 2002
que también forma parte integrante del anexo cartográfico del Programa, 2,725 m
(63.67%) del eje del gasoducto se localizan en la carretera de más de dos carriles,
1,243 m (29.05%) en la zona industrial y 312 m (7.28%) en la superficie de
amortiguamiento. Para una mejor comprensión de lo anterior, se adjuntan de
manera consecuente los dos planos de zonificación de los usos de suelo
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permitidos en la longitud del gasoducto como parte del anexo cartográfico del
Estudio.
Se hace mención de que para los tramos comprendidos en la reserva ecológica y
zona de amortiguamiento, se adoptarán las de recomendaciones realizadas con
anterioridad para las distintas fases de implementación del proyecto, con el
propósito de lograr el aprovechamiento racional y sostenido de los recursos
naturales, así como aminorar los impactos adversos sobre el ambiente:
• Programas de recuperación y restablecimiento de las zonas de restauración ecológica
No se cuenta con este tipo de programas en el área de estudio.
• Normas Oficiales Mexicanas A continuación se enumeran las Normas Oficiales Mexicanas relacionadas con el
diseño, la construcción y operación del proyecto que deberán considerarse
principalmente para la prevención de efectos sobre los componentes de la
atmósfera, suelo, generación de residuos peligrosos, emisiones de ruido, etc.:
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).
NOM-007-SECRE-1999. Transporte de gas natural.
NOM-008-SECRE-1999. Control de la corrosión externa en tuberías de acero
enterradas y/o sumergidas.
I I I . NOM-009-SECRE-2002 . Moni toreo, detección y c lasi f icación
de fugas de gas natural y gas L.P., en ductos.
NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de Unidades de Medida.
NOM-013-SCFI-2004. Instrumentos de medición-Manómetros con elemento
elástico-Especificaciones y método de prueba.
NOM-063-SCFI-2001. Productos eléctricos-Conductores-Requisitos de seguridad.
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NOM-064-SCFI-2000. Productos eléctricos- Luminarias para uso en interiores y
exteriores-Especificaciones de seguridad y métodos de prueba.
NOM-093-SCFI-1994. Válvulas de relevo de presión (Seguridad, seguridad-Alivio y
alivio) operadas por resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce.
NOM-022-STPS-1999. Electricidad estática en los centros de trabajo –
Condiciones de seguridad e higiene.
NOM-025-STPS-1999. Condiciones de iluminación en los centros de trabajo.
NOM-026-STPS-1998. Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación
de riesgos por fluidos conducidos en tuberías.
NOM-001-SEMARNAT-1996. Que establece los límites máximos permisibles de
contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes
nacionales.
NOM-052-SEMARNAT-2005. Que establece las características, el procedimiento
de identificación, clasificación y los listados de los residuos peligrosos.
NOM-117-SEMARNAT-1998. Que establece las especificaciones de protección
ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de los sistemas para el
transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado líquido y
gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres existentes, ubicados en
zonas agrícolas, ganaderas y eriales.
NOM-129-SEMARNAT-2006. Redes de distribución de gas natural.- Que
establece las especificaciones de protección ambiental para la preparación del
sitio, construcción, operación, mantenimiento y abandono de redes de distribución
de gas natural que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas e
industriales, de equipamiento urbano y de servicios.
En la siguiente Tabla se presenta la vinculación de la normatividad referida con las
diferentes obras y actividades que contempla el proyecto por etapa.
Tabla III.2. Vinculaciones del proyecto con las normas oficiales mexicanas aplicables.
Norma Factor que considera Etapa de aplicación Vinculación con el proyecto
NOM-003-SECRE-2002 Gas natural y Gas L. P. Operación y mantenimiento La distribución del gas se sujetará a
lo dispuesto en dicha Norma
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Norma Factor que considera Etapa de aplicación Vinculación con el proyecto
NOM-007-SECRE-1999 Gas natural Operación y mantenimiento El transporte del gas se sujetará a lo
dispuesto en dicha Norma
NOM-008-SECRE-1999 Gas natural Operación y mantenimiento La operación y mtto. del ducto se
sujetará a lo dispuesto en la Norma
NOM-009-SECRE-2002 Gas natural y Gas L. P. Operación y mantenimiento El mtto. del ducto se sujetará a lo
dispuesto en dicha Norma
NOM-008-SCFI-2002 ----- Preparación del sitio y
Construcción
La planeación de la obra considera
lo establecido por la Norma
NOM-013-SCFI-2004 ----- Preparación del sitio y
Construcción
La planeación de la obra considera
lo establecido por la Norma
NOM-063-SCFI-2001 ----- Preparación del sitio y
Construcción
La planeación de la obra considera
lo establecido por la Norma
NOM-064-SCFI-2000 ----- Preparación del sitio y
Construcción
La planeación de la obra considera
lo establecido por la Norma
NOM-093-SCFI-1994 ----- Preparación del sitio,
Construcción, Operación y mtto.
La planeación de la obra considera
lo establecido por la Norma
NOM-022-STPS-1999 Seguridad e higiene industrial Construcción, Operación y
mantenimiento
La planeación de la obra considera
lo establecido por la Norma
NOM-025-STPS-1999 Seguridad e higiene industrial Construcción, operación y
mantenimiento
La planeación de la obra considera
lo establecido por la Norma
NOM-026-STPS-1998 Seguridad e higiene industrial Construcción, Operación y
mantenimiento
La planeación de la obra considera
lo establecido por la Norma
NOM-001-SEMARNAT-1996 Aguas residuales Construcción La práctica de las pruebas
hidrostáticas cumplirá con la Norma
NOM-052-SEMARNAT-2005 Residuos peligrosos Preparación del sitio,
Construcción, Operación y mtto.
La ejecución de la obra cumplirá con
lo estipulado en la Norma y Ley Gral.
NOM-117-SEMARNAT-1998 Protección ambiental Preparación del sitio,
Construcción, Operación y mtto.
La realización del proyecto se
ajustará a los criterios de la Norma
NOM-129-SEMARNAT-2006 Protección ambiental Preparación del sitio,
Construcción, Operación y mtto.
La realización del proyecto se
ajustará a los criterios de la Norma
• Decretos y Programas de Manejo de Áreas Naturales Protegidas Tal como ha sido citado en el contenido de este Estudio, la ubicación del proyecto
no concuerda con los límites de las ANP´s de regulación federal ubicadas en
Veracruz.
III.1.1 Programa Regiones Prioritarias para la Conservación de la Biodiversidad El Programa Regiones Prioritarias para la Conservación de la Biodiversidad se
orienta a la detección de áreas cuyas características físicas y bióticas favorezcan
condiciones particularmente importantes desde el punto de vista de la
biodiversidad.
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En este sentido, la CONABIO ha impulsado un programa de identificación de
regiones prioritarias, considerando los ámbitos terrestre (regiones terrestres
prioritarias), marino (regiones prioritarias marinas) y acuático epicontinental
(regiones hidrológicas prioritarias) para los cuales, mediante sendos talleres de
especialistas, se definieron las áreas de mayor relevancia en cuanto a la riqueza
de especies, presencia de organismos endémicos y áreas con un mayor nivel de
integridad ecológica, así como aquéllas con mayores posibilidades de
conservación en función de los aspectos sociales, económicos y ecológicos. Con
este marco de planeación regional, se espera orientar los esfuerzos de
investigación que optimicen el conocimiento de la biodiversidad en México.
III.1.1.1 a) Regiones Terrestres Prioritarias El Proyecto Regiones Terrestres Prioritarias (RTP), en particular, tiene como
objetivo general la determinación de unidades estables desde el punto de vista
ambiental en la parte continental del territorio nacional, que destaquen la
presencia de una riqueza ecosistémica y específica comparativamente mayor que
en el resto del país, así como una integridad ecológica funcional significativa y
donde, además, se tenga una oportunidad real de conservación.
Este proyecto contó con el apoyo del Fondo Mundial para la Naturaleza
(WWF), la Agencia Internacional para el Desarrollo de la Embajada de los
Estados Unidos de América (USAID), The Nature Conservancy (TNC) y el
Fondo Mexicano para la Conservación de la Naturaleza, A.C. (FMCN), así
como con la participación del Instituto Nacional de Ecología (INE) como
autoridad normativa del Gobierno Federal. La identificación de las regiones
prioritarias es el resultado del trabajo conjunto de expertos de la comunidad
científica nacional, coordinados por la CONABIO.
Como producto de este proyecto se obtuvo un Mapa en Escala 1:1´000,000
con 152 RTP´s para la conservación de la biodiversidad en México, que
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cubren una superficie de 515,558 Km2, correspondiente a más de la cuarta
parte del territorio.
Análisis geográfico: El proyecto no se encuentra dentro de alguna RTP para
la conservación, la más cercana es la núm. 123 denominada como “Dunas
costeras del centro de Veracruz” (Ver Plano No. 11: Regiones Prioritarias del
Anexo 1, Escala 1:50,000); no previéndose afectación por su realización en el sitio
propuesto.
III.1.1.2 b) Regiones Hidrológicas Prioritarias En Mayo de 1998, la CONABIO inició el Programa de Regiones Hidrológicas
Prioritarias (RHP) con el objetivo de obtener un diagnóstico de las principales
subcuencas y sistemas acuáticos del país considerando las características de
biodiversidad y los patrones sociales y económicos de las áreas identificadas, para
establecer un marco de referencia que pueda ser considerado por los diferentes
sectores para el desarrollo de planes de investigación, conservación uso y manejo
sostenido.
Como parte de dicho Programa, se realizaron dos talleres interdisciplinarios
con la participación de 45 especialistas del Sector académico, Gubernamental
y de Organizaciones No Gubernamentales (ONG´s) coordinados por la
CONABIO. Este Programa contó con el apoyo económico del Fideicomiso
Fondo para la Biodiversidad, The David and Lucile Packard Foundation
(PACKARD), USAID, el FMCN y el WWF.
Con la información anterior, se elaboraron mapas del territorio nacional
(Escala 1:1´000,000) de las áreas prioritarias concensuadas por su
biodiversidad, uso de recursos, carencia de información y potencial para la
conservación, así como una ficha técnica de cada una con información de tipo
biológico y físico, problemática y sugerencias identificadas para su estudio,
conservación y manejo.
Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
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Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. IV.83
Se identificaron 110 RHP´s por su biodiversidad, de las cuales 82
corresponden a áreas de uso y 75 a áreas de alta riqueza biológica con
potencial para su conservación; dentro de estas dos categorías, 75
presentaron algún tipo de amenaza. Se identificaron también 29 áreas que
son importantes biológicamente pero carecen de información científica
suficiente sobre su biodiversidad.
Análisis geográfico: El área de estudio no se encuentra dentro de alguna
RHP para la conservación, la más cercana es la núm. 77 denominada como
“Río La Antigua” (Ver Plano No. 11: Regiones Prioritarias del Anexo 1, Escala
1:50,000); no previéndose afectación por su realización en el sitio propuesto.
III.1.1.3 c) Regiones Marinas Prioritarias En 1998 se realizaron dos talleres en los que se definieron áreas prioritarias de
biodiversidad en las zonas costeras y oceánicas de México, las cuales son de gran
importancia debido a la situación geográfica de nuestro país con costas en cuatro
mares principales: Pacífico, Golfo de California, Golfo de México y Mar Caribe, y
niveles de riqueza, diversidad y endemismos comparables con los de la biota
continental. Estos ecosistemas además se encuentran pobremente representados
en las ANP´s del país y frecuentemente entran en conflicto con diversos
esquemas de utilización de los recursos.
Bajo esta perspectiva, la CONABIO instrumentó el Programa de Regiones Marinas
Prioritarias (RMP) con el apoyo de la Agencia PACKARD, USAID, FMCN y WWF,
reuniendo a un grupo de 74 expertos del sector académico, gubernamental,
privado, social y ONG´s de conservación.
Como producto de este proyecto, se dispone de un Mapa del territorio nacional en
Escala 1:4´000,000 con 70 RMP´s para la conservación de la biodiversidad
costera y oceánica en México, repartidas en ambas costas del país: 43 en el
Pacífico y 27 en el Golfo de México-Mar Caribe. Finalmente, se llevó al cabo una
Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
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clasificación en diferentes grupos definidos por el patrón de uso de los recursos, el
conocimiento sobre biodiversidad y las amenazas que enfrentan, considerando la
información generada durante el taller. Es indispensable señalar que esta
clasificación se hizo tomando como base la evaluación que realizaron los
participantes, utilizando los criterios de evaluación para cada una de las áreas.
Posteriormente, los valores así asignados fueron analizados por medio de un
análisis de conglomerados, lo que dio como resultado 58 áreas de alta
biodiversidad, de las cuales 41 presentaron algún tipo de amenaza y 38
correspondieron a áreas de uso por sectores. También se identificaron ocho áreas
que son importantes biológicamente pero no se cuenta con información sobre
biodiversidad. Tres áreas no tienen ninguna clasificación debido a que, por la
escasa información el análisis no resulto en clasificación alguna. Análisis geográfico: El área de estudio no se encuentra dentro de alguna
RMP para la conservación, la más cercana es la núm. 49 denominada como
“Laguna Verde-Antón Lizardo” (Ver Plano No. 11: Regiones Prioritarias del Anexo
1, Escala 1:50,000); no previéndose afectación por su realización en el sitio
propuesto.
III.1.1.4 d) Áreas de Importancia para la Conservación de las Aves El Programa surgió como una idea conjunta de la Sección Mexicana del Consejo
Internacional para la Preservación de las Aves (CIPAMEX) y BirdLife International.
Inició con apoyo de la Comisión para la Cooperación Ambiental de Norteamérica
(CCA) con el propósito de crear una red regional de áreas importantes para la
conservación de las aves.
Se invitó a una serie de especialistas e interesados en la materia para
proponer de manera regional Áreas de Importancia para la Conservación de
las Aves (AICA´s) en México. Se identificaron 170 áreas, mismas que se
difundieron, invitando a más personas a participar para conformar 193 áreas
nominadas durante 1996-1997. Estas áreas fueron revisadas por la
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coordinación del Programa, constituyéndose una base de datos. La
información gráfica recabada en el taller que incluía los mapas dibujados por
los expertos de todas las áreas que fueron nominadas, se digitalizó y
sistematizó en CONABIO incorporándose en su Sistema de Información
Geográfica.
En Mayo de 1997, durante una reunión del Comité Consultivo, la Coordinación
y técnicos de la CONABIO, se revisaron, con el apoyo de mapas de
vegetación, topografía e hidrografía, las 193 áreas propuestas, revisando los
polígonos, coordenadas y límites. Durante 1998 el Programa entró a una
segunda fase en la cual se regionalizó, con el apoyo financiero del FMCN
formándose cuatro coordinaciones regionales (Noreste, Noroeste, Sur y
Centro). En cada región se organizaron dos talleres para revisar las AICAS,
anexándose y eliminándose aquellas áreas que de acuerdo con la experiencia
de los grupos de expertos así lo ameritaron, concluyendo con un gran total de
230, las cuales quedaron clasificadas dentro de alguna de las 20 categorías
definidas con base en criterios de la importancia de las áreas en la
conservación de las aves; dichos criterios resultaron de discusiones
trilaterales y se adaptaron a partir de los utilizados por BirdLife International.
Igualmente se concluyó una lista de cinco áreas de prioridad mayor por
Región, en donde se tienen identificados los grupos locales que son capaces
de implementar un plan de conservación en cada AICA.
Análisis geográfico: El proyecto se ubica dentro de la poligonal
correspondiente al AICA SE-03 denominada como “Centro de Veracruz” (Ver
Plano No. 10: AICA´s y ANP´s del Anexo 1, Escala 1:50,000); no previéndose
afectación de las comunidades de la avifauna local por su realización por
presentar el sitio un uso industrial, donde se presume que las condiciones
ecológicas del área no representan hábitats potenciales de anidación ni
alimentación de especies.
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• Bandos y reglamentos municipales El Artículo 115 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos otorga
poder al Municipio para administrar la zonificación y planes de desarrollo urbano,
lo que implica que dicha autoridad tiene a cargo las funciones de autorizar,
controlar y vigilar la utilización del suelo en el ámbito de su competencia y dentro
de su jurisdicción.
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos
ARTICULO 115.
…..
V.- Los Municipios, en los términos de las leyes federales y estatales relativas,
estarán facultados para:
a) Formular, aprobar y administrar la zonificación y planes de desarrollo urbano
municipal;
b) Participar en la creación y administración de sus reservas territoriales;
c) Participar en la formulación de planes de desarrollo regional, los cuales deberán
estar en concordancia con los planes generales de la materia. Cuando la
Federación o los Estados elaboren proyectos de desarrollo regional deberán
asegurar la participación de los municipios;
d) Autorizar, controlar y vigilar la utilización del suelo, en el ámbito de su
competencia, en sus jurisdicciones territoriales;
e) Intervenir en la regularización de la tenencia de la tierra urbana;
f) Otorgar licencias y permisos para construcciones;
g) Participar en la creación y administración de zonas de reservas ecológicas y en
la elaboración y aplicación de programas de ordenamiento en esta materia;
…..
• Leyes y Reglamentos La ejecución de la obra debe estar sujeta al riguroso cumplimiento de la legislación
ambiental mexicana, así como obedecer los lineamientos que establecen los
reglamentos, normas oficiales y demás instrumentos legales de carácter local,
estatal y federal; por lo que a continuación se presenta el resultado del análisis de
Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
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dichos instrumentos jurídicos, para los cuales se hace una breve semblanza de la
naturaleza del ordenamiento y los artículos en los cuales la promovente deberá
hacer especial énfasis en su cumplimiento; siendo la relación enunciativa más no
limitativa.
a) Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente
(publicada en el Diario Oficial de la Federación -DOF- el 28 de Enero de 1988)
Reglamentaria de las disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos que se refieren a la preservación y restauración del equilibrio ecológico, así como a la protección al ambiente, en el territorio nacional y las zonas sobre las que la nación ejerce su soberanía y jurisdicción (Tabla III.3).
Tabla III.3. Principales artículos de la LGEEPA aplicables en el proyecto. Artículos Referencia
11 fracción III, inciso b De las evaluaciones de impacto ambiental competencia de la Federación.
19 al 20 bis 7 Del ordenamiento ecológico territorial.
28 fracción II De las evaluaciones de impacto ambiental competencia de la Federación.
28 al 35 bis 3 Evaluación del Impacto Ambiental.
38 al 38 bis 2 Autorregulación y Auditorías Ambientales.
111 al 116 Acerca de las emisiones a la atmósfera.
150 al 153 Acerca de los residuos peligrosos.
155 y 156 Ruido, vibraciones, energía térmica y lumínica, olores y contaminación visual.
b) Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al
Ambiente en Materia del Impacto Ambiental (DOF del 30 de Mayo del 2000)
……………….. III.2 Capítulo II. De las obras o actividades que requieren
autorización en materia de impacto ambiental y de las
excepciones. Artículo 5o.- Quienes pretendan llevar a cabo alguna de las siguientes obras o
actividades, requerirán previamente la autorización de la Secretaría en materia de
impacto ambiental:
A) …..
B) …..
Manifestación de Impacto Ambiental, modalidad Particular del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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C) Oleoductos, Gasoductos, Carboductos y Poliductos
…..
III.2.1.1 c) Ley General de Desarrollo Forestal Sustentable Reglamentaria del Artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos
Mexicanos, tiene por objeto regular y fomentar la conservación, protección,
restauración, producción, ordenación, el cultivo, manejo y aprovechamiento de los
ecosistemas forestales del país y sus recursos, así como distribuir las
competencias que en materia forestal correspondan a la Federación.
El presente proyecto no requerirá en ninguna de sus etapas del cambio de uso de
suelo en asociaciones vegetales forestales o zonas áridas, por lo que no se hará
necesario la aplicación de ningún Artículo de esta Ley ni de su Reglamento.
III.2.1.2 d) Ley General de Vida Silvestre Reglamentaria del Párrafo tercero del Artículo 27 y de la fracción XXIX, inciso
G del Artículo 73 constitucionales. Su objeto es establecer la concurrencia del
Gobierno Federal, de los gobiernos de los Estados y de los Municipios, en el
ámbito de sus respectivas competencias, relativa a la conservación y
aprovechamiento sustentable de la vida silvestre y su hábitat en el territorio de
la República Mexicana y en las zonas en donde la Nación ejerce su
jurisdicción.
El presente proyecto no requerirá en ninguna de sus etapas del aprovechamiento
de especies de vida silvestre, por lo que no se hará necesario la aplicación de
ningún Artículo de esta Ley.
III.2.1.3 e) Ley General de Aguas Nacionales El presente proyecto no requerirá en ninguna de sus etapas de la extracción de
agua del subsuelo, por lo que no se hará necesario la aplicación de ningún
Artículo de esta Ley ni de su Reglamento.
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Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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III.2.1.4 f) Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos Esta Ley es reglamentaria de las disposiciones de la Constitución Política de los
Estados Unidos Mexicanos que se refieren a la protección al ambiente en materia de
prevención y gestión integral de residuos, en el territorio nacional (Tabla III.4). Sus
disposiciones tienen por objeto garantizar el derecho de toda persona al medio
ambiente adecuado y propiciar el desarrollo sustentable a través de la prevención de
la generación, la valorización y la gestión integral de los residuos peligrosos, de los
residuos sólidos urbanos y de manejo especial; prevenir la contaminación de sitios
con estos residuos y llevar a cabo su remediación.
Tabla III.4. Principales artículos de la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los
Residuos aplicables al proyecto. Artículos Referencia
6º. al 14 Atribuciones de los tres órdenes de gobierno.
25 y 26 Programas para la prevención y gestión integral de los residuos.
44 a 49 Generación de residuos peligrosos.
50 al 53 De las autorizaciones.
54 al 67 Manejo integral de residuos peligrosos.
68 al 79 Responsabilidad acerca de la contaminación y remediación de sitios.
95 al 100 De la prevención y manejo integral de residuos sólidos urbanos y de manejo especial.
En términos generales, de acuerdo a lo establecido en los criterios normativos
analizados, se concluye que el establecimiento de la obra de infraestructura
eléctrica, es congruente con la regulación federal del Sector, acorde a los
diferentes instrumentos jurídicos y de planeación examinados. Como fue citado
anteriormente, además de la presentación de esta MIA-P no se considera la
presentación de un Estudio Técnico Justificativo en virtud de que el proyecto no
requiere de procesos de cambio de uso de suelo en mosaicos de vegetación
nativa.
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IV. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA AMBIENTAL Y SEÑALAMIENTO DE LA PROBLEMÁTICA AMBIENTAL DETECTADA EN EL ÁREA DE INFLUENCIA DEL PROYECTO
Inventario ambiental En este Capítulo se presenta una descripción sobre las condiciones que se
desarrollan en el sistema ambiental donde se pretende llevar a cabo el proyecto.
Para la elaboración de este apartado, se incluyen las características del área
donde está proyectada la instalación de la tubería, la cual comprende una
superficie de 34,240.00 m2 en una longitud de 4,280 m, conformada por un
derecho de vía de ocho metros.
III.3 IV.1 Delimitación del área de estudio El área donde se pretende llevar a cabo el proyecto se localiza en el Estado de
Veracruz, dentro del Municipio que lleva el mismo nombre. La zona se ubica
aproximadamente a 10 Km al Este-Sureste del puerto de Veracruz, entre las
coordenadas geográficas extremas: al norte 19°11'4.07" N, al sur 19°10'16.85" N,
al este 96°15'51.82" W y al oeste 96°13'50.26" W, sobre la Carretera Federal
México Veracruz (Vía Jalapa), en los alrededores del poblado de Tejerías. Dado
que el proyecto se pretende llevar a cabo sobre una zona sin vegetación natural,
se define al sistema ambiental como una franja de 100 m a cada lado del eje de
construcción del ducto. La Fig. IV.1 muestra la ubicación del proyecto con respecto
al área conurbada de Veracruz y núcleos ejidales que se localizan a sus
alrededores. Cabe señalar además, que cerca de la mitad del trayecto se ubica
frente a las instalaciones de Tenaris-TAMSA en el PIBP, como se muestra en el
Anexo Cartográfico, donde dominan diversas áreas industriales.
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Figura IV.1. Ubicación del área donde se pretende realizar el proyecto, con respecto al Área Conurbada de Veracruz y ejidos circundantes.
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V.92
La Tabla IV.1 refiere distancias aproximadas en línea recta al área del proyecto
con respecto a diversos puntos de interés en el Municipio de Veracruz.
Tabla. 1. Rumbos y distancias mínimas al área que ocupa el proyecto con desde diversos lugares
de interés.
Lugar de referencia Rumbo Distancia (Km.)
Cabecera municipal de Veracruz Este Noreste 10.25
Ejido Las Brisas Noroeste 0.35
Ejido Ampliación Delfino Victoria Norte 0.64
Ejido San Juan Norte 0.72
Ejido Ampliación Delfino Victoria Norte 0.38
Santa Rita Sur Sureste 0.31
Ejido El Pando Sureste 1.22
Ejido Santa Rita Sur 1.02
Es importante destacar que el derecho de vía propuesto posee una tenencia de
tipo privada y que en la zona no existe vegetación primaria, la cual según la
cartografía realizada ya hace algunas décadas, la vegetación que se presentaba
correspondía a selva baja caducifolia. Sin embargo, en la actualidad se presenta
un uso netamente pecuario y agrícola, situación que puede observarse en las
ortofotos de INEGI y la imagen de satélite Digital Globe Quickbird
1010010005867C0E con fecha de toma del 15 de marzo de 2007 del
Espaciomapa adjunto.
III.4
a) Criterios para la delimitación y extensión del entorno ambiental
Considerando que el trazo en toda su longitud presenta las mismas características
altitudinales, se llevó a cabo una zonificación con la finalidad de describir de
manera particular la obra de acuerdo a su ubicación con base a los siguientes
criterios: 1) Dimensiones y localización, 2) Características hidrográficas, 3)
Comunidades vegetales y 4) Infraestructura antropogénica existente en la región
que permite “detener” los impactos potenciales que se presentarían por la
ejecución del proyecto.
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V.93
Dimensiones de la obra y Localización: Dentro de las dimensiones del proyecto se
consideraron los derechos de vía de las obras que conforman la periferia del área
de estudio, así como una superficie de 50 m más allá de la parte central de la línea
que conforma el gasoducto en cada lado. Lo anterior con el fin de asegurar que el
área de influencia del proyecto no rebase dicha área de estudio. Este criterio se
basa en la experiencia que se ha tenido en la elaboración de otros estudios cuyas
características constructivas de la obra y condiciones ambientales son semejantes
a las que comprenden el actual.
Características hidrográficas: Considerando las dimensiones del proyecto y su
ubicación en el PIBP, en la superficie que define el sistema ambiental no se
presentan escurrimientos ni cuerpos de agua superficiales.
Comunidades vegetales: Considerando la relación directa entre la distribución de
la flora y fauna silvestres, se tomó en cuenta de manera prioritaria la carencia de
una cobertura vegetal, independientemente de las condiciones que presenta el
seto vivo que se ubica en la colindancia del derecho de vía; asegurando de esta
manera que el efecto de fragmentación que actualmente presentan las
comunidades vegetales de la región no se propaguen más allá como
consecuencia del desarrollo del proyecto. Cabe señalar que para la delimitación
del área de estudio no se sigue una línea con respecto al comportamiento actual
de cobertura de la vegetación, ya que sus condiciones son muy heterogéneas en
la zona industrial, lo que haría que el área de estudio fuera muy extensa; por lo
anterior, con la delimitación propuesta se trata de asegurar que los impactos no
rebasen la misma, es decir, que el área de influencia no rebase los límites
establecidos como área de estudio.
Infraestructura.- Considerando que la existencia de infraestructura de
comunicaciones, industrial y habitacional en los alrededores del área de estudio,
entre otras, ha causado impactos irreversibles al sistema ambiental en que se
ubica el proyecto, dicha infraestructura permite tener un punto de delimitación que
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V.94
presuntamente garantiza que los efectos que se podrían suscitar como
consecuencia del desarrollo del proyecto, no rebasen la superficie ya impactada.
Lo anterior no significa que por existir dicha infraestructura se considere que el
proyecto no causará impactos, por el contrario, con la presencia de esta se trata
de debilitar la potencial afectación acumulativa por la ejecución de la obra hacia
los recursos ambientales aún existentes. Es importante señalar que debido a las
condiciones antropizadas del sistema en que se ubica el proyecto, este criterio es
de los más importantes para la delimitación del área de estudio.
Como producto de lo mencionado anteriormente, en los planos temáticos del
Anexo 1 se presenta la delimitación propuesta. En el siguiente apartado se resume
la información correspondiente a las condiciones físico-bióticas y socio-
económicas del área de estudio, así como se describen las condiciones de
alteración presentes.
III.4.1 III.5 IV.2 Caracterización y análisis del sistema ambiental
III.5.1 IV.2.1 Aspectos abióticos III.5.1.1 III.5.1.2 a) Clima
• Tipo de clima Gran parte del estado de Veracruz se encuentra influenciada por climas de tipo
tropical, sin embargo, la presencia de serranías afecta la distribución de los tipos
presentes. En general, en la Entidad los climas se distribuyen de manera paralela
a la línea de costa yendo de los cálidos hacia los semisecos en las inmediaciones
del continente, pasando por los semicálidos, templados, semifríos y fríos.
Con base en el sistema de clasificación de Köppen, modificado por Enriqueta
García, en el área donde se pretende llevar a cabo el proyecto prevalece un clima
con fórmula Aw1(w), en el cual la temperatura media anual es mayor a 22°C y la
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V.95
temperatura del mes más frío mayor a 18°C, mientras que la precipitación del mes
más seco es menor al 5% anual. Cabe destacar que en la región se presenta una
condición de canícula, que consiste en una pequeña temporada en la que se
registran menos lluvias dentro de la estación lluviosa, llamada también sequía de
medio verano o estío (Fig. IV.2).
Figura IV.2. Unidades climáticas presentes en el municipio de Veracruz.
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V.96
• Fenómenos climatológicos En el estado de Veracruz no se registran de manera regular, eventos
meteorológicos de efectos severos. En este sentido, los huracanes son los que
cobran mayor importancia, por su frecuencia. Esto debido a que Veracruz se
encuentra en el área de influencia de la Sonda de Campeche, que es una de las
regiones generadoras de huracanes.
Los meteoros que se forman en esta sonda, aparecen a partir de junio con ruta
norte, noroeste, afectando principalmente a los estados de Veracruz y Tamaulipas.
Además en ocasiones se presentan huracanes que se forman en la región oriental
del Atlántico. Estos huracanes por lo general son mas potentes, de trayectorias
más largas, generalmente se dirigen al oeste penetrando en el Mar Caribe,
Yucatán, Tamaulipas y Veracruz, en ocasiones virando hacia el norte, afectando
las costas de los Estados Unidos de Norteamérica. La temporada de ciclones
tropicales en la vertiente que corresponde al estado de Veracruz, inicia el 1° de
junio y culmina el 30 de noviembre, abarca la finalización de la primavera, el
verano, así como parte del otoño, aunque los sistemas ciclónicos pueden
presentarse en algunas ocasiones, anterior a la temporada y raras veces posterior
a ella.
Para clasificar a los ciclones tropicales y huracanes, se utiliza la escala Saffir-
Simpson. Es una escala que clasifica los huracanes según la intensidad del viento,
desarrollada en 1969 por el ingeniero civil Herbert Saffir y el director del Centro
Nacional de Huracanes de Estados Unidos, Bob Simpson. Los parámetros para
asignar una categoría se incluyen en la Tabla IV.2 y los daños causados en cada
una de las categorías se describen en la Tabla IV.3.
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V.97
Tabla IV.2. Escala de Saffir-Simpson para la clasificación de ciclones tropicales y huracanes.
Tipo Etapa y/o Categoría Presión en Milibares(mb)
Vientos Máximos en Nudos
Vientos máximos en
Km/h
Marea de Tormenta en m
Depresión Tropical Depresión Tropical < 34 62
Tormenta Tropical Tormenta Tropical 34 – 63 63 – 117
Huracán H. 1 > 980 64 – 82 118 – 152 1.22 – 1.524
Huracán H. 2 965 - 980 83 – 95 153 – 176 1.83 – 2.44
Huracán H. 3 945 - 965 96 – 112 177 – 208 2.74 – 3.66
Huracán H. 4 920 - 945 113 - 135 209 – 250 3.96 – 5.47
Huracán H. 5 < 920 > 135 > 250 > 5.48
Tabla IV.3. Nivel de daños causado por huracanes en cada una de las categorías de Saffir-
Simpson.
H. 1 Sin daños en las estructuras de los edificios.
Daños básicamente en casas flotantes no amarradas, arbustos y árboles.
Inundaciones en zonas costeras y daños de poco alcance en puertos.
H. 2 Daños en tejados, puertas y ventanas.
Importantes daños en la vegetación, casas móviles, etc.
Inundaciones en puertos así como ruptura de pequeños amarres.
H. 3 Daños estructurales en edificios pequeños.
Destrucción de casas móviles.
Las inundaciones destruyen edificaciones pequeñas en zonas costeras y objetos a la deriva pueden causar daños
en edificios mayores.
Posibilidad de inundaciones tierra adentro.
H. 4 Daños generalizados en estructuras protectoras, desplome de tejados en edificios pequeños.
Alta erosión de bancales y playas.
Inundaciones en terrenos interiores.
H. 5 Destrucción de tejados completa en algunos edificios.
Las inundaciones pueden llegar a las plantas bajas de los edificios cercanos a la costa.
Puede ser requerida la evacuación masiva de áreas residenciales.
En la Fig. IV.3 se muestra un mapa con la velocidad máxima de los vientos que se
presentan para el estado de Veracruz y en la Tabla IV.4 se muestran los
huracanes, tormentas o depresiones tropicales que han afectado a la Entidad,
desde 1930 hasta 2005 registrando la fecha, nombre, categoría máxima, lugar de
origen y lugar de entrada (Gómez Ramírez, 2006).
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V.98
Figura IV.3. Velocidades máximas de vientos para el estado de Veracruz.
Tabla IV.4. Nivel de daños causado por huracanes en cada una de las categorías de Saffir-
Simpson.
Fecha
Nombre
Etapa y/o Categoría
Máxima
Localización de Origen
Espacio Marino de Origen Lugar de impacto en Veracruz Inicio Término
Latitud
Norte
LongitudOeste
Atlántico Norte
Mar Caribe
Golfo de México
10/08/1931 18/08/1931 Tormenta Tropical 3 Tormenta Tropical 14.3° 58.5° X Centro
05/09/1931 12/09/1931 Huracán # 5 Huracán 3 12.5° 55.5° X Norte
08/09/1931 16/09/1931 Huracán # 6 Huracán 2 17.2° 52.8° X Centro-Sur
25/09/1932 03/10/1932 Huracán # 7 Huracán 3 16.3° 56.3° X Centro
14/07/1933 20/07/1933 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 17.5° 59.8° X Norte
26/08/1933 29/08/1933
Tormenta Tropical # 10
S/N Tormenta Tropical 18.6° 93.8°
X
Norte
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Fecha
Nombre
Etapa y/o Categoría
Máxima
Localización de Origen
Espacio Marino de Origen Lugar de impacto en Veracruz Inicio Término
Latitud
Norte
LongitudOeste
Atlántico Norte
Mar Caribe
Golfo de México
10/09/1933 15/09/1933 Huracán # 14 S/N Huracán 1 16.0° 87.6° X Norte
16/09/1933 25/09/1933 Huracán # 15 S/N Huracán 2 11.0° 54.7° X Norte
26/08/1934 1/09/1934 Huracán # 5 S/N Huracán 1 27.2° 88.0° X Norte
30/08/1935 1/09/1935 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 22.0° 87.5° X Centro-Sur
28/08/1936 30/08/1936 Huracán # 10 S/N Huracán 1 18.3° 86.3° X Norte
23/09/1941 30/09/1941 Huracán # 4 S/N Huracán 3 14.0° 59.3° X Centro
16/08/1944 24/08/1944 Huracán # 4 S/N Huracán 3 12.3° 57.0° X Norte
19/09/1944 22/09/1944 Huracán # 8 S/N Huracán 1 19.3° 83.8° X Sur
25/08/1946 26/08/1946 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 20.5° 93.2° X Norte
20/09/1949 26/09/1949 Huracán # 8 S/N Huracán 2 26.0° 92.0° X Centro-Sur
08/10/1950 10/10/1950 Huracán Item Huracán 2 20.8° 90.6° X Centro-Sur
12/08/1951 23/08/1951 Huracán Charlie Huracán 4 12.2° 45.7° X Norte
20/091951 21/09/1951 Tormenta Tropical George Tormenta Tropical 19.8° 93.0° X Norte
11/09/1954 12/09/1954 Huracán Florence Huracán 1 20.9° 94.7° X Centro-Norte
04/09/1955 6/09/1955 Huracán Gladys Huracán 1 20.6° 94.1° X Norte
10/09/1955 20/09/1955 Huracán Hilda Huracán 3 16.8° 61.3° X Norte
21/09/1955 30/09/1955 Huracán Janet Huracán 5 13.2° 54.3° X Centro-Norte
25/07/1956 27/07/1956 Huracán Anna Huracán 1 20.6° 92.7° X Norte
10/09/1956 12/09/1956 Tormenta Tropical Dora Tormenta Tropical 20.5° 91.1° X Norte
13/06/1961 15/06/1961 Depresión Tropical Depresión Tropical 19.03° 93.7 X Centro-Sur
27/07/1961 31/07/1961 Depresión Tropical Depresión Tropical 19.9° 93.0° X Norte
20/09/1966 22/09//1966 Tormenta Tropical Hallie Tormenta Tropical 21.5° 95.4° X Centro
01/10/1966 4/10//1966 Huracán Fern Huracán 1 20.3° 93.0° X Norte
05/08/1978 8/08/1978 Tormenta Tropical Bess Tormenta Tropical 25.3° 90.4° X Norte
20/09/1980 26/09/1980
Tormenta Tropical
Hermine Tormenta Tropical 14.6° 77.2°
X
Sur
11/06/1988 17/06/1988 Depresión Tropical Depresión Tropical 18.4° 85.7° X Norte
31/08/1988 8/09/1988 Huracán Debby Huracán 1 20.1° 91.0° X Norte
4/08/1990 9/08/1990 Huracán Diana Huracán 2 13.2° 79.5° X Norte
14/09/1993 21/09//1993 Huracán Gert Huracán 2 10.6° 80.7° X Norte
29/08/1994 31/08/1994 Depresión Tropical # 5 Depresión Tropical 20.7° 93.5° X Norte
05/08/1995 7/08//1995 Depresión Tropical # 6 Depresión Tropical 20.3° 95.3° X Norte
19/08/1996 24/08//1996 Huracán Dolly Huracán 1 17.3° 80.2° X Norte
2/07/1999 3/07//1999 Depresión Tropical 2 Depresión Tropical 20.6° 97.0° X Norte
28/06/2005 30/06/2005 Tormenta Tropical Bret Tormenta Tropical 19.9° 95.7° X Norte
23/07/2005 25/07/2005 Tormenta Tropical Gert Tormenta Tropical 19.4° 93.2° X Norte
22/08/2005 23/08/2005 Tormenta Tropical José Tormenta Tropical 19.5° 95.0° X Centro
01/10/2005 5/10/2005 Huracán Stan Huracán 1 19.3° 85.8° X Sur
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V.100
Causando daños menos severos para la zona, se registran en promedio 23.67
días al año con tormentas eléctricas, ocurriendo principalmente entre los meses de
junio y septiembre. Por otro lado, las granizadas, heladas y nevadas no se
registran en el lugar donde se pretende llevar a cabo el proyecto, ya que la zona
está enclavada en la región tropical.
Temperaturas La Estación meteorológica más cercana al proyecto es la 30093 “Loma Fina, Paso
de Ovejas”, ubicada en el municipio de Veracruz, Durante los últimos 20 años que
se pudo tener registro vía Internet
(http://www.csva.gob.mx/sih/proyecto_2/form_estclima.php), se obtuvo una
temperatura media anual de 20.9°C (de 1984 a 2003). Estas temperaturas
pueden ser observadas en la Tabla IV.5, además de los promedios de las
temperaturas máximas y mínimas mensuales de dichos periodos.
Tabla IV.5. Datos climatológicos de la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de Ovejas” de 1984 a
2003.
Temp. °C Ene Feb Mar Abril May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Prom. 17.2 17.9 19.7 22.2 20.4 24.2 22.8 22.8 22.9 21.9 20.3 18.0
Máx. 27.4 28.6 30.3 32.7 34.2 33.6 32.2 32.4 30.5 30.6 29.6 27.7
Mín. 15.5 16.1 17.9 20.1 22.3 22.8 21.7 21.6 21.8 20.3 18.5 16.3
Precipitación El área donde se pretende realizar el proyecto posee una precipitación media
anual de 886.1 mm (milímetros) anuales, esto tomando en cuenta solamente 15
años donde fueron tomados los registros de todos los meses de cada año, dentro
del periodo 1984 – 2003 en la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de Ovejas”. Cabe
destacar que de acuerdo a la cartografía del INEGI, en la zona se presenta una
precipitación total anual de 1,200 a 1,500 mm anuales (Figuras IV.4 y IV.5). Esta
precipitación se descarga principalmente durante el verano, ya que durante cuatro
meses (Junio a Septiembre) se precipita el 82% del total anual, y cerca de la mitad
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V.101
(47%) durante Junio y Julio; siendo la estación de invierno la más seca, ya que de
Enero a Marzo solo se registra el 3% de las lluvias.
0
50
100
150
200
250
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC0
25
50
75
100
125Temperaturas mínimasPrecipitaciónTemperaturas máximasTemperatura media
Figura IV.4. Diagrama ombrotérmico de la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de Ovejas” (1984 a
2003).
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Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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V.102
Figura IV.5. Precipitación total anual para el municipio de Veracruz y los alrededores.
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V.103
Vientos dominantes En la región prevalecen vientos que provienen del Norte y del Este y están
cargados de humedad que van transportando desde el mar. Estos vientos alisios
se presentan a lo largo del año, aunque en mayor parte en verano. Los vientos del
norte causan en mayor medida la precipitación así como las corrientes de aire frío
en invierno. Dentro de la población local se le denomina “surada” a los vientos que
contrarios a los nortes, provienen del sur, siendo calientes y secos, ya que su
procedencia es de tipo continental. Estos vientos generalmente se presentan en el
periodo de canícula, lo que agrava esta corta temporada de menor precipitación.
En la Fig. IV.6 se muestra el patrón de vientos mediante la esquematización de
una Rosa de Vientos construida a partir de valores del periodo de 1997 al 2001.
Figura IV.6. Rosa de los vientos de la región de Veracruz.
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V.104
III.5.1.3 b) Geología y geomorfología
• Características litológicas del área El municipio de Veracruz se encuentra ubicado en la Provincia Fisiográfica
denominada “Llanura Costera del Golfo Sur” y dentro de la subprovincia “Llanura
Costera Veracruzana”.
En cuanto a provincias geológicas, el área reencuentra en la Cuenca Terciaria de
Veracruz, que se caracteriza por estar constituida por lutitas y areniscas del
Paleoceno al Oligoceno, además de material volcánico, principalmente, los que en
su conjunto forman una amplia planicie.
Por su cercanía al Golfo de México, el municipio de Veracruz se encuentra sobre
materiales recientes, formados en la Era Cenozoica, durante el periodo
Cuaternario, tanto en la época del Holoceno como del Pleistoceno. Estos
materiales se encuentran clasificados en tres tipos:
Qhoal – Cuaternario holoceno – Depósito aluvial.
Qhoeo – Cuaternario holoceno – Sedimento eólico.
QptLhar – Cuaternario pleistoceno – Depósito de lahares y arenas.
Por su parte, la zona donde se proyecta la obra se encuentra dentro de la región aluvial, lo
que se puede constatar en la Fig. IV.7.
Qhoal – Cuaternario holoceno aluvial
Son suelos de origen aluvial formados por depósitos de materiales sueltos
constituidos por material clástico de granulometría variada y de reducido espesor
provenientes de rocas preexistentes, que han sido transportadas por corrientes
superficiales de agua. Incluyen los depósitos que ocurren en las llanuras de
inundación, valles de los ríos y fajas de pie de monte.
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V.105
Figura IV.7. Litología del municipio de Veracruz.
Qhoeo – Cuaternario holoceno – Sedimento eólico
Las arenas de origen eólico se presentan sensiblemente paralelas a la línea de
costa; formando dunas. Están formados por arenas de grano fino transportado por
el viento, presentando estratificación cruzada. Se observan en la porción norte y
noreste del municipio, formando lomeríos suaves y alargados de altura variable.
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V.106
QptLhar – Cuaternario pleistoceno – Depósito de lahares y arenas Los lahares representan una mezcla de material volcanogénico retrabajado,
fragmentos de suelos erosionados, los cuales fueron movilizados por diferentes
cantidades de agua, asociándose con flujos de lodo. Por su parte, las arenas
corresponden a un paquete de arenas finas de reducido espesor y extensión,
presentan una estratificación cruzada y su composición es de un 70% de arenas
de cuarzo.
• Características geomorfológicas más importantes Geomorfológicamente, corresponde a una planicie costera ligeramente inclinada
hacia el este, en donde existen zonas de cuenca endorreica que tienen una
topografía más baja que el área circundante. Hacia el oeste, se presentan
lomeríos con orientación oeste-este disectados por barrancas profundas, mientras
que al noroeste del puerto de Veracruz, se distinguen lomeríos de poca altura que
conforman las dunas de la zona.
• Características del relieve El Municipio se encuentra en la parte más baja de la Cuenca, ya que se encuentra
en la zona costera, aquí la altitud es baja. El rango de altitud va de 0 a 119 msnm,
ocurriendo las altitudes mayores hacia el noroeste, en los límites con el Municipio
de La Antigua, presentando una altitud promedio de 26 msnm (Fig. IV.8).
Más del 80% de la superficie del Municipio se localiza en zonas donde la
pendiente es menor al 2.5%, mientras que en las áreas de dunas, ubicadas al
noreste, se presentan las pendientes más altas (de hasta 35%), lo que se puede
observar en la Fig. IV.9.
Para el área donde se proyecta la obra, se registra un rango altitudinal de 25 a 36
msnm, con una altitud promedio de 31 msnm, y una moda de 30 msnm (Fig. IV.10)
además de presentar un 80% de pendiente nula y el resto de 1 a 3%.
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V.107
Figura IV.8. Modelo digital de elevación del municipio de Veracruz.
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V.108
Figura IV.9. Modelo de pendientes del municipio de Veracruz.
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V.109
0%
5%
10%15%
20%
25%
30%35%
40%
45%
25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36Altitud (msnm)
Prop
orci
ón d
el á
rea
Figura IV.10. Histograma de frecuencias de altitud para el área donde se proyecta construir la obra.
• Presencia de fallas y fracturamientos en el predio De acuerdo con la Carta Geológica Minera del Servicio Geológico Mexicano,
Escala 1:250,000 “Veracruz E14-3”, dentro del municipio de Veracruz no se
encuentran registradas fallas o fracturas (para mejor referencia ver Plano No. 3:
Geología del Anexo 1).
• Susceptibilidad de la zona a riesgos geológicos El territorio mexicano está clasificado según el peligro sísmico al que están sujetas
las construcciones. Se han delimitado cuatro zonas: A, B, C y D, cuyo peligro es
de menor a mayor. Básicamente se determinaron en función de la sismicidad
propia de cada región.
La zona A es aquella donde no se tienen registros históricos, no se han reportado
sismos grandes en los últimos 80 años y donde las aceleraciones del terreno se
esperan menores al 10% del valor de la gravedad (g). Las zonas B y C presentan
sismicidad con menor frecuencia o bien, están sujetas a aceleraciones del terreno
que no rebasan el 70% de g. En la zona D han ocurrido con frecuencia grandes
temblores y las aceleraciones del terreno que se esperan pueden ser superiores al
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V.110
70% de g. De acuerdo con esta regionalización, el municipio de Veracruz se
encuentra en la zona B, lo que se puede observar claramente en la Fig. IV.11.
Figura IV.11. Ubicación del área de estudio con respecto a la zonificación sísmica de la República
Mexicana; encontrándose localizada en la Zona “B”.
De acuerdo a la Escala de Mercali modificada abreviada, en la zona D han
ocurrido con frecuencia grandes temblores y las aceleraciones del terreno que se
esperan pueden ser superiores al 70% de g.
En 1902, Giuseppe Mercalli propuso una Escala, de doce grados, modificada en
1931 por H. Hood y F. Newmann, para construcciones más modernas. A ésta se le
conoce como Escala de Mercalli Modificada, que ahora se utiliza profusamente.
Actualmente, puede tenerse una medición indirecta de la intensidad de una
manera instrumental, a través de valores de aceleración del terreno producto de
los acelerógrafos. Utilizando la Escala de intensidad Mercalli modificada
abreviada, el municipio de Veracruz posee dos intensidades sismológicas, ya que
está ubicado entre la VII y VIII. (Fig. IV.12). Los efectos causados en cada una de
las escalas pueden ser observados en la Tabla IV.6.
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V.111
Figura IV.12. Zonificación de intensidades sismológicas para el municipio de Veracruz.
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V.112
Tabla IV.6. Efectos percibidos en la Escala de intensidad Mercalli modificada abreviada. Escala Descripción
I. No es sentido, excepto por algunas personas bajo circunstancias especialmente favorables.
II. Sentido sólo por muy pocas personas en posición de descanso, especialmente en los pisos altos de los edificios.
Objetos delicadamente suspendidos pueden oscilar.
III. Sentido claramente en interiores, especialmente en pisos altos de los edificios, aunque mucha gente no lo
reconoce como un terremoto. Automóviles parados pueden balancearse ligeramente. Vibraciones como al paso de
un camión. Duración apreciable.
IV. Durante el día sentido en interiores por muchos; al aire libre por algunos. Por la noche algunos despiertan. Platos,
puertas y ventanas agitados; las paredes crujen. Sensación como si un camión pesado chocara contra el edificio.
Automóviles parados se balancean apreciablemente.
V. Sentido por casi todos, muchos se despiertan. Algunos platos, ventanas, y similares rotos; grietas en el
revestimiento en algunos sitios. Objetos inestables volcados. Algunas veces se aprecia balanceo de árboles,
postes y otros objetos altos. Los péndulos de los relojes pueden pararse.
VI. Sentido por todos, muchos se asustan y salen al exterior. Algún mueble pesado se mueve; algunos casos de caída
de revestimientos y chimeneas dañadas. Daño leve.
VII. Todo el mundo corre al exterior. Daños insignificantes en edificios de buen diseño y construcción; leve a moderado
en estructuras comunes bien construidas; considerables en estructuras pobremente construidas o mal diseñadas;
se rompen algunas chimeneas. Notado por algunas personas que conducen automóviles.
VIII Daño leve en estructuras diseñadas especialmente para resistir sismos; considerable en edificios comunes bien
construidos, llegando hasta colapso parcial; grande en estructuras de construcción pobre. Los muros de relleno se
separan de la estructura. Caída de chimeneas, objetos apilados, postes, monumentos y paredes. Muebles
pesados volcados. Eyección de arena y barro en pequeñas cantidades. Cambios en pozos de agua. Cierta
dificultad para conducir automóviles.
IX. Daño considerable en estructuras de diseño especial; estructuras bien diseñadas pierden la vertical; daño mayor
en edificios comunes bien construidos, colapso parcial. Edificios desplazados de los cimientos. Grietas visibles en
el terreno. Tuberías subterráneas rotas.
X. Algunas estructuras bien construidas en madera, destruidas; la mayoría de estructuras de mampostería y marcos,
destruidas incluyendo sus cimientos; suelo muy agrietado. Rieles torcidos. Deslizamientos de tierra considerables
en las orillas de los ríos y en laderas escarpadas. Movimientos de arena y barro. Agua salpicada y derramada
sobre las orillas.
XI. Pocas o ninguna obra de mampostería quedan en pie. Puentes destruidos. Anchas grietas en el suelo. Tuberías
subterráneas completamente fuera de servicio. La tierra se hunde y el suelo se desliza en terrenos blandos. Rieles
muy retorcidos.
XII. Destrucción total. Se ven ondas sobre la superficie del suelo. Líneas de mira (visuales) y de nivel deformadas.
Objetos lanzados al aire.
III.5.1.4 III.5.1.5 c) Suelos
• Tipos de suelo Con base en la información proporcionada por la Carta Edafológica, Escala
1:250,000, Veracruz E14-3 (INEGI, 1977); así como a la información recabada en
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V.113
literatura, se señala que la mayor parte de los suelos del municipio de Veracruz
poseen textura fina o media, principalmente vertisoles y regosoles calcáricos (Fig.
IV.13).
Figura IV.13. Suelos dominantes para el municipio de Veracruz y sus alrededores.
Dentro del área donde se proyecta la obra, se encuentran suelos de textura fina
definidos como Vertisol pélico, con una fórmula Vp+Hc+Vc/3. Esta fórmula se
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V.114
describe como Vertisol pélico + Feozem calcárico + Vertisol crómico, de textura
fina (para mejor referencia ver Plano No. 4: Edafología del Anexo 1).
Durante Marzo de 2006, la empresa EPS Ingeniería, S.A. de C.V., realizó un
Estudio de Mecánica de Suelos y Diseño de Pavimentos. En dicho reporte técnico,
con base en los trabajos de exploración en campo, así como de las diversas
pruebas de laboratorio que se realizaron, concluyen que el subsuelo está
constituido por materiales de origen aluvial compuestos por arenas arcillosas a
poco arcillosas de plasticidad media a baja, que incluso llegan a clasificarse como
arenas limosas no plásticas y/o arcillas arenosas de alta plasticidad, en colores
que van de gris verdoso y café con tonos crema. De igual forma presentan
inclusión errática de grumos medianamente cementados del mismo material y
escasa presencia de gravillas de partículas subredondeadas.
Dichos materiales de acuerdo con la prueba de penetración estándar que realizó
EPS Ingeniería, presentan una compacidad y/o consistencia que se incrementa
con la profundidad. La estratigrafía que se determinó a partir de los sondeos se
presenta en la Tabla IV.7, en la que se incluye un resumen de los resultados
presentados en el Estudio de Mecánica de Suelos.
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V.115
Tabla IV.7. Estratigrafía reportada por el Estudio de Mecánica de Suelos. Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características Geotécnicas
TAM
SAC1
VER
0.00 a 0.60
m
Arena fina poco arcillosa (SP-PC), suelta, color café amarillento
con tonos grises, con grumos débilmente cementados del mismo
material, con presencia de raicillas
N=10
W%=4.80
0.60 a 6.00
m
Arena fina arcillosa (SC), medianamente compacta, color café
amarillento con tonos grises y crema, con grumos deleznables del
mismos material, con inclusión de nódulos blancos de origen
calcáreo, con oxidaciones color naranja
12 < N < 27
13.10 < W% < 25.90
G(%) = 0
51 < A(%) < 68
32 < F(%) < 49
29.2 < %L.I. < 45.6
13.10 < %L.P. < 18.5
16.10 < %I.P. < 30.70
6.00 a 9.85
m
Arena fina arcillosa (SC), compacta a muy compacta, color café
amarillento con tonos naranja, con grumos deleznables del mismo
material
32 < N > 50
9.90 < W% < 21.0
G(%) = 0
85 < A(%) < 86
14 < F(%) < 15
TAM
SAC2
VER
0.00 a 1.20
m
Arcilla arenosa de plasticidad media CL), de consistencia media,
color café con tonos grises, con grumos deleznables del mismo
material, con presencia de raicillas
6 < N < 7
6.50 < W% < 23.90
G(%) = 0
A(%) = 41
F(%) = 59
1.20 a 3.00
m
Arcilla arenosa de plasticidad media (SP-SC,SC) firme a muy
firme, color café grisáceo con tonos naranja, con grumos
deleznables a medianamente cementados del mismo material, con
inclusión de gravillas subredondeadas de origen basáltico
12 < N < 25
14.10 < W% < 21.70
3.00 a 6.00
m
Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SP,SC,SC), medianamente
compacta, color café grisáseo con tonos naranja, con grumos
deleznables a medianamente cementados del mismo material, con
inclusión de gravillas subredondeadas de origen basáltico
11 < N < 23
6.80 < W% < 18.60
G(%) = 0
82 < A(%) < 90
10 < F(%) < 12
%L.L. = 27.60
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V.116
%L.P. = 17.10
%I.P. = 10.50
6.00 a 9.78 Arena fina arcillosa (SC), compacta a muy compacta, color café
grisáceo, con inclusión de gravillas subredondeadas fuertemente
cementadas del mismo material
28 < N > 50
10.60 < W% < 13.50
G(%) = 0
A(%) = 80
F(%) = 20
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V.117
Tabla IV.7. Estratigrafía reportada por el estudio de Mecánica de Suelos (continuación). Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características geotécnicas
TAM
SAC3
VER
0.00 a 0.60
m
Arena fina arcillosa (SC), suelta, color café crema, con grumos
fuertemente cementados del mismo material, con presencia de
raicillas
N = 5
W% = 7.20
G(%) = 0
A(%) = 60
F(%) = 40
0.60 a 3.00
m
Arena fina arcillosa (SC), medianamente compacta, color gris
oscuro, con nódulos blancos de origen calcáreo, con errática
presencia de raicillas
11 < N < 24
15.60 < W% < 22.60
G(%) = 0
A(%) = 0
F(%) = 38
%L.L. = 39.90
%L.P. = 13.50
%I.P. = 25.50
3.00 a 6.00
m
Arena fina arcillosa (SC) medianamente compacta, color café
grisáceo con tonos crema, con grumos cementados del mismo
material
12 < N < 24
6.90 < W% < 13.90
G(%) = 0
73 < A(%) < 83
17 < F(%) < 27
%L.L. = 29.00
%L.P. = 15.30
%I.P. = 13.70
TAM
SMC4
VER
0.00 a 0.60
m
Arena arcillosa de baja plasticidad (SC), suelta, color café
amarillento, con grumos deleznables del mismo material, con
presencia de arcillas
N = 6
W% = 10.20
G(%) = 0
A(%) = 73
F(%) = 27
0.60 a 6.60
m
Arena arcillosa (SC), suelta a medianamente compacta, color café
con tonos crema y gris verdoso, con presencia esporádica de
grumos fuertemente cementados del mismo material y de origen
calcáreo
W% < 27.60
G(%) = 0
57 < A(%) < 84
16 < F(%) < 43
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V.118
28.2 < %L.L. < 40.4
13.5 < %L.P. < 13.8
14.4 < %I.P. < 26.90
6.60 a 10.0
m
Arena arcillosa de plasticidad baja (SC), compacta a muy
compacta, color café con tonos crema, con presencia esporádica de
grumos fuertemente cementados del mismo material
36 < N < 50
12.30 < W% < 16.90
G(%) = 0
A(%) < 80
F(%) < 20
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V.119
Tabla IV.7. Estratigrafía reportada por el estudio de Mecánica de Suelos (continuación). Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características geotécnicas
TAM
SMC5
VER
0.00 a 4.80
m
Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SC, SP-SC), suelta a
medianamente compacta, color café oscuro con tonos amarillentos y
grises, con oxidaciones color naranja, con inclusión de nódulos blancos
de origen calcáreo, con presencia de raicillas
8 < N < 17
9.20 < W% = 24.90
G(%) = 0,
63 < A(%) < 88
12 < F(%) < 37
4.80 a 9.76
m
Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SC, SP-SC), compacta a muy
compacta, color café oscuro, con presencia esporádica de grumos
medianamente cementados del mismo material
22 < N < 48
7.8 < W% < 16.10
G(%) = 0
83 < A(%) < 94
6 < F(%) < 17
TAM-
SMC6-
VER
0.00 a 1.80
m
Arena fina arcillosa (SC), suelta, color gris con tonos rojizos y con
nódulos color negros, con presencia esporádica de raicillas
6 < N < 10
7.80 < W% = 21.1
G(%) = 0; 61 < A(%) < 75
25 < F(%) < 39
%L.L. = 40.1
%L.P. = 13.90
%I.P. = 26.20
4.80 a 9.76
m
Arena fina arcillosa (SC) medianamente compacta a compacta, color
café grisáceo y gris verdoso con tonos crema y rojizo con nódulos color
negro, con errática presencia de raicillas
22 < N < 48
7.8 < W% < 36.6
G(%) = 0
60 < A(%) < 68
32 < F(%) < 40
34.0 < %L.L. < 45.10
13.60 < %L.P. < 15.5
20.4 < %I.P. < 29.6
TAM
SAC7
VER
0.00 a 2.40
m
Arcilla de plasticidad media (CL), firme a muy firme, arenosa, color
gris oscuro y café con tonos crema, con inclusión errática de nódulos
blancos y gravillas de origen calcáreo, con presencia superficial de
raicillas
10< N < 24
18.30 < W% = 20.40
G(%) = 0
A(%) = 43
F(%) = 47
%L.L. = 45
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V.120
%L.P. = 14.5
%I.P. = 30.90
2.40 a 5.40
m
Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SP-SC), medianamente compacta,
color crema, con oxidaciones color naranja, con grumos deleznables del
mismo material, con inclusión de gravillas de origen calcáreo
11< N < 30
7.6 < W% = 15.00
G(%) = 0
73 < A(%) < 88
12 < F(%) < 27
%L.L. = 31.40
%L.P. = 17.60
%I.P. = 13.80
5.40 a 10.20
m
Arena fina limosa (SM) compacta, color crema, con grumos
deleznables del mismo material
31< N < 48
5.40 < W% < 18.70
G(%) = 0; 73 < A(%) < 88
12 < F(%) < 27
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V.121
III.5.1.6 d) Hidrología superficial y subterránea
• Recursos hidrológicos localizados en el área de estudio El proyecto se encuentra en las inmediaciones de la Región Hidrológica No. 28
(RH28) “Río Papaloapan”, en la Cuenca Río Jamapa y otros. Dentro de esta
Cuenca, se localizan 22 Cubcuencas hidrológicas: Acatlan, Actopan, Antón
Lizardo, Atoyac, Cotaxtla, El Tejar, Idolos, Jacomulco, Jalapa, La Gloria, Naolinco,
Paso de Ovejas, Pescados, San Francisco, Santa Anita, Tres Palmas - Playa Azul,
VER-2, VER-3, Villa José Cardel, Xicuintla - Jamapa, Zempoala-Mozomboa y
Zocoapan (Fig. IV.14).
El área de construcción del proyecto se encuentra dentro de la Subcuenca San
Francisco y dentro de una vasta superficie que comprende el acuífero “Costera de
Veracruz”, ya que abarca nueve municipios de los cuales Veracruz se encuentra
englobado en su totalidad y ocho de manera parcial (Boca del Río, La Antigua,
Jamapa, Manlio F. Altamirano, Medellín de Bravo, Paso de Ovejas, Puente
Nacional y Soledad de Doblado). Las poblaciones de mayor importancia son
Veracruz, Boca del Río, Soledad de Doblado, Manlio F. Altamirano, Medellín,
Tejería y El Tejar.
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Figura IV.14. Hidrografía de la Cuenca Río Jamada y Otros.
Hidrología superficial El Plano No. 8 del Anexo Cartográfico esquematiza las características hidrológicas
superficiales de la zona.
• Embalses y cuerpos de agua existentes Dentro del área donde se realizará el proyecto no se localiza ninguna corriente, ni
de tipo intermitente ni perenne. La corriente más cercana se ubica a cerca de 500
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m y representa una corriente encausada en un canal, la cual se convierte aguas
abajo en un Río. De acuerdo a la Carta Hidrológica de Aguas Superficiales
“Veracruz - E13-3”, Escala 1:250,000 del INEGI (1981), el proyecto se encuentra
en un área con un coeficiente de escurrimiento del 0 al 5%.
Existen numerosos cuerpos de agua a los alrededores del proyecto, pero ninguno
se encuentra alimentado por alguna corriente que atraviese el área destinada a la
instalación de la obra, por lo que no se prevé afectación. Se generó un mapa de
distribución de cuerpos de agua en la zona, mismo que se adjunta al Anexo
Cartográfico (Plano No. 6), y con él una tabla que muestra la superficie que
ocupan y las coordenadas centrales o centroide de cada uno de estos (Tabla
IV.8).
Tabla IV.8. Cuerpos de agua presentes en los alrededores del proyecto, su superficie y ubicación.
Id NOMBRE Sup (ha) UTM X UTM Y
1 Laguna Valle Dorado 1.867 793315.902 2127103.216
2 Laguna Geovillas Los Pinos 1.415 791788.704 2127389.250
3 Vaso y Laguna El Villarín 99.481 790425.810 2126847.121
4 Vaso Regulador del Río Medio 51.544 794339.941 2123271.541
5 Laguna de Conchas 19.608 796050.819 2123517.662
6 Sin Nombre 2.207 797221.506 2122772.090
7 Laguna de las Caballerizas 0.608 797963.839 2122491.574
8 Laguna Dos Caminos 8.703 797516.628 2121919.812
9 La Marrana 1.238 798223.779 2121555.482
10 Laguna el Encanto 1.015 799110.962 2121921.600
11 Sin nombre 3.040 798446.465 2120998.004
12 Sin nombre 1.655 798196.641 2120478.935
13 Sin nombre 0.937 798833.820 2120359.119
14 Laguna D 2.519 799082.219 2120699.167
15 Laguna del Encierro 1.324 799575.470 2120884.996
16 Laguna Caracol 1.452 799928.065 2120956.944
17 Laguna Coyol 6.572 800103.993 2121108.684
18 Sin nombre 3.668 798799.687 2119984.903
19 Laguna Olmeca o Real 59.403 799589.345 2119668.628
20 Laguna el Olvido 0.993 798916.199 2122974.134
21 Laguna Ensueño 1.823 799654.466 2122093.746
22 Laguna Ilusión 1.085 799676.438 2121912.707
23 Vasos reguladores bajadas 4.100 797262.438 2120631.052
24 Vasos reguladores bajadas 33.417 797546.083 2120230.811
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Id NOMBRE Sup (ha) UTM X UTM Y
25 Sin Nombre 0.461 794118.634 2126483.103
26 Laguna de Lagartos 15.035 796744.163 2126139.781
27 Laguna del Carmen 5.815 796905.328 2125694.141
28 Laguna del Carmen Reserva I 3.097 797083.729 2125268.013
29 Laguna de Tarimoya 9.188 796512.145 2125088.132
30 Sin nombre 1.006 797016.995 2124691.450
31 Laguna la Colorada 1.060 797328.554 2123937.700
32 Humedales 8.607 796419.215 2123717.321
33 Laguna de los Laureles 0.985 796847.104 2123104.125
34 Vaso Regulador 2.798 799408.807 2120421.398
35 Laguna Malibrán 2.982 801047.832 2121234.650
• Análisis de la calidad del agua En la Tabla IV.9 se muestran los resultados de las pruebas de calidad realizadas
al agua proveniente del circuito de agua de TAMSA2, los cuales presentan valores
de acuerdo a la naturaleza de los sustratos del sitio.
Tabla IV.9. Resultados de los análisis de la calidad del agua subterránea.
Parámetro Resultado Unidades
Calcio 152 mg/l CaCO3
Magnesio 60 mg/l CaCO3
Sodio 57 mg/l CaCO3
Bicarbonatos 243 mg/l CaCO3
Carbonatos 0 mg/l CaCO3
Hidróxidos 0 mg/l CaCO3
Cloruros 26 mg/l CaCO3
Alcalinidad M 243 mg/l CaCO3
Alcalinidad P 0 mg/l CaCO3
Dureza Total 212 mg/l CaCO3
pH 7.56 Adimensional
Sílice 70 mg/l Sílice
Turbidez 0.17 NTU
Color 0 Pt – Co
Sólidos Disueltos Totales 379 mg/l
Conductividad 505 micromhos/cm
Sólidos Suspendidos 0 mg/l
Grasas y Aceites 0 mg/l
Bacterias Aerobias 95 UFC/100 ml
Coliformes Totales 1 UFC/ml
Coliformes Fecales 0 UFC/ml
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Hidrología subterránea El Plano No. 9 del Anexo Cartográfico esquematiza las características hidrológicas
subterráneas de la zona.
El acuífero Costera de Veracruz, en el cual se ubica el área de estudio, se
encuentra alojado en material granular no consolidado, presentando un
funcionamiento hidráulico del tipo libre. La Unidad hidrogeológica de importancia
es la clasificada como gravas y arenas, de porosidad primaria y de una buena
permeabilidad, la que dependerá del contenido de arcillas y grado de
compactación del material. De conformidad con información obtenida mediante
perforación de pozos, se tiene que esta Unidad se extiende desde el borde
occidental del acuífero hasta la línea costera, diferenciándose
granulométricamente de un sitio a otro, ya que conforme se acerca a la costa, los
fragmentos de rocas son más finos. Por otra parte, los pozos son parcialmente
penetrantes, por lo que el espesor de la unidad acuífera es de 300 m, definido
mediante información geofísica. La recarga principal proviene de la infiltración de
la precipitación que se presenta en la zona, de aquellas áreas consideradas como
cuencas endorreicas, así como por flujo horizontal subterráneo proveniente del
oeste, mientras que los ríos Jamapa y La Antigua también favorecen a la recarga
del acuífero. Por fronteras laterales, se tienen los ríos La Antigua y Jamapa,
aunque estos son de tipo físico y no límites geohidrológicos.
En 1982 se realizaron diversas pruebas en pozos de este gran acuífero y se
concluyó que conforme se acerca a la línea de costa la transmisividad disminuye
de 10 x 10-3 m2/s (metros cuadrados por segundo) hasta 1.25 x 10-3 m2/s. De
esta manera, se puede establecer que la unidad de gravas y arenas tiene un valor
de 15 a 40 x 10-3 m2/s, los depósitos de llanura de inundación de 10 a 15 x 10-3
m2/s y las dunas entre 5 y 10-3 m2/s. Con respecto al coeficiente de
almacenamiento del acuífero, se determinó un valor de 0.085 para la zona de
gravas y arenas y 0.025 para las dunas.
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Con base en el registro de la profundidad del nivel estático a partir de 1973, se
puede comentar que el acuífero presenta variaciones ocasionadas por cambios
climáticos, es decir que el acuífero se recarga durante la lluvia y en estiaje
presenta un cambio negativo en su almacenamiento, de manera rápida y
fácilmente medible.
De manera general, la profundidad del nivel estático cercano a la costa es entre 2
y 5 m, en el área industrial de 15 a 20 m siendo más profundo hacia la zona de
Soledad de Doblado, Ver. (entre 50 y 60 m).
Con el fin de conocer de manera aproximada el comportamiento del flujo
subterráneo, la CNA (Comisión Nacional del Agua) utilizó Cartas topográficas
Escala 1:50,000, editadas por INEGI, para llevar una nivelación de pozos piloto
para observación de la profundidad del nivel estático. Con ello se pudo apreciar
que en la zona cercana del puerto de Veracruz, la elevación del nivel del agua se
encuentra o muy cercano al mar o sensiblemente por debajo de este, sin
determinar la presencia de conos de abatimiento considerables.
• Localización del recurso; profundidad y dirección; usos principales y calidad del agua Para la totalidad del acuífero Costera de Veracruz, la empresa Ariel Construcciones, S.A., efectuó en 1973 un estudio geohidrológico preliminar en donde se detectaron 456 aprovechamientos, de los cuales 119 correspondían a pozos, 334 a norias y tres a manantiales, extrayendo un volumen anual de 68.7 Mm3 (millones de metros cúbicos). Posteriormente, en 1979 se realizó la actualización del estudio geohidrológico ya señalado, detectándose 51 pozos adicionales a los inventariados en 1973, de donde se pudo determinar una extracción de 95.6 Mm3 anuales. Durante 1980, la misma empresa Ariel Construcciones, S.A., desarrolló la continuación del estudio geohidrológico denominado zona Jamapa, detectando
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535 aprovechamientos, de los que 196 correspondieron a pozos, 336 norias y tres a manantiales, mediante los que se extraía un volumen de 92.04 Mm3. En 1982, se realizó un estudio de evaluación geohidrológica cuyo resultado permitió conocer la disponibilidad del acuífero, estimando una extracción por bombeo de 92.04 Mm3 anuales. En 1998, la CNA llevó a cabo la actualización del inventario de aprovechamientos, donde se detectaron 440 obras, de las que 366 se encontraron en operación, con las que se determinó un volumen anual de extracción de 86.77 Mm3 observando que el municipio de Veracruz es donde se extrae el mayor volumen de agua (54.14 Mm3). Del total de obras detectadas, se censaron 354 pozos, 78 norias, seis norias perforadas y dos puyones. Del total de pozos en operación, el 43% tiene una profundidad entre 1 y 50 m; el 56% entre 51 y 100 m y solamente el 1% fueron construidos a una profundidad mayor de 150 m. Por otra parte, se observó que el 43% de las obras extraen caudales instantáneos entre 1 y 10 lps (litros por segundo); el 28% de 11 a 40 lps y el 29% están comprendidos entre 41 y 80 lps. Existen 101 pozos destinados para uso público urbano, mediante los que se extrae un volumen de 41.7 Mm3; 116 pozos para uso agrícola con una extracción de 25.5 Mm3; 30 pozos como fuente de abastecimiento a industrias con un volumen de 15.9 Mm3 y para otros usos se censaron 118 pozos con los que se extraen 3.2 Mm3.
III.5.2 IV.2.2 Aspectos bióticos
III.5.2.1 a) Vegetación terrestre
Como se ha mencionado con anterioridad, la zona donde se pretende llevar a
cabo el proyecto, se ubica dentro de los límites de una zona industrial en la que se
desarrollaban actividades agropecuarias, como lo es la ganadería extensiva. Esta
presión que ejercen ambos usos de suelo, han hecho que las condiciones
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naturales de la vegetación no sean apreciadas en la actualidad, ya que de acuerdo
con la Cartografía del INEGI, Escala 1:250,000 y poco actualizada, se puede
observar que en los alrededores de la zona se desarrollaba una comunidad de
Selva Baja Caducifolia (Fig. IV.15).
En este sentido, se hace mención que dentro de la superficie donde se pretende
establecer la obra no se distribuye vegetación natural, siendo que a una distancia
aproximada de más de cinco kilómetros se distribuyen nuevamente la comunidad
de Selva baja con muchos elementos de vegetación secundaria y arbustiva, de
acuerdo a la Cartografía del Inventario Forestal Nacional del año 2000. Según lo
observado durante los recorridos realizados en el sitio, se pudo constatar la
ausencia de elementos típicos de esa comunidad, apreciándose en lugar de estos
un gran número de especies cultivadas y/o malezas.
La mayor parte de la superficie que cubre el gasoducto, se encuentra dominada
por pastizales cultivados o inducidos, principalmente por presentarse la trayectoria
paralela a vías de comunicación, dentro de sus derechos de vía. Las principales
especies encontradas fueron los zacates Guinea (Panicum maximum), Bermuda
(Cynodon dactylon), Negro (Paspalum plicatum) Estrella africana (Cynodon
plectostachyus), Cola de zorra (Rhynchelytrum repens), Cadillo (Cenchrus
echinatus) y Limón (Cymbopogon citratus). Cabe destacar que de estas siete
especies de pastos, solamente Paspalum plicatum es considerada especie nativa.
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Figura IV.15. Uso de suelo y vegetación en del municipio de Veracruz y sus alrededores.
Algunas herbáceas observadas fueron Clitoria (Clitoria ternatea), Kudzú (Pueraria
phaseoloides), Bejuco de chivo (Centrosema pubescens) Centaura (Centaurea
scabiosa), Esponjilla (Luffa operculata), Lantana (Lantana camara), Mala mujer
(Solanum elaeagnifolium) y Piña de ratón (Bromelia pinguen).
El estrato arbóreo de los alrededores se encuentra conformado por especies de
Selva baja caducifolia secundaria, de las cuales es común observar: Palo mulato,
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(Bursera simaruba), Matapalo (Ficus cotinifolia), Higo prieto (Ficus obtusifolia),
Nanche (Byrsonima crassifolia) y Tepeguaje (Leucaena leucocephala), entre otras.
Sin embargo, resulta de suma importancia recalcar que este no se encuentra
representado dentro de la trayectoria, por lo que estas especies no serán
afectadas con la realización del proyecto y por tanto, no se declarará un volumen
forestal a remover.
Uso de las especies en el área de influencia
En la región donde se encuentra ubicado el proyecto, tradicionalmente se emplean
especies vegetales de las que se obtienen recursos como postes, forraje para
animales domésticos, sombra, ornato y medicinales, entre otros. Casi la totalidad
de las especies enumeradas poseen usos reportados en la literatura (Tabla IV.10),
sin embargo, durante los recorridos realizados en el área de estudio no se observó
ninguna actividad extractiva o de uso de especies, con excepción de forraje, no
descartando lo anterior cualquier otro tipo de aprovechamiento (principalmente de
tipo autoconsumo) de las especies empleadas tradicionalmente. Tabla IV.10. Uso reportado de las especies de flora que se localizan en los alrededores del
proyecto.
Familia Especie
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POACEAE Panicum maximum X X
POACEAE Cynodon dactylon X X X
POACEAE Cynodon plectostachyus X X
POACEAE Rhynchelytrum repens X X
POACEAE Cenchrus echinatus X
POACEAE Cymbopogon citratus X X
ASTERACEAE Centaurea scabiosa X X
CUCURBITACEAE Luffa operculata X
SOLANACEAE Solanum elaeagnifolium X X
BROMELIACEAE Bromelia pinguin X X
VERBENACEAE Lantana camara X X
FABACEAE Pueraria phaseoloides X X
FABACEAE Clitoria ternatea X X X
FABACEAE Centrosema pubescens X X X X
BURSERACEAE Bursera simaruba X X X X X X X
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Familia Especie
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Leña
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Agr
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MORACEAE Ficus cotinifolia X X X X
MORACEAE Ficus obtusifolia X
MALPIGHIACEAE Byrsonima crassifolia X X X
MIMOSACEAE Leucaena leucocephala X X X X X X X X X X
Especies endémicas y/o en peligro de extinción
Durante los recorridos realizados en los predios donde se ubican la obra, no se
registró ninguna especie de flora de relevancia ecológica y/o listada en la NOM-
059-SEMARNAT-2001.
b) Fauna silvestre Con base en observaciones en campo en el área de estudio, es notable que la
influencia de un paisaje altamente modificado repercute de manera directa en la
distribución de las comunidades faunísticas.
La presencia de áreas industriales y carreteras, es una de las principales causas
de la ausencia o disminución de las poblaciones de la mayoría de las especies de
fauna silvestre en el lugar, ya sea por la falta de especies arbóreas que brinden
alimento, cobertura o sitios de anidamiento, principalmente para aquellas que son
sensibles a la presencia del hombre y las modificaciones que este representa para
los ecosistemas.
Durante las visitas que se realizaron en el área donde se proyecta la obra, no se
encontraron huellas, excretas o rastros de fauna silvestre. De acuerdo a registros
tomados de los alrededores, es posible encontrar Coyote (Canis latrans), Conejo
(Sylvilagus floridanus), Ardilla (Sciurus aureogaster), Comadreja (Mustela frenata)
y Zorrillo (Mephitis macroura), entre otras especies, las cuales de manera general
no muestran comportamientos de desplazamiento cuando existen modificaciones
al paisaje por efectos antropogénicos.
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En referencia a las aves, es preciso mencionar que para la zona se ha reportado
la presencia de Chachalaca (Ortalis vetula), Perico pechisucio (Aratinga nana),
Mirlo primavera (Turdus grayi), Urraca (Quiscalus mexicanus), Zopilote (Cathartes
aura), Paloma torcacita (Columbina talpacoti) y Pájaro carpintero (Melanerpes
aurifrons). Asimismo, de reptiles, se cuenta con el registro de Basilsco (Basiliscus
basiliscus) y Lagartija (Sceloporus variabilis). Cabe destacar que de las especies
enumeradas, ninguna se lista en la NOM-059-SEMARNAT-2001.
Uso de las especies en el área de influencia del proyecto
El uso de suelo que se ha dado en los últimos años al área de influencia de la
Zona Metropolitana de Veracruz ha ocasionado que algunas especies de fauna
silvestre nativas se hayan adaptado a los impactos antropogénicos, los cuales
principalmente son ocasionados por la remoción de la cubierta vegetal para la
implementación de proyectos agropecuarios, parques industriales y unidades
habitacionales, tradicionalmente.
En este sentido, la fauna silvestre suele movilizarse hacia lugares que muestran
una cubierta vegetal menos perturbada, desplazándose hacia sitios con mejor
conservación del ecosistema y que lógicamente se encuentran más alejados del
hombre. El principal uso que se le da a los recursos faunísticos en la región, es
principalmente para el autoconsumo y en mucho menor medida para fines
cormerciales, siendo los objetivos principalmente alimenticios; por ejemplo para
Sylvilagus floridanus es medicinal y en el caso de Mephitis macroura, este es
utilizado para combatir la artritis y las pústulas, además en la cultura popular se
dice que la sangre del zorrillo tomada puede curar enfermedades venéreas.
Por otro lado, las aves y reptiles pueden ser utilizados con fines ornamentales,
donde Aratinga nana, Columbina talpacoti, Melanerpes aurifrons y Basiliscus
basiliscus, pueden representar bien esta categoría. Aunque cabe señalar
nuevamente que, durante las visitas al área de estudio no se observaron
situaciones donde se realizaran aprovechamientos de especies de fauna silvestre.
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III.5.3 IV.2.3 Paisaje Los elementos naturales del paisaje se verán modificados de manera directa por
las prácticas de excavación en el terreno, siendo inevitables los efectos negativos
al ecosistema en este sentido, aunque dicha actividad será de carácter temporal y
posteriormente la franja que representa el gasoducto será reintegrada a sus
condiciones iniciales.
Visibilidad. Debido a que serán alterados los elementos del paisaje natural, para
que no se vea afectada de manera significativa la visibilidad de la zona, se
recomienda mantener libre de contaminantes de cualquier índole el área de
estudio, previniendo disminuir la generación de polvos fugitivos que alteren las
características de la atmósfera durante el proceso de movimiento de tierras en la
superficie que comprende el derecho de vía.
Calidad paisajística. Los terrenos donde se pretende establecer el proyecto no
cuentan con una calidad paisajística excepcional, ya que no representan
elementos que atraigan a la población por sus condiciones ecológicas actuales. A
pesar de lo anterior, la calidad paisajística se verá modificada debido a la apertura
temporal del terreno que constituye la franja de excavación y a la instalación de la
infraestructura mínima indispensable para la operación del gasoducto.
Por otro parte, durante los recorridos técnicos efectuados en ell sitio no se
determinaron singularidades paisajísticas o elementos sobresalientes de carácter
natural, además de que el terreno no cuenta con recursos notables de carácter
científico, cultural o histórico.
Fragilidad. Se hace mención de que el ecosistema característico de la actualidad
en el área de estudio, no representa condiciones de fragilidad, dado que su uso
potencial lo constituye su aptitud para la realización de actividades industriales.
Tomando en cuenta la superficie total que abarca el proyecto y el área de impacto
directo a los ecosistemas nativos, este aspecto no es de consideración; cabe
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destacar que el espacio de afectación temporal puede ser rehabilitado, en el caso
de no interferir con la operación del proyecto, con elementos de pastizal para
amortiguar estrato bajo.
III.5.4 IV.2.4 Medio socioeconómico El estado de Veracruz representa el 3.7% de la superficie total del país, su nombre
oficial es Veracruz de Ignacio de la Llave y su capital es Xalapa-Enriquez.
III.5.4.1 A) Demografía
Dinámica de la población de la comunidad directamente afectada con el proyecto De acuerdo con el Segundo Conteo de Población y Vivienda efectuado por el
INEGI, la población total del municipio de Veracruz en Octubre de 2005 era de
512,310 habitantes, de los cuales 444,438 correspondían a la cabecera municipal,
Heroica Veracruz. Sin embargo, el área urbana se desborda y ha absorbido a
otras localidades del mismo Municipio, así como del vecino de Boca del Río,
formando una conurbación que, en el 2005 se encontraba integrada por las
siguientes localidades:
• Heroica Veracruz (municipio de Veracruz): 444,438 hab.
• Las Bajadas (municipio de Veracruz): 4,291 hab.
• Las Amapolas (municipio de Veracruz): 13,259 hab.
• Valente Díaz (municipio de Veracruz): 17,719 hab.
• Las Amapolas 2 (municipio Veracruz): 3,201 hab.
• Veracruz (municipio Boca del Río): 129,416 hab.
• Boca del Río (municipio Boca del Río): 10,980 hab.
En este sentido y aglomerando la zona conurbada, la población se elevó a
623,304 habitantes. Por otro lado, la Zona Metropolitana de Veracruz (ZMVER) ha
sido definida por el INEGI, CONAPO y SEDESOL como la integración de los
municipios de Veracruz y Boca del Río, cuya población al 17 de octubre del 2005
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ascendía a 654,216 hab. (512,310 del municipio de Veracruz y 141,906
correspondientes al municipio de Boca del Río).
La CONAPO hace estimaciones para el 1° de julio del 2007 donde sus
proyecciones arrojan las siguientes cifras:
* Heroica Veracruz (ciudad): 462,003 hab.
* Veracruz (conurbación): 645,499 hab.
* Veracruz (Zona Metropolitana): 677,660 hab.
El municipio de Veracruz representa el 0.34 % de la superficie del Estado, con una extensión territorial de 241.5 Km2. Sin embargo, con esa baja superficie, representa la ciudad más importante del estado de Veracruz de Ignacio de la Llave, y su puerto está considerado el más importante de México.
Crecimiento y distribución de la población De acuerdo con los resultados del Censo Decimoprimero (1990), Primer Conteo
(1995), Censo Decimosegundo (14/02/2000), Segundo Conteo (17/10/2005) y
Estimación oficial de la CONAPO (1/07/2007), se proyecta un crecimiento de
303,152 a 462,003 habitantes para la ciudad de Veracruz y de 438,821 a 677,660
habitantes para la ZMVER (Fig. IV.16).
Para el 2000 se registró una población de 642,680 habitantes en la ZMVER
(considerando a los municipios de Veracruz, Boca del Río y Alvarado), siendo
Veracruz el que concentró el 71.16% de los habitantes; mientras que para el año
2005 se reportó una población de 703,394 habitantes, siendo nuevamente
Veracruz el que concentró el mayor porcentaje de población con más de 73%.
Esta zona es considerada como la zona central del Estado y es la más poblada, a
pesar de que está constituida por tres municipios, uno de ellos de gran extensión
como lo es Alvarado con 830 Km2 de extensión, lo que evidentemente hace que
su densidad de población sea baja 88.6 hab./ha (habitantes por hectárea), muy
por debajo del promedio metropolitano que es de 116.8 hab./ha; Boca del Río es
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V.136
el Municipio que cuenta con la menor superficie territorial de 39 Km2 con una
densidad de 106 hab./ha; Veracruz con una extensión de 243 Km2 tiene una
densidad muy alta, con 121 hab./ha. Los dos primeros han reportado, desde 1990,
tasas de crecimiento negativas, es decir, son municipios que prácticamente no han
crecido en los últimos quince años, en cambio el municipio de Veracruz ha
reportado tasas de crecimiento poblacional relativamente altas, en promedio
alrededor del 3% (CONAPO, 2004).
El Municipio que ha presentado el mayor crecimiento poblacional es Veracruz,
sobre todo en la década 1990-2000 con el 3.37%, pero en la década subsiguiente,
la tasa de este se redujo casi a la mitad. Boca del Río ha tenido un crecimiento
lento, sobre todo en la década de 1990 a 2000 que registró una tasa negativa de –
0.62, es decir, su población dejó de crecer, mostrando también una tasa para los
siguientes periodos por debajo del 1%. El municipio de Alvarado reportó
constantemente durante los tres periodos tasas muy cercanas a cero o negativas;
en este sí se presentó la disminución de su población (CONAPO, 2004).
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
1990 1995 2000 2005 2007
Ciudad de VeracruzZMVER
.
Figura IV.16. Población de la Cd. de Veracruz y de la ZMVER según los censos, conteos y
estimaciones oficiales de 1990 a 2007.
Estructura por sexo y edad
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V.137
De acuerdo con el Censo de Población del 2000, en el municipio de Veracruz había una población total de 457,377 habitantes, teniendo 215,863 hombres y 241,514 mujeres; encontrándose distribuida por estructura de edades de la forma que se muestra en la Fig. IV.17.
27%67%
6%0 a 14 años15 a 64 añosmás de 65 años
Figura IV.17. Distribución de la población de la Cd. de Veracruz por estructura de edad.
Utilizando datos del Conteo del 2005, hay una mayor proporción de mujeres que de hombres tanto en el municipio de Veracruz como en el total de la Entidad (Fig. IV.18), mostrando una relación hombres-mujeres de 89.54, que es el resultado de dividir el total de hombres entre el total de mujeres y multiplicarlo por cien.
47.24% 48.15%52.76% 51.85%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
MUN. VERACRUZ EDO. VERACRUZ
Población masculinaPoblación femenina
Figura IV.18. Proporción de hombres y mujeres del municipio y estado de Veracruz.
Natalidad y mortalidad La Tabla IV.11 muestra la población femenina de 12 años y más, hijos nacidos
vivos (total y promedio), así como hijos sobrevivientes (total y porcentaje) para el
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V.138
estado de Veracruz, mientras que la Fig. IV.19 presenta la tasa de crecimiento
medio anual para el estado de Veracruz y el total nacional para el periodo de 1990
a 2000.
Tabla IV.11. Población femenina de 12 años y más, hijos nacidos vivos e hijos sobrevivientes.
Población femenina de 12 años y más Hijos nacidos vivos Hijos sobrevivientes
Total Promedio Total Porcentaje
Estado de Veracruz 2734420 6853173 2.51 6225577 90.84
12 - 14 años 216585 670 NS 633 94.48
15 - 19 años 337052 52987 0.16 51715 97.6
20 - 24 años 301334 250973 0.83 244937 97.59
25 - 29 años 278738 439960 1.58 428527 97.4
30 - 34 años 277903 614516 2.21 595261 96.87
35 - 39 años 263418 724769 2.75 694476 95.82
40 - 44 años 226084 730407 3.23 691373 94.66
45 - 49 años 192034 707027 3.68 659498 93.28
50 - 54 años 160571 669220 4.17 611681 91.4
55 - 59 años 127211 614856 4.83 549764 89.41
60 - 64 años 109611 598124 5.46 519436 86.84
65 años y más 243879 1449664 5.94 1178276 81.28
0%
1%
1%
2%
2%
3%
1990 a 1995 1995 a 2000 1990 a 2000
MéxicoVeracruz
Figura IV.19. Tasa de crecimiento medio anual para el Estado y el País, del periodo de 1900 al
2000.
Migración De acuerdo a los datos que muestra el Cuestionario ampliado del Censo 2000, el INEGI
(2000) revela que el balance entre los inmigrantes y emigrantes del Estado (tanto internos
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V.139
como internacionales) o saldo neto migratorio (SNM), en función de la población nacida en
Veracruz y la actualmente residente en él, equivale a –0.33%, colocándolo en el noveno
lugar en expulsión de población a nivel nacional. Sin embargo, si en lugar de tomar a la
población nacida en el Estado, se considera a la residente en 1995, se obtiene un SNM de –
3.51, ubicándolo como el segundo en expulsión de población en el período 1995-2000, sólo
superado por el Distrito Federal. Con respecto a las diferencias por sexo, los hombres
alcanzan un SNM de –3.67 y las mujeres uno un tanto menor, –3.35.
Por otro lado, en la Tabla IV.12 se muestran datos extraídos del INEGI en materia de
migración, del apartado “Población de 5 años y más por municipio de residencia actual y
lugar de residencia en octubre de 2000 según sexo” del II Conteo de Población y Vivienda
2005, Resultados definitivos, Tabulados básicos. Con base en esta información se muestra
en la Fig. IV.20 la proporción de hombres y mujeres que emigraron de Veracruz, para el
año 2000.
Tabla IV.12. Tasa de crecimiento medio anual para el Estado y el País, del periodo de 1900 a
2000.
MUNICIPIO DE VERACRUZ ESTADO DE VERACRUZ
Residentes en la entidad en octubre de 2000 437253 6216579
Residentes en otra entidad en octubre de 2000 15427 121370
Hombres residentes en otra entidad en octubre de 2000 7737 61245
Mujeres residentes en otra entidad en octubre de 2000 7690 60125
Residentes en EUA en octubre de 2000 579 8910
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V.140
77377690
Hombres residentes en otra entidad en octubre de 2000Mujeres residentes en otra entidad en octubre de 2000
Figura IV.20. Proporción de hombres y mujeres residiendo en otra entidad en octubre de 2000.
Población Económicamente Activa
La Población Económicamente Activa (PEA) en el estado de Veracruz representa el 47.7% de la población total, de la cual el 1.2% se encuentra desocupada. En la Fig. IV.21a) se muestra la evolución de la PEA de 1990 a 2000 con respecto al total nacional, mientras que en la Fig. IV.22b) se muestra el porcentaje de la PEA desocupada.
La posición geográfica de Veracruz favorece al comercio por vía marítima, por lo
que la actividad económica del Municipio está fuertemente relacionada con el
movimiento portuario: el Sector terciario ocupa al 74.5% de la PEA; mientras que
en el Sector secundario (21.5% del PEA), sobresalen las ramas química,
petroquímica, metalúrgica, mecánica, alimenticia y de la construcción (6.3%); en
contraste, el Sector primario ocupa tan solo al 1.1% de la PEA.
En la PEA se observa una disminución de la población empleada en actividades
agrícolas de 13.78% del año 1970 a 4.16% en el 2000; la industria manufacturera
redujo su participación 19.09% en 1970 a 15.42% en 1990, manteniendo esta
pérdida de participación, quedando en 11.28% durante el año 2000.
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0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
1990 1995 2000
MéxicoVeracruz
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
1990 1995 2000
MéxicoVeracruz
Figura IV.21. a) Porcentaje de población mayor a 12 años económicamente activa (PEA). b)
Porcentaje de PEA desempleada para el año 2000.
III.5.4.2 Durante la década de los 70’s se empieza a notar una baja en las
actividades primarias (principalmente agropecuarias, forestales y pesqueras) en el
PIB de la Entidad y una mayor importancia de la ganadería, los cultivos
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V.142
comerciales y de exportación, así como la actividad industrial. Para el lapso de
1970 a 1980, la participación de Veracruz en el producto nacional se redujo de
6.5% a 5.8%; mientras que en el sector agropecuario las actividades pasaron de
un 19.4% a 12.3% en su aportación al PIB estatal. Por último, referente a la
actividad manufacturera, tras la importancia clave que Veracruz tuvo en la
industrialización de alimentos, bebidas y productos textiles en la época de la
sustitución de importaciones, se ve rebasado entre 1965 y 1975 por cambios en el
modelo de acumulación nacional, que entraba en su fase monopólica y la apertura
al capital extranjero (Maldonado y Palma, 2006). La Fig. IV.22 muestra la
proporción de la PEA con respecto a las diferentes actividades desarrolladas.
0% 5% 10% 15% 20%
No especif iacada
Trabajador del arte
Trabajador agropecuario
Operador de maquinaria f ijas
Inspector y supervisor de la industria
Funcionario y directivo
Trabajador ambulante
Trabajador en protección y vigilancia
Ayudante, peón o similar
Jefe y supervisor adminstrativo
Técnico
Trabajador de la educación
Trabajador doméstico
Profesionista
Operador de transporte
Trabajador en servicio personal
Oficinista
Comerciante y dependiente
Artesano y obrero
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V.143
Figura IV.22. Proporción de PEA por actividad económica.
III.5.4.3 B) Factores socioculturales
En lo que se refiere a los factores socioculturales que pudieran relacionarse de
algún modo con el proyecto, se pueden mencionar lo siguiente: el nivel de
aceptación del proyecto en términos generales es bueno, siendo el principal
indicador la escasa dificultad para la obtención del derecho de vía con los
propietarios de los predios por donde se ubica el trazo de la obra.
Cabe destacar que dentro del área de afectación no se prevé impacto a un área
cercana a la trayectoria que es utilizada con fines de recreación, siendo importante
destacar que esta es propiedad de una de las empresas beneficiadas por la
operación futura del gasoducto, siendo los principales favorecidos con su función
los mismos trabajadores. Por otro lado, no existen evidencias arqueológicas en el
trazo que representa la obra ni en sus áreas aledañas, ni ningún otro vestigio
histórico. En lo referente al uso que se le otorga al suelo del área de influencia del
proyecto, se puede mencionar que netamente es de carácter industrial. Importancia comercial. Reside principalmente en la generación de ingresos económicos
mediante el aprovechamiento de componentes del o los ecosistemas presentes en el área. Tal y como se mencionó en el contenido del presente Capítulo, en el área de estudio no se documentó aprovechamiento de especies de vida silvestre, ya que en su totalidad la obra se proyecta sobre una zona impactada en sus condiciones naturales por constituirse como un derecho de vía ya existente.
Importancia científica. Las especies catalogadas en algún estatus de protección en
la NOM-059-SEMARNAT-2001 son las que en general son más estudiadas. Sobre
este particular, se considera que por el mismo grado de impacto presente en el
área, no se encontró ninguna especie que sea considerada de importancia
científica.
Importancia cultural. En el área donde se pretende desarrollar el Proyecto, no se encuentra
ubicado ningún centro histórico o cualquier otro lugar de importancia cultural.
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V.144
Autoconsumo. No se tiene reportado uso de especies silvestres tanto de flora como de fauna silvestre por parte de la población local, situación que tampoco se documentó en las visitas de campo.
Presencia de grupos étnicos y religiosos.
En el área de influencia del proyecto no existen asentamientos humanos con
presencia de grupos étnicos o religiosos.
Localización y caracterización de recursos, así como actividades culturales y
religiosas. Dada la fuerte presión que ha sufrido la zona donde se pretende llevar
a cabo el proyecto, no se tienen registros de recursos ni actividades culturales ni
religiosas en el área de estudio.
Valor del paisaje en el sitio del proyecto. Por ser un área con uso de suelo
agrícola, pecuario e industrial, aunado a la falta de rasgos topográficos o naturales
de importancia estética, los pobladores locales no encuentran la zona como un
área que mantenga atributos escénicos. Aunque se modificará sustancialmente la
armonía visual in situ durante lo que dure la etapa de construcción, se estima que
por esto no se afectará el valor paisajístico actual de la zona.
Sensibilidad social en relación con los aspectos ambientales; asociaciones
participantes y antecedentes de participación. Los habitantes y en ocasiones los
mismos promoventes de los proyectos productivos en la zona, se han involucrado
aún más en la búsqueda de soluciones para evitar al máximo los impactos
negativos sobre el medio ambiente, y que de manera indirecta al final repercutiría
sobre ellos mismos. Dicha participación es a través de diversos frentes como lo
son las instituciones educativas, grupos empresariales, asociaciones de vecinos y
partidos políticos, entre otros.
Identificación de los posibles conflictos por el uso, demanda y aprovechamiento de
los recursos naturales entre los diferentes sectores productivos. No se prevén
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V.145
conflictos por el uso del suelo en la zona, ya que la realización del proyecto
representa un beneficio particular para los núcleos empresariales establecidos en
el PIBP.
IV.2.5 Diagnóstico ambiental
a) Integración e interpretación del escenario ambiental La estructura del sistema se constituye por un conjunto de factores físico-
naturales, sociales, culturales, económicos y estéticos que interactúan entre sí con
los individuos y su comunidad. Este sistema se encuentra sub-constituido a su vez
por dos subsistemas, el medio natural y el socioeconómico. Los elementos y
procesos del ambiente natural se proyectan en tres subsistemas (Medio físico: con
los componentes aire, suelo y agua; Medio biológico: vegetación terrestre y fauna
y Medio perceptual: paisaje/detalles visuales), como podrá apreciarse en la Fig.
IV.23. El socioeconómico está conformado por las estructuras y condiciones
sociales, histórico-culturales y económicas del área de influencia; que sustentan
un grupo de parámetros o factores que subsecuentemente se conforman por
diversos componentes del medio ambiente.
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Figura IV.23. Diagrama general de la estructura del sistema ambiental.
Análisis de los componentes ambientales relevantes y/o críticos.
En la región donde se pretende establecer el proyecto no existen acuíferos
superficiales que pudieran ser afectado, por lo que el componente ambiental
hidrológico, aún y cuando sustenta un carácter de gran relevancia no se considera
como crítico. Los elementos del suelo considerados como relevantes son la
capacidad de infiltración y su uso potencial. La infraestructura a construir para la
operación del proyecto afectará directamente porciones del ecosistema que
perderán su capacidad de infiltración y cambiarán permanentemente su uso
actual. Estos componentes se consideran como relevantes, pero no se les confiere
un estatus crítico en función de las dimensiones del derecho de vía a afectar.
El factor ambiental geológico mantiene el elemento relieve. La relevancia de éste
estriba en su composición, lo que se interrelaciona directamente con la formación
botánica existente en el ecosistema, en el aire y el microclima. No se considera
como crítico. Del factor paisaje, el escenario actual no sustenta la mayor
relevancia de la zona, dado que el desarrollo del proyecto no afectará al
ecosistema en su conformación vegetal ni fragmentará el área donde se pretende
establecer el gasoducto.
Sistema Ambiental
Medio físico
Medio socio-económico
Factores ambientales Componentes
Factores ambientales Componentes
Medio biótico Factores
ambientales Componentes
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En lo que respecta a la flora y fauna silvestres de la región son factores del
sistema ambiental que sostienen una gran importancia, pero no son considerados
como críticos; en el caso del componente vegetal por carecer de elementos
arbóreos o de porte arbustivo el derecho de vía propuesto y para el caso de la
fauna silvestre por sus patrones de migración, debidos a la restricción actual del
hábitat causado por la afectación antropogénica de la zona, entre lo cual destacan
los procesos de industrialización cambiando el tipo de uso de suelo. Los
componentes del factor atmósfera adquieren también gran relevancia, ya que las
fuentes emisoras de contaminantes y ruido constituirán efectos acumulativos por
su integración a la zona industrial; estos elementos se consideran críticos, pero la
ejecución u operación del proyecto no se considera que será determinante para la
mejora o aumento significativo de la calidad del aire en la región.
Con relación a los patrones de erosión en la zona, se puede decir que la pérdida
de suelo por efecto del viento y los escurrimientos superficiales se ubica en las
condiciones actuales del terreno en un rango bajo, causado por el efecto anterior
de la eliminación de la cobertura vegetal que sustentaban los terrenos del área, la
cual constituía en ese entonces un factor de retención de suelo.
De manera general, el diagnóstico ambiental para la zona se podría traducir en
una afectación fuerte al sistema ambiental como resultado de las causas
antropogénicas. Por lo anteriormente expuesto, se recomienda actuar también
sobre las causas de deterioro no naturales de los recursos, con la finalidad de
evitar afectaciones sinérgicas y/o acumulativas en el ecosistema por el continuo
ejercicio de las actividades industriales en el área de influencia.
III.6
III.7 b) Síntesis del inventario
A manera de síntesis de los elementos que conforman el ecosistema en la
trayectoria propuesta, a continuación se enumeran las características más
sobresalientes de sus componentes bióticos y abióticos.
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El predio donde se pretende realizar el proyecto se localiza dentro de una
zona clasificada con uso de suelo industrial en el Sector G, subsector 47,
de acuerdo al Plan de Ordenamiento de la Zona. Se ubica entre las
coordenadas geográficas extremas: al norte 19°11'4.07" N, al sur
19°10'16.85" N, al este 96°15'51.82" W y al oeste 96°13'50.26" W. Por
consiguiente, se ubica aproximadamente 10 Km al Sureste de la cabecera
municipal de Veracruz, fuera de alguna ANP.
Según el sistema de clasificación climática de Köppen modificada por
García para la República Mexicana (1973), en la región donde se ubica el
área de estudio se presenta un tipo de clima: Aw1(w), en el cual la
temperatura media anual es mayor a 22°C y la temperatura del mes más
frío mayor a 18°C, mientras que la precipitación del mes más seco es
menor al 5% anual.
La precipitación media anual registrada por la CNA es de 886.1 mm, la cual
se descarga principalmente durante el verano, ya que durante Junio a
Septiembre se precipita el 82% del total anual y cerca de la mitad durante
Junio y Julio; siendo la estación de invierno la más seca, ya que de Enero a
Marzo solo se registra el 3% de las lluvias. La temperatura media anual es
de 20.9°C, ocurriendo la media mensual más alta en Junio de 24.2°C y la
mínima en Enero de 17.2°C. Los fenómenos meteorológicos que se
presentan son solamente los huracanes.
El predio se encuentran enclavado en una planicie costera ligeramente
inclinada hacia el Este, en donde existen zonas de cuenca endorreica que
tienen una topografía más baja que el área circundante. Hacia el Oeste, se
presentan lomeríos con orientación oeste-este disectados por barrancas
profundas, mientras que al Noroeste del puerto de Veracruz, se distinguen
lomeríos de poca altura que conforman las dunas de la zona. Más del 80%
de la superficie del Municipio se localiza en donde la pendiente es menor al
2.5%. Además dentro del área de estudio no se encuentran registradas
fallas o fracturas, sin embargo, existe una baja susceptibilidad a la
ocurrencia de sismos o actividad volcánica, ya que se encuentra en la Zona
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B dentro de la zonificación nacional para la sismicidad. Los suelos
identificados corresponden a una asociación de suelos de textura fina,
definidos como vertisol pélico, con una fórmula Vp+Hc+Vc/3. Esta fórmula
se describe como Vertisol pélico + Feozem calcárico + Vertisol crómico, de
textura fina.
El proyecto se encuentra en las inmediaciones de la RH28 “Río
Papaloapan”, en la Cuenca Río Jamapa. Dentro de esta Cuenca, se
localizan 22 subcuencas hidrológicas, de las cuales, el área de construcción
se encuentra dentro de la Subcuenca San Francisco, dentro de una vasta
superficie que comprende el acuífero “Costera de Veracruz”.
En la trayectoria que conforma el proyecto no se localiza ninguna corriente,
ni de tipo intermitente ni perenne. La corriente más cercana se ubica
aproximadamente a 500 m y representa una corriente encausada en un
canal, la cual se convierte aguas abajo en un río. El acuífero Costera de
Veracruz, en el cual se ubica el área de estudio, se encuentra alojado en
material granular no consolidado, presentando un funcionamiento hidráulico
del tipo libre. La unidad hidrogeológica de importancia es la clasificada
como gravas y arenas, de porosidad primaria y de una buena
permeabilidad, la que dependerá del contenido de arcillas y grado de
compactación del material. De manera general, la profundidad del nivel
estático cercano a la costa es de entre dos y cinco metros, en el área
industrial de 15 a 20 m siendo más profundo hacia la zona de Soledad de
Doblado entre 50 y 60 m.
En el área se pretende llevar a cabo el proyecto y en los alrededores, no se
distribuye vegetación natural, siendo a más de cinco kilómetros que se
encuentra la comunidad de selva baja caducifolia con muchos elementos de
vegetación secundaria y porte arbustivo, de acuerdo a la cartografía del
Inventario Forestal Nacional del año 2000.
De acuerdo a lo observado durante los recorridos realizados, se pudo
constatar la ausencia de elementos típicos de la comunidad de selva baja
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V.150
en mención, identificando en lugar de ellos un gran número de especies
cultivadas y/o malezas.
La mayor parte de la superficie donde se pretende realizar el proyecto, se
encuentra dominada por pastizales cultivados o inducidos, principalmente
por presentarse la trayectoria paralela a vías de comunicación y dentro de
sus derechos de vía.
Dada la condición de la vegetación en la trayectoria, se determinó que no
existe volumen forestal a remover en la superficie a impactar por el
establecimiento del gasoducto.
Todas las especies observadas en las proximidades de las trayectorias
poseen usos reportados en la literatura, sin embargo, durante los recorridos
realizados no se observó ninguna actividad extractiva o de uso de especies,
con excepción del mínimo aprovechamiento como forraje. Sin embargo, no
se descarta el aprovechamiento de tipo autoconsumo de las especies
empleadas tradicionalmente en la región.
No se registró ninguna especie de flora de relevancia ecológica y/o listada
en la NOM-059-SEMARNAT-2001 en el área de estudio.
Durante las visitas de campo no se encontraron huellas, excretas o rastros
de especies de fauna silvestre. De acuerdo a registros hechos con
anterioridad en los alrededores, es posible encontrar Canis latrans,
Sylvilagus floridanus, Sciurus aureogaster, Mustela frenata y Mephitis
macroura, los cuales no muestran un comportamiento de desplazamiento
cuando existen modificaciones al paisaje por efecto del hombre.
Para las aves, es preciso mencionar que en la zona se ha reportado la
presencia de Ortalis vetula, Aratinga nana, Turdus grayi, Quiscalus
mexicanus, Cathartes aura, Columbina talpacoti y Melanerpes aurifrons.
Asimismo, entre los reptiles se cuenta con registros de Basiliscus basiliscus
y Sceloporus variabilis. Cabe destacar que de estas especies ninguna se
encuentra listada en la NOM-059-SEMARNAT-2001.
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V.151
CAPÍTULO V. Identif icación, descripción y evaluación de los impactos ambientales
III.8
III.9 V.1. METODOLOGÍA PARA IDENTIFICAR Y EVALUAR
LOS IMPACTOS AMBIENTALES La evaluación del impacto ambiental es una herramienta indispensable en la planeación que
se utiliza para auxiliar la factibilidad de un proyecto. Los estudios de Impacto ambiental
(EIA) se originaron en la década de 1970 en los Estados Unidos, coincidiendo con la
creación de la EPA (por sus siglas en inglés: Agencia para la Protección al Ambiente).
Éstos proporcionan los elementos necesarios para resolver controversias ambientales
(Bregman y Mackenthun 1992, Wathern 1992).
Existen diversas metodologías desarrolladas para la ejecución de EIA, siendo la mayoría de
carácter subjetivo debido a la falta de información cuantitativa de los efectos del proyecto
en la naturaleza (Bojórquez-Tapia 1989, Bruns et al. 1994). Teniendo como propósito Con
el objetivo de evaluar la totalidad de los impactos potenciales generados por las actividades
del proyecto durante todas sus etapas, asociados al nivel local como su efecto sinérgico, se
utilizó la metodología propuesta por Bojórquez (1989), que plantea la obtención de valores
de impacto ambiental a partir de la valoración cualitativa y cuantitativa de los impactos
ambientales identificados.
Asimismo, es fundamental considerar la condición base del sitio donde se desarrollará el
proyecto, ya que los EIA cumplen la función primordial de proponer medidas preventivas y
mitigatorias para los impactos ambientales.
III.9.1 V.1.1. INDICADORES DE IMPACTO Una característica fundamental en la identificación de los impactos ambientales es el
conocimiento del proyecto en sus distintas etapas (Preparación del sitio, Construcción y
Operación y mantenimiento); esta información nos permite realizar un diagnóstico acertado
del ambiente físico, biológico y socioeconómico en donde se desarrollará el proyecto. Las
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V.152
metodologías empleadas para la identificación de impactos ambientales deben incluir la
participación de expertos de las distintas áreas del conocimiento involucradas en el
proyecto, a fin de identificar, caracterizar y evaluar los impactos ambientales potenciales.
Las condiciones actuales del sistema ambiental de la región en donde se ubica el
proyecto, no experimentarán alteraciones relevantes a raíz de esta última, pues
como ilustran los Capítulos II, III y IV y este mismo a continuación, los impactos
negativos derivados de la operación son, en general, no significativos, y siempre
prevenibles y/o mitigables. El comportamiento futuro de la estructura del sistema,
descrita en el Capítulo IV del presente estudio, así como la autorregulación del
medio biótico, verán su proceso influenciado a largo plazo por el incremento
poblacional, debido a la cercanía con centros de concurrencia adyacentes, así
como de la infraestructura carretera existente e íntimamente ligados al proyecto en
cuestión. De esta forma el proyecto “Plan de Ordenamiento de la Distribución de
Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.” por sus
dimensiones es intrascendente para la formulación de una prospectiva, pero sus
medidas de mitigación tienden al cuidado del sistema ambiental y de impacto
vehicular.
III.9.2 III.9.3 IDENTIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LAS FUENTES DE CAMBIO, PERTURBACIONES Y EFECTOS Para el desarrollo de este punto, se identificaron y describieron cada uno de los
efectos causados y los procesos de cambio (de manera cuantitativa o cualitativa)
que pudieran ocurrir en el sistema ambiental por efecto de las acciones del
proyecto. A partir de ello se caracterizaron y evaluaron los impactos ambientales,
a fin de establecer su relevancia en los procesos de cambio del sistema.
La identificación y descripción de las fuentes de cambio, las perturbaciones y los
efectos que causan, se desglosan en los apartados V.2 y V.3. Aquí podemos
anticipar que los impactos adversos principales generados por el proyecto son los
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V.153
que se presentan durante las acciones propias de la etapa de preparación del sitio
en donde no se considera la afectación al componente flora nativa. Los impactos
benéficos principales son los ocasionados por la operación del ducto ya que esto
determinará el desarrollo económico de la región y disminuirá los efectos adversos
sobre el aire que causaría el actual sistema de conducción.
III.9.4 V.1.2. LISTA INDICATIVA DE INDICADORES DE IMPACTO La lista de indicadores de impacto ambiental, fueron generadas utilizando un sistema de
análisis que incluyó dos tablas, una compuesta por los factores ambientales y otro por las
acciones del proyecto. La tabla de los factores ambientales, consideró al ambiente con tres
subsistemas; el medio físico, el biológico y el socioeconómico, estos subsistemas
constituyen el primer nivel. El segundo nivel lo constituyen los factores ambientales y el
tercer nivel los componentes ambientales. Para desarrollar la tabla de las acciones del
proyecto, éste, se organizó en una estructura jerárquica en forma de árbol, el primer nivel
corresponde a cada una de las etapas del proyecto (Selección del sitio, preparación del
terreno, construcción, operación y mantenimiento). El segundo nivel (segunda columna), a
las distintas acciones que comprende cada etapa y que pueden ser causantes de impacto.
Estas listas, fueron desarrolladas contando con la participación de especialistas en distintas
áreas del conocimiento de manera interdisciplinaria que incluyó: Manejadores de fauna
silvestre, Botánicos, Ingenieros forestales e Ingenieros Químicos a través de mesas de
trabajo y análisis.
En la Tabla V.1 se listan los factores ambientales y sus componentes específicos que fueron
identificados, utilizando listas para cotejarlos. Se identificaron 35 componentes agrupados
en 10 factores ambientales los cuales fueron evaluados con la finalidad de conocer su
posible afectación por las acciones o actividades que involucra la presente obra.
TABLA V.1. LISTADO DE FACTORES Y COMPONENTES AMBIENTALES.
SUBSISTEMA FACTOR COMPONENTE
FISICO AIRE
CALIDAD
VISIBILIDAD
CONFORT SONORO
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V.154
H. SUPERFICIAL CALIDAD
PATRÓN DE DRENAJE
H. SUBTERRANEA CALIDAD
PROCESOS DE RECARGA
SUELOS
MICRORELIEVE
PROPIEDADES FISICAS
PROPIEDADES QUIMICAS
PROCESOS DE EROSIÓN-SEDIMENTACIÓN
BIÓTICO
VEGETACIÓN
COBERTURA
DIVERSIDAD
ESPECIES CON VALOR COMERCIAL
ESPECIES CON STATUS NOM-059-SEMARNAT-2001
FAUNA
DISTRIBUCIÓN
DIVERSIDAD
ESPECIES CON STATUS NOM-059-SEMARNAT-2001
ESPECIES CANORAS Y DE ORNATO
ESPECIES CINEGETICAS
PERCEPTUAL PAISAJE VISIBILIDAD
CALIDAD PAISAJISTICA
SOCIOECONÓMICO
ECONOMIA REGIONAL
SECTOR PRIMARIO
SECTOR SECUNDARIO
SECTOR TERCIARIO
POBLACION ECONOMICAMENTE ACTIVA
NIVELES DE INGRESO
ECONOMIA LOCAL
POBLACIÓN ECOCÓMICAMENTE ACTIVA
NIVELES DE INGRESO
PLUSVALIA DE PREDIOS
SOCIAL
ALUMBRADO
DESARROLLO INDUSTRIAL
SALUD
EDUCACIÓN
En la Tabla V.2 se listan las acciones o actividades que involucra el proyecto y que son
consideradas como posibles causas de impactos en los factores ambientales y sus
componentes específicos. En total se identificaron 25 acciones agrupadas en cuatro etapas
cada una de las cuales son consideradas como posibles causantes de impacto. Las etapas
consideradas para el proyecto son: Actividades Previas, Preparación del Sitio,
Construcción, Operación y Mantenimiento, la etapa de abandono no se consideró debido a
la naturaleza del proyecto.
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V.155
TABLA 0.2. ACCIONES POR ETAPA QUE COMPRENDE EL PROYECTO
Etapa Acción
Actividades previas
Estudios de factibilidad
Ingeniería preliminar y detalle
Trámites y autorizaciones
Preparación del sitio
Trazo y estacado del proyecto
Despalme y limpieza de la franja de
afectación
Manejo y disposición de residuos
Construcción
Excavación y transporte de maquinaria
Zanjeo
Doblado y soldado de tubería
Bajada de tubería a zanja
Montajes prefabricados
Instalación de sistemas de prevención y
protección
Relleno de zanja
Levantamiento topográfico
Prueba hidrostática y paso con diablo
calibrador
Señalización
Limpieza del área
Operación y Mtto.
Limpieza y rehabilitación de la franja
afectada
Inspección radiográfica
Prueba de hermeticidad
Limpieza y protección anticorrosiva
III.9.5 V.1.3. CRITERIOS Y METODOLOGÍAS DE EVALUACIÓN III.9.5.1 III.9.5.2 V.1.3.1. Criterios
La evaluación del impacto ambiental en términos generales, agrupa dos fases: 1)
caracterización ambiental y descripción del proyecto y, 2) predicción y evaluación de
impactos (Bojórquez-Tapia 1989). La etapa para la caracterización incluye la descripción
de la obra o proyecto que se somete a evaluación y la caracterización ambiental. Es en esta
etapa donde es necesario utilizar información actualizada y verídica, y que participe un
grupo multidisciplinario (Canter, 1991). Así, con la participación de especialistas y la
aplicación del método que se propone se podrá obtener resultados objetivos y confiables.
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V.156
a. Descripción de la obra
Consiste en una descripción del proyecto donde se explica con detalle la obra. El objetivo
es dar a conocer las actividades involucradas, la calendarización, los recursos humanos que
serán necesarios, así como los materiales y recursos naturales requeridos o alterados, esta
descripción se encuentra en el Capitulo II.
b. Caracterización ambiental
En ésta, se describe el medio físico, el biológico y el socioeconómico en términos de los
recursos y sus características, teniendo como objetivo, mostrar las condiciones del sitio
donde se desarrollará el proyecto. Esta información, se obtiene de diversas fuentes, entre las
que se incluyen: fuentes bibliográficas, bases de datos biológicos (Bojórquez-Tapia et al.
1994), reportes o documentos oficiales y trabajo de campo. Asimismo, con la
caracterización del medio socioeconómico se identifican los intereses de los sectores
sociales. Esto permite poner especial atención a los conflictos ambientales más probables
ocasionados por el proyecto. Con base en la información obtenida y las metas generales del
proyecto se realiza trabajo en campo para corroborar los datos disponibles y obtener
información específica adicional. Es recomendable realizar los muestreos y análisis
necesarios, dependiendo de las características del proyecto y los atributos ambientales. En
la fase de identificación y evaluación de impactos se incorporan y analizan los resultados
obtenidos en la fase de caracterización ambiental y la descripción de las características de la
obra. Los objetivos en esta fase son: 1) identificar todos los impactos posibles asociados
con el proyecto y 2) proporcionar a las autoridades, si es posible, predicciones cuantitativas
de los efectos de los impactos identificados (Morris, 1994) (Tabla V.3).
III.9.5.3 V.1.3.2. Metodologías de evaluación y justificación de la metodología seleccionada
A partir de esta fase comienza la valoración propiamente dicha, con la construcción de una
matriz de impactos del tipo Causa – Efecto, ésta, consiste en un cuadro de doble entrada en
cuyas filas se ordenan o disponen los componentes ambientales susceptibles de recibir
impacto, y en las columnas las acciones causantes de impacto. Tanto en filas como en
columnas se ordenan los componentes y las acciones en forma de árbol. En cada celdilla se
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V.157
marcará con un sombreado si es que la acción (j) en cuestión es causa de impacto en el
componente ambiental (i). En caso de no existir relación causa-impacto, la celdilla queda
en blanco. Es necesario señalar que en esta matriz no se realiza ningún juicio acerca de los
impactos, únicamente se señalan, los resultados se presentan en el Tabla V.4.
TABLA 0.3. MATRIZ DE IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES.
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V.158
La importancia de cada interacción se evalúa por medio de los indicadores ambientales que
se definieron con anterioridad y la Significancia de impactos. Esta última es evaluada con
un conjunto de criterios catalogados como básicos y complementarios (Tabla V.5)
(Bojórquez-Tapia 1989).
TABLA 0.4. CLASIFICACIÓN Y DEFINICIÓN DE LOS CRITERIOS UTILIZADOS PARA EVALUAR
LA SIGNIFICANCIA DE IMPACTOS
Criterios Definición
Básicos
Magnitud Grado de afectación del componente ambiental
Extensión espacial Área de afectación con respecto a la disponible en la zona de estudio
Duración Tiempo del efecto
Reversibilidad Posibilidad de recuperación del componente ambiental, a tal grado que tome su
condición inicial, sin ningún tipo de inversión posterior.
Complementarios
Sinergia Interacciones de orden mayor entre impactos
Acumulación Presencia de efectos aditivos de los impactos
Mitigación Existencia y eficiencia de medidas de mitigación
Se considera que los impactos ambientales tienen, al menos, magnitud, extensión,
duración y reversibilidad, por lo que los criterios básicos son indispensables para
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V.159
definir una interacción. Sin embargo, los criterios complementarios pueden o no
ocurrir, pero si se presentan provocan un incremento en el impacto. Por el
contrario, la mitigación tiene el efecto opuesto, es decir, disminuye los impactos
negativos. Los calificadores no modifican el impacto pero indican la capacidad
predicativa de la evaluación. De esta manera, los criterios básicos definen las
características directas e inmediatas, los complementarios toman en cuenta las
relaciones de orden superior y los calificativos relacionan a los otros dos con el
fundamento técnico de la predicción.
Los criterios son evaluados bajo una escala ordinal, correspondiente a
expresiones orales relacionadas al efecto de una actividad sobre el componente
ambiental (Tabla V.6). El criterio de estándares ambientales, se evalúa como
presentes o ausentes. Cuando se tiene incertidumbre en determinar el valor de un
criterio, se asigna el mayor. Esta regla es consistente con una racionalidad
precautoria para conflictos ambientales (Crowfoot y Wondolleck 1990); esto es,
disminuir la posibilidad de subestimar un impacto y minimizar el riesgo al público
(Shrader-Frechette y McCoy 1993), de acuerdo con Wilson (1998) considerar un
impacto como significante cuando faltan evidencias de lo contrario, mejora las EIA.
En la evaluación de impactos se utilizan los resultados de la caracterización, discusiones
interdisciplinarias, análisis de laboratorios y modelos de simulación, según sea necesario.
TABLA 0.5. ESCALA ORDINAL UTILIZADA PARA EVALUAR CADA UNO DE LOS CRITERIOS
DE SIGNIFICANCIA.
Valor Criterio
0 Nulo
1 de Nulo a Bajo
2 Muy Bajo
3 Bajo
4 Bajo a Moderado
5 Moderado
6 Moderado a Alto
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V.160
7 Alto
8 Muy Alto
9 Extremadamente Alto
Puesto que el valor máximo en la escala ordinal es 9, los efectos de la variable j sobre la
variable i se pueden describir con los criterios de significancia. El índice básico (MEDRij)
y el índice complementario (SAij) se calculan con las siguientes ecuaciones (Bojórquez-
Tapia et al. 1998):
( )ijijijijij RDEMMEDR +++=361
( )ijijij ASSA +=181
Donde:
Mij = Magnitud,
Eij = extensión espacial,
Dij = duración,
Rij = Reversibilidad,
Sij = efectos sinérgicos y
Aij = efectos acumulativos.
Los criterios básicos no pueden ser evaluados como nulos (su valor mínimo es uno y el
máximo 36), mientras que los criterios complementarios pueden tener valores de 0 hasta
18. De tal manera que al aplicar las ecuaciones anteriores, los índices fluctúan en los
siguientes rangos:
104.0 ≤≤ ijMEDR
10 ≤≤ ijSA
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V.161
Los impactos se incrementan o disminuyen cuando existe alguno de los criterios
complementarios (sinergia, acumulación y mitigación). El impacto de una interacción (Iij)
está dado por la combinación de los criterios básicos y los complementarios, conforme a la
siguiente ecuación.
( )( )ijSAijij MEDRI −= 1
Con base a la ecuación anterior, la importancia de un impacto se incrementa cuando los
criterios complementarios están presentes, mientras que si están ausentes, el impacto queda
definido solamente por los criterios básicos, sin modificarse.
Sin embargo, la importancia del impacto, medido a través de su índice básico (MEDRij),
debe tomar en consideración las medidas de mitigación (Tij), para lo cual se aplica el
siguiente índice (Fij):
TijMEDRijFij =
Donde Tij es el número de medidas de mitigación para cada impacto ambiental.
Las medidas de mitigación son evaluadas en una escala ordinal similar a la
empleada para los criterios básicos y complementarios. En la evaluación de las
medidas de mitigación se toman en cuenta los costos para discernir su
importancia relativa y las posibilidades de implementación.
La significancia de las medidas de mitigación es el resultado final del análisis de
impactos ambientales, la cual se aplica en el Capítulo VI. Los valores de
significancia (Sij) son clasificados en cuatro clases de significancia de impactos:
baja (0 a 0.25), moderada (0.26 a 0.49), alta (0.50 a 0.74) y muy alta (0.75 a
1.00). Aquí se evalúa la eficiencia de las medidas de mitigación, esto se realiza
observando la magnitud en la reducción de la significancia de un impacto, así
como el número de impactos que son aminorados, directa o indirectamente, por
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V.162
una sola medida de mitigación. La determinación de los niveles de significancia
permite visualizar el porcentaje de impactos muy altos, bajos, etc. y con ello se
facilita un balance de impactos.
TABLA 0.6 VALORACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES.
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V.163
Justificación:
Para cada actividad, factor, indicador e interacción involucrados se tiene registro de los
valores de impacto, lo que permite tener un control sobre la evaluación misma,
uniformizando los criterios de los evaluadores. Es fundamental que las definiciones sean
precisas y que incluyan, para los factores ambientales, las unidades que permitan ubicar al
factor en términos objetivos. Las ventajas de este procedimiento son las siguientes: la
información es organizada en un formato simple, los juicios sobre los impactos son
identificables, asimismo, los impactos se evalúan bajo los mismos criterios. Existe mayor
certidumbre en los resultados y se facilita la racionalidad en la toma de decisiones. Por otro
lado, los datos reales, más fácilmente obtenidos para los criterios básicos, pueden ser
separados de los valores más subjetivos enjuiciados para los criterios complementarios.
Finalmente, los resultados permiten al equipo de trabajo, estimar la efectividad de las
medidas de mitigación propuestas.
Es así que se cumplen las condiciones para tener un procedimiento objetivo y científico,
contando con datos rastreables, cuantificación de los cambios y la inclusión de métodos
matemáticos válidos (Lawrence, 1993). Este procedimiento permite calificar tanto los
impactos positivos como los negativos lo que facilita hacer un balance del proyecto. Con
esto, evita ignorar o subestimar los impactos negativos o que se destaquen sólo los
impactos positivos (Ezcurra 1995, Bojórquez-Tapia y García 1998).
III.9.6 V.1.4. VALORES DE IMPACTO AMBIENTAL Para la identificación de los efectos ambientales provocados, se calculó asignándole un
valor de impacto (Tabla V.7), con cuyos resultados se construyó la matriz de valores de
Impacto ambiental (Tabla V.8), siendo éste la base para realizar el análisis de impacto
ambiental por etapa del proyecto, subsistema, factor y componente ambiental.
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V.III-164
TABLA 0.7. VALORES DE IMPACTO OBTENIDOS POR FACTOR AMBIENTAL Y COMPONENTE
AMBIENTAL.
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V.III-165
En el Tabla V.8 se presentan los valores de impacto obtenidos por componente y factor
ambiental, donde se aprecia que el subsistema con mayor valor de impacto negativo es el
medio físico. Los factores con mayores valores de impacto negativos son el suelo, el aire, el
paisaje, el principal valor negativo por componente lo tiene la calidad estética del paisaje.
Los valores de impactos positivos o compatibles se encuentran en el medio
socioeconómico.
En el Tabla V.9 se presentan los valores de impacto por acción y etapa del
proyecto; en ésta se puede apreciar que la etapa con mayor impacto negativo es
la etapa de preparación del sitio. Las acciones con mayores valores de impacto
negativo son el despalme y limpieza de la franja de afectación y la utilización de
vehículos y maquinaria.
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TABLA 0.8. VALORES DE IMPACTO OBTENIDOS POR FACTOR AMBIENTAL Y COMPONENTE
AMBIENTAL.
SUB
SIST
EM
A
FAC
TO
R
CO
MPO
NE
NT
E
Val
or p
or C
ompo
nent
e
Val
or p
or F
acto
r
Val
or p
or S
ubsi
stem
a
Impa
cto
ambi
enta
l tot
al
FÍSICO AIRE CALIDAD -1.08
-4.68
-11.52
-7.63
FÍSICO AIRE VISIBILIDAD -1.81 FÍSICO AIRE CONFORT SONORO -1.79 FÍSICO H. SUPERFICIAL CALIDAD -1.26
-1.90 FÍSICO H. SUPERFICIAL PATRÓN DE DRENAJE -0.64 FÍSICO H. SUBTERRÁNEA CALIDAD 0.00
0.00 FÍSICO H. SUBTERRÁNEA PROCESOS DE RECARGA 0.00 FÍSICO SUELOS MICRORELIEVE -0.75
-4.94
FÍSICO SUELOS PROPIEDADES FÍSICAS -2.62 FÍSICO SUELOS PROPIEDADES QUIMICAS -0.76
FÍSICO SUELOS PROCESOS DE EROSIÓN -
SEDIMENTACIÓN -0.81
BIÓTICO VEGETACIÓN COBERTURA 0.00
0.00 0.00
BIÓTICO VEGETACIÓN DIVERSIDAD 0.00
BIÓTICO VEGETACIÓN ESPECIES CON VALOR
COMERCIAL 0.00
BIÓTICO VEGETACIÓN ESPECIES CON STATUS NOM-059-
SEMARNAT-2001 0.00
BIÓTICO FAUNA ABUNDANCIA -0.99
-6.25 -6.25
BIÓTICO FAUNA DISTRIBUCIÓN -2.92 BIÓTICO FAUNA DIVERSIDAD -2.05
BIÓTICO FAUNA ESPECIES CON STATUS NOM-059-
SEMARNAT-2001 0.00
BIÓTICO FAUNA ESPECIES CANORAS Y DE
ORNATO -0.29
BIÓTICO FAUNA ESPECIES CINEGÉTICAS 0.00 PERCEPTUAL PAISAJE VISIBILIDAD -1.31
-2.67 -2.67 PERCEPTUAL PAISAJE CALIDAD ESTÉTICA -1.36
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL SECTOR PRIMARIO 0.32
1.54
12.81
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL SECTOR SECUNDARIO 0.29 SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL SECTOR TERCIARIO 0.29
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL POBLACIÓN ECONÓMICAMENTE
ACTIVA 0.32
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL NIVELES DE INGRESO 0.32
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA LOCAL POBLACIÓN ECONÓMICAMENTE
ACTIVA 5.54 11.27
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA LOCAL NIVELES DE INGRESO 5.73 SOCIOECONÓMICO SOCIAL ALUMBRADO 0.00
0.00 SOCIOECONÓMICO SOCIAL DESARROLLO URBANO 0.00 SOCIOECONÓMICO SOCIAL SALUD 0.00 SOCIOECONÓMICO SOCIAL EDUCACION 0.00
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TABLA 0.9. VALORES DE IMPACTO POR ETAPA DEL PROYECTO Y ACCIÓN.
Etapa Acción Valor de Impacto
Selección del Sitio
Estudios de factibilidad 0.78
Ingeniería preliminar y detalle 0.00
Trámites y autorizaciones 0.67
Preparación del Sitio
Trazo y estacado del proyecto -0.70
Despalme y limpieza de la franja de
afectación
-2.10
Manejo y disposición de residuos -0.30
Construcción
Excavación y transporte de maquinaria -3.10
Zanjeo -0.10
Doblado y soldado de tubería 0.58
Bajada de tubería a zanja 0.64
Montajes prefabricados -0.60
Instalación de sistemas de prevención y
protección
-0.20
Relleno de zanja -0.20
Levantamiento topográfico 0.00
Prueba hidrostática y paso con diablo
calibrador
-0.50
Señalización 0.67
Limpieza del área 0.00
Limpieza y rehabilitación de la franja afectada 0.58
Inspección radiográfica -1.50
Prueba de hermeticidad -1.10
Limpieza y protección anticorrosiva -1.10
Operación y Mantenimiento
Estudios de factibilidad 0.78
Ingeniería preliminar y detalle 0.00
Trámites y autorizaciones 0.67
Trazo y estacado del proyecto -0.70
Total -7.63
De la Tabla V.8 se desprende la Fig. V.1 en la que se pueden observar los valores a nivel de
subsistema. La mayor afectación negativa se registra en el medio físico cuyo valor es de –
11.52 Unidades de Impacto Ambiental (UIA), le sigue el sistema fauna silvestre con -6.25
UIA y el perceptual con –6.25; el subsistema socioeconómico registra un total de impactos
positivos de 12.81 UIA, siendo este último un indicador beneficio social que acarreará este
proyecto (Fig. V.1).
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FIGURA 0.1. valores de AFECTACIÓN POR SUBSISTEMA.
A continuación se analizan los resultados obtenidos de acuerdo a cada subsistema
ambiental:
III.9.6.1 V.1.4.1. Subsistema Físico – Natural
En el subsistema físico, el factor ambiental aire resulta ser el más afectado (-4.68
UIA), sin embargo, los impactos a este factor serán altamente reversibles. Le
siguen la hidrológica superficial (-1.90 UIA), mientras que no se considera la
afectación a la hidrológica subterránea y finalmente el suelo (-4.94 UIA) (Fig. No.
V.2).
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FIGURA 0.2. AFECTACIÓN EN EL SUBSISTEMA FÍSICO-NATURAL.
III.9.6.2 V.1.4.2. Subsistema Biótico
De los factores ambientales que agrupa el subsistema biótico, la fauna recibe un impacto
negativo de -6.25 UIA por el efecto que tiene en la distribución principalmente, sin
embargo es preciso mencionar que en la zona se encuentra con alta presencia antropogenica
y este valor otorgado a este componente se refiere a los ejemplares que se pudiesen
presentar a lo largo del proyecto (Listadas en el Capítulo IV), por otro lado no se consideró
el componente vegetación, debido a que en la trayectoria del gasoducto no se registró
cubierta vegetal nativa (Fig. V.3).
-6.59
-11.53
-14 -12 -10 -8 -6 -4 -2 0
1
FaunaVegetación
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FIGURA 0.3. AFECTACIÓN EN EL SUBSISTEMA BIÓTICO.
III.9.6.3 V.1.4.3. Subsistema Perceptual
El subsistema perceptual abarca un total de –2.72 UIA, de las cuales la calidad estética es la
que registra la mayor cantidad de impactos (-0.34 UIA), mientras que la visibilidad tiene un
valor de -2.38 UIA (Fig. V.4).
FIGURA 0.4. AFECTACIÓN EN EL SUBSISTEMA PERCEPTUAL.
III.9.6.4 V.1.4.4. Subsistema Socioeconómico
Respecto a los beneficios que se obtendrán, en el subsistema socioeconómico se registra el
mayor número de unidades ambientales con impactos benéficos, el factor economía local es
el mayor beneficiado con 12.81 en total (Fig. V.5).
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FIGURA 0.5. AFECTACIÓN EN EL SUBSISTEMA SOCIOECONÓMICO.
A continuación se discuten los factores ambientales más relevantes desde el punto de vista
de mayores impactos, tanto negativos como positivos.
III.9.6.5 V.1.4.5. Factor Aire
Las mayores afectaciones se presentan en el componente de calidad del aire, debido al
efecto de la limpieza del terreno y en menor proporción al uso de maquinaria y equipo; sin
embargo, todos estos efectos tienen la característica de ser de carácter fugaz, es decir son
altamente mitigables.
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FIGURA 0.6. AFECTACIÓN EN EL FACTOR AMBIENTAL AIRE.
III.9.6.6 V.1.4.6. Factor Hidrología Superficial
Los efectos en la hidrología superficial están relacionados con la calidad del agua
superficial y con el patrón de drenaje, los cuales se ven ligeramente impactados con un
valor de -0.64 y –1.26, respectivamente.
FIGURA 0.7. AFECTACIÓN EN EL FACTOR AMBIENTAL HIDROLOGÍA SUPERFICIAL.
III.9.6.7 V.1.4.7. Factor Hidrología Subterránea
En relación a los procesos de recarga, estos no serán afectados por el establecimiento del
gasoducto.
III.9.6.8 V.1.4.8. Factor Suelo
El factor suelo es el componente más afectado después del aire. Las propiedades físicas
seguido del proceso de erosión-sedimentación y las propiedades físicas, mientras que las
propiedades químicas se afectarán en baja medida (Fig. V.8).
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FIGURA 0.8. AFECTACIÓN EN EL FACTOR SUELO.
III.9.6.9 III.9.6.10 V.1.4.9. Factor Vegetación
Debido a que el proyecto no contempla actividades de remoción de vegetación nativa, se
considera que el proyecto no tendrá afectaciones en dicho componente.
III.9.6.11 V.1.4.10. Factor Fauna silvestre
Los efectos en la fauna son principalmente en su abundancia, distribución y diversidad
(todos los componentes suman -6.25 UIA), debido a que se alterarán sus patrones de
conducta por la presencia humana, que ahuyentará a la fauna y la desplazará a otras áreas.
Los otros factores no se ven alterados significativamente como se indica en la Fig. V.9.
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FIGURA 0-9. AFECTACIÓN EN EL FACTOR FAUNA
III.9.6.12 III.9.6.13 V.1.4.11. Factor Paisaje
Los impactos en el paisaje son característicos por el tipo de proyecto a implementar, siendo
el componente mas afectado la calidad estética con –2.67 UIA.
FIGURA 0.10. AFECTACIÓN EN EL FACTOR PAISAJE.
III.9.6.14
III.9.6.15 V.1.4.12. Factores Economía Regional
Esta obra representa un balance positivo para la economía regional, dado que el adecuado
suministro de gas natural será un motor que impulsará también los sectores secundario y
terciario. Sin embargo, significará una disminución de la superficie agrícola para los
pobladores de la zona (Fig. V.11).
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FIGURA 0.11. AFECTACIÓN EN EL FACTOR ECONOMÍA regional.
III.9.6.16 V.1.4.13. Factores Economía Local
Los impactos positivos en los niveles de ingreso se deben principalmente al beneficio
económico que representa los pagos de derechos y la contratación de mano de obra en las
diferentes etapas del proyecto, lo que aumentará los niveles de ingresos (Fig. V.12).
FIGURA 0.12. AFECTACIÓN EN EL FACTOR ECONOMÍA LOCAL.
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III.9.6.17 V.1.4.14. Factores Social
Los factores sociales se verán favorecidos con la construcción del gasoducto. Los impactos
en los aspectos de salud, educación, desarrollo urbano y alumbrado principalmente se verán
afectados positivamente por el proyecto, dado que la constitución de la obra promoverá el
desarrollo de los centros de población que se ubican alrededor (Fig. V.13).
FIGURA 0.13. AFECTACIÓN EN EL FACTOR social.
III.9.7
III.9.8 V.1.5. Conclusiones Derivado del análisis de las matrices de impacto ambiental, se concluye que los efectos
negativos más importantes son los que afectan al subsistema físico-biótico, impactando de
manera directa a los factores suelo y fauna principalmente.
Los impactos positivos se relacionan principalmente con la contratación de mano de obra
en las diferentes etapas del proyecto, además del abastecimiento de gas natural para el
sector industrial del PIBP, lo cual generará beneficios importantes en los factores de la
economía local.
El impacto total resultante de considerar los efectos en el sistema ambiental del proyecto de
una manera integral, es de balance negativo de -7.63 UIA.
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De un total máximo alcanzable de -92.5 Unidades de Impacto en el peor de los escenarios
(cuando todos los impactos identificados se manifiestan en sentido negativo y en su
máxima expresión); esto equivale a un efecto del 8.24% del impacto global negativo. Es
importante subrayar que hasta este momento del proceso de evaluación de impacto
ambiental, falta de desarrollar la efectividad de las medidas de mitigación con lo que se
obtendrá el impacto residual (ver Capitulo VI).
CAPÍTULO VI. MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN DE LOS IMPACTOS AMBIENTALES Para prevenir y mitigar los impactos ambientales derivados de la preparación del sitio,
construcción, operación y mantenimiento del proyecto, el grupo encargado de la
elaboración de esta Manifestación de impacto Ambiental pone a consideración del
promovente y de la Autoridad una serie de medidas que a su juicio deberán ser ejecutadas
para prevenir y atenuar los impactos en los componentes físico, biótico, perceptual y
socioeconómico del ecosistema que pueden llegar a presentarse durante la ejecución del
proyecto, considerando además las disposiciones que en materia ambiental señalan las
instancias gubernamentales para el establecimiento de la infraestructura propuesta.
Las medidas propuestas son el resultado del análisis integral realizado a la obra con base en
las disposiciones establecidas en la normatividad mexicana para cada uno de los factores
ambientales, determinándose como una pieza fundamental para determinar como viable el
desarrollo del proyecto. Sobre este particular, la empresa promovente deberá determinar
una organización interna a través de la cual se asignen los responsables del análisis,
programación y ejecución de las medidas propuestas con el objetivo de verificar la
aplicación y efectividad de las mismas.
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III.10 VI.1. DESCRIPCIÓN DE LA MEDIDA O PROGRAMA DE
MEDIDAS DE MITIGACIÓN O CORRECTIVAS POR
COMPONENTE AMBIENTAL III.10.1 III.10.2 a) CLASIFICACIÓN DE MEDIDAS Con la finalidad de organizar las medidas propuestas, es necesario describirlas de manera
sistemática. Para las medidas de mitigación se consideró en primer término la agrupación
de acuerdo al factor ambiental, el propósito de la medida y el tiempo u orden cronológico
de aplicación.
III.10.2.1 a. Medidas preventivas
Las medidas preventivas deben anticipar las posibles modificaciones que pudieran
registrarse debido a la realización de las actividades contempladas por el proyecto,
considerando todas las etapas en que se divide su ejecución; plasmando además las
consideraciones ambientales desde el diseño de la obra y su forma de aplicación a fin de
evitar o minimizar los impactos ambientales provocados. En la premisa de que siempre es
mejor no producir impactos que remediarlos, las medidas preventivas son el grupo más
importante considerado en este Estudio.
III.10.2.2 b. Medidas de mitigación
Las medidas de mitigación pretenden reducir los impactos adversos que persisten aun con
la aplicación de las medidas preventivas. Los impactos que generalmente requieren este
tipo de medidas son aquellos que se generarán de manera inevitable; como es el caso por
ejemplo del desmonte y despalme del terreno, aspectos que pueden ser mitigables al
realizar un manejo de la vegetación dentro del derecho de vía de cada una de las obras que
conforman el proyecto.
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III.10.3 III.10.4 B) DESCRIPCIÓN DE LAS MEDIDAS PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN POR COMPONENTE AMBIENTAL La estrategia empleada para la mitigación de los impactos ambientales, se basó en el juicio
de expertos respecto a la caracterización de los elementos de los subsistemas ambientales;
asimismo, se consideraron los lineamientos establecidos en la normatividad mexicana que
incluye las leyes generales, reglamentos y Normas Oficiales Mexicanas, además de otro
tipo de normatividades aplicables para el caso específico de la construcción del gasoducto.
La descripción de cada una de las medidas está presentada por factor ambiental dentro de
cada subsistema y están ordenadas numéricamente de forma ascendente. Los números
arábigos entre paréntesis corresponden a las etapas de desarrollo del proyecto: Preparación
del sitio (1), Construcción (2), Operación y mantenimiento (3) y Abandono (4).
1. SUELO
- Utilizar únicamente los caminos existentes a fin de aprovechar la infraestructura vial de la
zona (1).
- Minimizar las superficies requeridas para el establecimiento de obras provisionales,
hospedando por ejemplo al personal contratado en los poblados más cercanos (1,2).
- No modificar los patrones de escurrimiento del área de estudio (1,2).
- Llevar a cabo las obras especiales que contempla el proyecto en cruzamientos con vías de
comunicación y cualquier otra infraestructura de servicios (1,2).
- Mantener una estricta supervisión del desarrollo de la obra a fin de prevenir que no se
viertan restos de cemento premezclado, concreto u otros generados durante el vaciado de
los camiones revolvedores en ninguna de las áreas dentro o adyacentes al derecho de vía
(1,2).
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- No permitir acumulamientos de suelo fuera de las áreas preestablecidas como de
maniobras (1,2).
- Con la finalidad de evitar mayores modificaciones a la topografía de la zona, utilizar el
suelo producto de la excavación para nivelar la misma franja de afectación, respetando el
patrón de escorrentías originales en la longitud total del gasoducto (1,2).
- Utilizar, si fuera necesario, únicamente material proveniente de bancos autorizados (1,2).
- Difundir entre el personal que participará en la construcción del proyecto la información
correspondiente a los procedimientos internos de manejo de residuos, con el fin de evitar la
acumulación de basura y cualquier otro tipo de residuo (1,2).
- Depositar los residuos sólidos urbanos que se generen durante el desarrollo del proyecto
en contenedores metálicos o de plástico preferentemente con tapa, para su posterior
disposición cumpliendo con lo estipule la Autoridad competente (1,2).
- Recolectar los residuos de manejo especial que se generen durante el desarrollo del
proyecto (como por ejemplo los desperdicios de material utilizados por el contratista) para
su posterior disposición cumpliendo con la normativa ambiental correspondiente (1,2).
- Disponer de conformidad con lo estipulado en la legislación aplicable aquellos residuos
clasificados dentro de la NOM-052-SEMARNAT-2001 (1,2,3).
- Evitar el vertido de residuos peligrosos al suelo (aceites, grasas y lubricantes, entre otros).
En los casos de que por causa de fuerza mayor deba ser reparada una unidad en campo, esta
actividad se realizará cumpliendo con los criterios de almacenamiento, recolección y
disposición adecuada contratando una empresa autorizada para su manejo (1,2).
- Realizar prácticas de saneamiento de suelos cuando se viertan o diseminen
accidentalmente los residuos tanto en el área del proyecto como en el transporte de los
mismos (1,2,3).
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- Aplicar lo estipulado por la NOM-001-SEMARNAT-1996 en la disposición de las aguas
residuales que se produzcan por la realización de las pruebas hidrostáticas, según sea el
caso (2).
- Realizar prácticas de mantenimiento preventivo de la maquinaria y vehículos a utilizar en
talleres autorizados fuera del área de estudio. En caso que por causa de fuerza mayor se
realicen reparaciones y/o suministro de combustible en los sitios de obra, se tomarán las
precauciones necesarias para evitar la contaminación del suelo (1,2,3).
AGUA
- Colocar letrinas portátiles en los frentes de obra con la finalidad de mantener un estricto
control de los residuos sanitarios que genere el personal contratado, para cuya disposición
se contratará a una empresa autorizada en la prestación del servicio (1,2).
AIRE
- Al realizar las actividades que involucran movimientos de tierra, procurar humedecer la
superficie con la finalidad de minimizar el movimiento de partículas en la atmósfera. Dicha
práctica se realizará únicamente en aquellos sitios que se encuentran más cercanos a los
asentamientos humanos (1,2).
- Proporcionar las prácticas de mantenimiento preventivo y correctivo a la maquinaria
utilizada y equipos de trabajo (1,2,3).
- Establecer un programa de mantenimiento preventivo, correctivo y de supervisión para
todos aquellos vehículos, maquinaria y equipo de trabajo en general (1,2,3).
- Además, para reducir el incremento en los niveles de ruido ocasionado por el empleo de
maquinaria pesada, solicitar a los contratistas de obra que indiquen a los conductores de sus
camiones la obligatoriedad para que cierren sus escapes de las unidades cuando se
encuentren circulando cerca de las poblaciones aledañas (1,2).
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- Para evitar que se produzcan impactos adversos debido al aumento en el flujo vehicular
por el desarrollo del proyecto, utilizar las horas de menor afluencia o seleccionar
alternativas de paso mediante señalizaciones y letreros alusivos a la obra (1,2).
FAUNA SILVESTRE
- Ahuyentar las especies de fauna silvestre mediana y mayor que pudieran encontrarse
durante las actividades que contempla el proyecto (1,2).
- Los vehículos automotores y maquinaria en general, circulará a velocidades moderadas
(30 Km/hr) y únicamente por las vías establecidas con la finalidad de prevenir el
atropellamiento de especies de fauna silvestre que transiten por el sitio del proyecto (1,2).
- Para el caso de las excavaciones a cielo abierto que permanezcan más de un día en esta
condición, estas serán protegidas a fin de evitar la caída de animales silvestre y domésticos
(1,2).
- La empresa encargada de la construcción del gasoducto establecerá reglamentaciones
internas supervisadas con la finalidad de evitar cualquier afectación derivada de las
actividades del personal sobre las poblaciones de fauna silvestre que pudieran encontrarse
durante la realización del proyecto (1,2).
III.11 VI.2. IMPACTOS RESIDUALES Con base en la metodología expuesta en el Capitulo V, las medidas de mitigación son
evaluadas en una escala ordinal similar a la empleada para los criterios básicos y
complementarios, en esta, la evaluación se toma en cuenta los costos para discernir su
importancia relativa y las posibilidades de implementación. La importancia del impacto
medido a través de su índice básico (MEDRij), debe tomar en consideración las medidas de
mitigación (Tij), para lo cual se aplica el siguiente índice (Fij):
TijMEDRijFij =
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Aquí se evaluó la eficiencia de las medidas de mitigación, esto se realiza observando la
magnitud en la reducción de la significancia de un impacto, así como el número de
impactos que son aminorados, directa o indirectamente, por una sola medida de mitigación.
La determinación de los niveles de significancia permite visualizar el porcentaje de
impactos muy altos, bajos, etc. y con ello se facilita un balance de impactos. Con esto se
obtuvieron los valores de significancia de las medidas de mitigación por cada componente
ambiental afectado, los valores (Fij) fueron clasificados en cuatro clases de significancia de
impactos: baja (0 a 0.25), moderada (0.26 a 0.49), alta (0.50 a 0.74) y muy alta (0.75 a
1.00) (Tabla VI.1).
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TABLA VI.1. IMPACTOS RESIDUALES (SIGNIFICANCIA DE IMPACTOS) E IMPACTO RESIDUAL GLOBAL.
ETAPA ACCION FACTOR COMPONENTE AMBIENTAL Id.
Impa
cto
Miti
gaci
ón
Sign
ifica
ncia
Juic
io
Actividades Previas Estudios de Factibilidad Economía local Población Económicamente Activa A29 -0.50 0 0.43 COMPATIBLES
Actividades Previas Estudios de Factibilidad Economía local Niveles de ingreso A30 0.50 0 0.35 COMPATIBLES
Actividades Previas Ingeniería Preliminar Aire Calidad B1 0.25 0 -0.38 MODERADA
Actividades Previas Ingeniería Preliminar Economía local Niveles de ingreso B30 -0.31 0 0.35 COMPATIBLES
Actividades Previas Tramites y Servicios Economía local Población Económicamente Activa C29 -0.28 0 0.35 COMPATIBLES
Actividades Previas Tramites y Servicios Economía local Niveles de ingreso C30 -0.31 0 0.32 COMPATIBLES
Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Fauna Distribución D17 -0.39 0 -0.38 MODERADA
Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Fauna Diversidad D18 -0.56 0 -0.32 MODERADA
Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Fauna Especies canoras y de ornato D20 0.39 2 -0.29 MODERADA
Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Paisaje Calidad estética D22 0.56 1 -0.36 MODERADA
Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Economía local Población Económicamente Activa D29 0.69 0 0.32 COMPATIBLES
Preparación del Sitio Trazo y estacado del proyecto Economía local Niveles de ingreso D30 -0.61 0 0.32 COMPATIBLES
Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Aire Visibilidad E2 -0.64 2 -0.36 MODERADA
Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Aire Confort sonoro E3 -0.72 2 -0.34 MODERADA
Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Suelo Microrelieve E8 -0.53 0 -0.43 MODERADA
Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Suelo Propiedades físicas E9 -0.42 0 -0.43 MODERADA
Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Suelo Propiedades químicas E10 -0.61 0 -0.38 MODERADA
Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Suelo Procesos de Erosión-Sedimentación E11 -0.67 0 -0.40 MODERADA
Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Fauna Distribución E17 0.56 0 -0.38 MODERADA
Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Economía local Población Económicamente Activa E29 0.44 0 0.32 COMPATIBLES
Preparación del Sitio Despalme y limpieza de la franja de afectación Economía local Niveles de ingreso E30 -0.44 0 0.32 COMPATIBLES
Preparación del Sitio Manejo y Disposición de Residuos Aire Visibilidad F2 -0.64 2 -0.34 MODERADA
Preparación del Sitio Manejo y Disposición de Residuos Aire Confort sonoro F3 -0.64 2 -0.25 MODERADA
Preparación del Sitio Manejo y Disposición de Residuos Suelo Propiedades físicas F9 -0.64 0 -0.32 MODERADA
Preparación del Sitio Manejo y Disposición de Residuos Economía local Población Económicamente activos F29 -0.47 0 0.29 COMPATIBLES
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Tabla VI.1. Impactos residuales (Significancia de impactos) e Impacto residual global (continuación).
ETAPA ACCION FACTOR COMPONENTE AMBIENTAL Id.
Impa
cto
Miti
gaci
ón
Sign
ifica
ncia
Juic
io
Preparación del Sitio Manejo y Disposición de Residuos Economía local Niveles de ingreso F30 -0.50 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Excavación y transporte de maquinaria Aire Calidad G1 -0.50 0 -0.38 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Aire Visibilidad G2 -0.58 0 -0.38 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Aire Confort sonoro G3 -0.58 2 -0.36 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria H. Superficial Calidad G4 -0.50 0 -0.51 ALTA Construcción Excavación y transporte de maquinaria H. Superficial Patrones de drenaje G5 -0.31 0 -0.32 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Suelo Microrelieve G8 -0.25 0 -0.32 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Suelo Propiedades físicas G9 -0.50 0 -0.46 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Suelo Propiedades químicas G10 -0.39 0 -0.38 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Suelo Procesos de Erosión-Sedimentación G11 -0.42 1 -0.41 MODERADA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Fauna Diversidad G18 -0.50 2 -0.23 BAJA Construcción Excavación y transporte de maquinaria Economía local Población Económicamente Activa G29 0.50 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Excavación y transporte de maquinaria Economía local Niveles de ingreso G30 0.50 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Zanjeo H. Superficial Calidad H4 -0.47 0 -0.40 MODERADA Construcción Zanjeo Fauna Distribución H18 -0.47 0 -0.40 MODERADA Construcción Zanjeo Economía local Población Económicamente Activa H29 -0.47 0 0.38 COMPATIBLES Construcción Zanjeo Economía local Niveles de ingreso H30 -0.17 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Doblado y soldado de tubería Economía local Población Económicamente Activa I29 0.17 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Doblado y soldado de tubería Economía local Niveles de ingreso I30 0.67 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Acomodo de tubería en zanja Economía local Población Económicamente Activa J29 0.67 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Acomodo de tubería en zanja Economía local Niveles de ingreso J30 0.64 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Montajes Prefabricados Aire Visibilidad K29 0.64 1 -0.33 MODERADA Construcción Montajes Prefabricados Fauna Distribución K17 0.64 1 -0.28 MODERADA
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Tabla VI.1. Impactos residuales (Significancia de impactos) e Impacto residual global (continuación.)
ETAPA ACCION FACTOR COMPONENTE AMBIENTAL Id.
Impa
cto
Miti
gaci
ón
Sign
ifica
ncia
Juic
io
Construcción Montajes Prefabricados Paisaje Visibilidad K22 -0.58 2 -0.25 MODERADA Construcción Montajes Prefabricados Paisaje Patrones de Drenaje K23 -0.22 0 -0.32 MODERADA Construcción Montajes Prefabricados Economía local Población Económicamente Activa K29 -0.22 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Montajes Prefabricados Economía local Niveles de ingreso K30 -0.39 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Instalación de Sistemas de Prevención y Protección Suelo Propiedades físicas L9 -0.42 0 -0.38 MODERADA Construcción Instalación de Sistemas de Prevención y Protección Fauna Distribución L17 -0.53 0 -0.38 MODERADA Construcción Instalación de Sistemas de Prevención y Protección Economía local Población Económicamente Activa L29 0.53 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Instalación de Sistemas de Prevención y Protección Economía local Niveles de ingreso L30 0.53 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Relleno de Zanja Fauna Distribución M17 -0.53 0 -0.32 MODERADA Construcción Relleno de Zanja Paisaje Visibilidad M22 0.19 0 -0.38 MODERADA Construcción Relleno de Zanja Paisaje Patrones de Drenaje M23 0.19 0 -0.32 MODERADA Construcción Relleno de Zanja Economía local Población Económicamente Activa M29 0.19 0 0.43 COMPATIBLES Construcción Relleno de Zanja Economía local Niveles de ingreso M30 0.19 0 0.38 COMPATIBLES Construcción Levantamiento Topográfico Paisaje Visibilidad N22 -0.19 0 -0.32 COMPATIBLES Construcción Levantamiento Topográfico Paisaje Patrones de Drenaje N23 -0.14 0 -0.29 BAJA Construcción Levantamiento Topográfico Economía local Niveles de ingreso N29 -0.14 0 0.29 BAJA Construcción Levantamiento Topográfico Economía local Población Económicamente Activa N30 0.19 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Prueba hidrostática y paso con diablo calibrador Aire Visibilidad O2 0.19 0 -0.35 MODERADA Construcción Prueba hidrostática y paso con diablo calibrador Aire Confort sonoro O3 -0.19 0 -0.46 MODERADA Construcción Prueba hidrostática y paso con diablo calibrador Suelo Microrelieve O9 -0.14 0 -0.32 MODERADA Construcción Prueba hidrostática y paso con diablo calibrador Economía local Niveles de ingreso O29 -0.14 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Prueba hidrostatica y paso con diablo calibrador Economía local Población Económicamente Activa O30 0.19 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Señalización Economía local Niveles de ingreso P29 0.19 0 0.29 COMPATIBLES Construcción Señalización Economía local Población Económicamente Activa P30 -0.19 0 0.38 COMPATIBLES Construcción Limpieza del área H. Superficial Calidad Q4 -0.14 0 -0.35 MODERADA
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Tabla VI.1. Impactos residuales (Significancia de impactos) e Impacto residual global (continuación.)
ETAPA ACCION FACTOR COMPONENTE AMBIENTAL Id.
Impa
cto
Miti
gaci
ón
Sign
ifica
ncia
Juic
io
Construcción Limpieza del área H. Superficial Patrones de drenaje Q5 -0.14 0 -0.32 MODERADA Construcción Limpieza del área Economía local Población Económicamente Activa Q29 0.17 0 0.32 COMPATIBLES Construcción Limpieza del área Economía local Niveles de ingreso Q30 0.17 0 0.32 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Fauna Abundancia R16 -0.17 0 -0.29 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Fauna Distribución R17 -0.14 0 -0.32 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Fauna Diversidad R18 -0.14 0 -0.35 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Economía Regional Sector Primario R24 -0.22 0 0.32 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Economía Regional Sector Secundario R25 -0.25 0 0.29 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Economía Regional Sector Terciario R26 0.22 0 0.29 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Economía Regional Población Económicamente Activa R27 0.22 0 0.32 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Rehabilitación del área afectada Economía local Niveles de ingreso R28 -0.22 0 0.32 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Inspección Radiográfica Aire Calidad S1 -0.14 0 -0.35 MODERADA Operación y Mantenimiento Inspección Radiográfica Aire Visibilidad S2 -0.14 0 -0.38 MODERADA Operación y Mantenimiento Inspección Radiográfica Aire Confort sonoro S3 -0.17 0 -0.38 MODERADA Operación y Mantenimiento Inspección Radiográfica Suelo Propiedades físicas S9 -0.17 0 -0.38 MODERADA Operación y Mantenimiento Prueba de Hermeticidad Fauna Abundancia T16 0.17 0 -0.38 MODERADA Operación y Mantenimiento Prueba de Hermeticidad Fauna Distribución T17 0.42 0 -0.40 MODERADA Operación y Mantenimiento Prueba de Hermeticidad Fauna Diversidad T18 -0.42 0 -0.32 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Fauna Abundancia U16 0.22 0 -0.32 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Fauna Distribución U17 -0.22 0 -0.46 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Fauna Diversidad U18 -0.17 0 -0.43 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Paisaje Calidad estética U23 -0.17 0 -0.43 MODERADA Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Economía local Población Económicamente Activa U29 0.17 0 0.29 COMPATIBLES Operación y Mantenimiento Limpieza y Protección Corrosiva Economía local Niveles de ingreso U30 0.42 0 0.29 COMPATIBLES
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III.12 VI.3. JUICIO DE LOS IMPACTOS DE ACUERDO A SU
SIGNIFICANCIA De acuerdo a la valoración de la significancia (Tabla VI.1), se identificaron tres
impactos bajos, 53 moderados, un impacto alto y 40 impactos compatibles. Los
tipos de impacto por etapa del proyecto y factor ambiental se presentan en las
Tablas VI.2 y VI.3, respectivamente. De su análisis se concluye que los efectos
altos se presentan en la etapa de construcción, por la afectación al aire, suelo y
recursos hidrológicos en sus componentes, principalmente; para el factor aire:
calidad, visibilidad y confort sonoro; para el factor suelo: propiedades físicas y para
la hidrología superficial: calidad y patrones de drenaje. Los impactos moderados
son más significativos en la etapa de construcción, en los factores antes
mencionados.
Las acciones que ocasionan los impactos de nivel bajo se encuentran también en
la etapa de construcción, generalmente por el levantamiento topográfico; los
principales factores afectados son la fauna y el paisaje.
Los impactos compatibles se presentan en todas las distintas etapas del proyecto,
principalmente en la de construcción y operación y mantenimiento, a través de la
contratación de personal.
Con relación a la distribución de los tipos de impacto con base a su importancia y
con relación a los factores ambientales, se puede observar que los factores de
economía local y fauna silvestre son los más importantes; los impactos moderados
corresponden en su mayoría a los componentes de fauna, aire y suelo; los
impactos bajos quedan representados en la economía local, fauna y paisaje; y por
último los efectos compatibles se localizan en la economía local y regional. (Tabla
VI.3).
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TABLA VI.2. TIPOS DE IMPACTO POR ETAPAS DEL PROYECTO.
Etapa Bajo Moderado Alto Compatible Total General
Actividades Previas 0 1 0 5 6
Preparación del Sitio 0 14 0 6 20
Construcción 3 24 1 22 50
Operación y Mantenimiento 0 14 0 7 21
Total general 3 53 1 40 97
TABLA VI.3. TIPOS DE IMPACTO EN LOS FACTORES AMBIENTALES
Factor Bajo Moderado Alto Compatible Total General
Aire 0 14 0 0 14
Economía local 1 0 0 35 36
Economía regional 0 0 0 4 4
Fauna 1 17 0 0 18
H. Superficial 0 4 1 0 5
Paisaje 1 6 0 1 8
Suelo 0 12 0 0 12
Total general 3 53 1 40 97
En la Tabla VI.4 se presenta un concentrado de los impactos residuales por
componente, factor y subsistema, así como el Impacto residual global. El valor de
impacto total del proyecto es -12.67 UIA; una vez que se aplican las medidas de
mitigación resulta un valor de impacto residual de -7.63 UIA, lo que representa el
60.22% del impacto total. Este valor indica la efectividad que tienen las medidas
de mitigación para contrarrestar los impactos ambientales generados por el
proyecto. Este impacto residual puede considerarse como significativo.
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TABLA VI.4. VALORES DE IMPACTO RESIDUAL OBTENIDOS POR FACTOR AMBIENTAL Y
COMPONENTE AMBIENTAL.
SUBSISTEMA FACTOR
Val
or p
or
Com
pone
nte
Val
or p
or F
acto
r
Val
or p
or
Subs
iste
ma
Impa
cto
ambi
enta
l
tota
l
FÍSICO AIRE -1.08
-4.68
-11.52
-7.63
FÍSICO AIRE -1.81
FÍSICO AIRE -1.79
FÍSICO H. SUPERFICIAL -1.26 -1.90
FÍSICO H. SUPERFICIAL -0.64
FÍSICO H. SUBTERRÁNEA 0.00 0.00
FÍSICO H. SUBTERRÁNEA 0.00
FÍSICO SUELOS -0.75
-4.94 FÍSICO SUELOS -2.62
FÍSICO SUELOS -0.76
FÍSICO SUELOS -0.81
BIÓTICO VEGETACIÓN 0.00
0.00
-6.25
BIÓTICO VEGETACIÓN 0.00
BIÓTICO VEGETACIÓN 0.00
BIÓTICO VEGETACIÓN 0.00
BIÓTICO FAUNA -0.99
-6.25
BIÓTICO FAUNA -2.92
BIÓTICO FAUNA -2.05
BIÓTICO FAUNA 0.00
BIÓTICO FAUNA -0.29
BIÓTICO FAUNA 0.00
PERCEPTUAL PAISAJE -1.31 -2.67 -2.67
PERCEPTUAL PAISAJE -1.36
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL 0.32
1.54
12.81
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL 0.29
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL 0.29
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL 0.32
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA REGIONAL 0.32
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA LOCAL 5.54 11.27
SOCIOECONÓMICO ECONOMIA LOCAL 5.73
SOCIOECONÓMICO SOCIAL 0.00
0.00 SOCIOECONÓMICO SOCIAL 0.00
SOCIOECONÓMICO SOCIAL 0.00
SOCIOECONÓMICO SOCIAL 0.00
-7.63 -7.63 -7.63
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Tras el análisis integral de las actividades del proyecto y las afectaciones en los distintos
componentes ambientales, así como las medias preventivas y mitigatorias propuestas, se
puede concluir que el proyecto es viable ecológicamente, siempre y cuando se apliquen las
medidas especificadas en el Numeral VI.1 de este Capítulo, por lo que la construcción del
proyecto se considera factible tanto técnica como socialmente en la zona industrial Bruno
Pagliai.
7. PRONÓSTICOS AMBIENTALES Y EN SU CASO, EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS
III.13
III.14 VII.1. PRONÓSTICO DEL ESCENARIO En el presente Capítulo se muestra un pronóstico del escenario ambiental que resulta con la
construcción de la infraestructura propuesta, para lo cual se incorporarán las medidas de
prevención y mitigación recomendadas anteriormente y en particular, los impactos
permanentes en el área y que son considerados como impactos residuales. Asimismo, se
tomará en cuenta la dinámica regional con sus propias tendencias irreversibles, basándose
en el diagnóstico ambiental detallado en el Capítulo IV con sus correspondientes procesos
de cambio. La intensidad, permanencia y reversibilidad, son variables entre los distintos
efectos del proyecto; mismo que pretende cubrir las necesidades actuales de gas natural en
el PIBP, ubicado en el estado de Veracruz, en ambientes ya impactados de carácter urbano,
agrícola e industrial.
a).- Escenario cero: en el cual se describe la caracterización actual del ecosistema
involucrado, en el cual se pretenden llevar a cabo las diferentes obras y/o actividades
del proyecto.
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III.15 EN GENERAL, EL DIAGNÓSTICO AMBIENTAL PARA LA
ZONA SE PODRÍA TRADUCIR EN UNA AFECTACIÓN
MODERADA AL ECOSISTEMA, COMO RESULTADO DE LAS
CAUSAS NATURALES Y ACTIVIDADES ANTROPOGÉNICAS
CONTROLADAS Y NO CONTROLADAS. A MANERA DE
SÍNTESIS DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMAN EL
ECOSISTEMA EN LA ACTUALIDAD, A CONTINUACIÓN SE
ENUMERAN LAS CARACTERÍSTICAS MÁS SOBRESALIENTES
DE SUS COMPONENTES BIÓTICOS, Y ABIÓTICOS:
- La serie de predios donde se pretende realizar el proyecto se localizan aproximadamente
10 Km al Sureste de la cabecera municipal de Veracruz, fuera de alguna ANP.
- Según el sistema de clasificación climática de Köppen modificada por García para la
República Mexicana (1973), en la región donde se ubica el área de estudio se presenta un
tipo de clima: Aw1(w), en el cual la temperatura media anual es mayor a 22°C y la
temperatura del mes más frío mayor a 18°C, mientras que la precipitación del mes más seco
es menor al 5% anual.
- La precipitación media anual registrada por la CNA es de 886.1 mm, la cual se descarga
principalmente durante el verano, ya que durante Junio a Septiembre se precipita el 82%
del total anual y cerca de la mitad durante Junio y Julio; siendo la estación de invierno la
más seca, ya que de Enero a Marzo solo se registra el 3% de las lluvias. La temperatura
media anual es de 20.9°C, ocurriendo la media mensual más alta en Junio de 24.2°C y la
mínima en Enero de 17.2°C. Los fenómenos meteorológicos que se presentan son
solamente los huracanes.
- El eje del gasoducto se encuentra enclavado en una planicie costera ligeramente inclinada
hacia el Este, en donde existen zonas de cuenca endorreica que tienen una topografía más
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baja que el área circundante. Hacia el Oeste, se presentan lomeríos con orientación oeste-
este disectados por barrancas profundas, mientras que al Noroeste del puerto de Veracruz,
se distinguen lomeríos de poca altura que conforman las dunas de la zona. Más del 80% de
la superficie del Municipio se localiza en donde la pendiente es menor al 2.5%. Además
dentro del área de estudio no se encuentran registradas fallas o fracturas, sin embargo,
existe una baja susceptibilidad a la ocurrencia de sismos o actividad volcánica, ya que se
encuentra en la Zona B dentro de la zonificación nacional para la sismicidad. Los suelos
identificados corresponden a una asociación de suelos de textura fina, definidos como
vertisol pélico, con una fórmula Vp+Hc+Vc/3. Esta fórmula se describe como Vertisol
pélico + Feozem calcárico + Vertisol crómico, de textura fina.
- El proyecto se encuentra en las inmediaciones de la RH28 “Río Papaloapan”, en la
Cuenca Río Jamapa. Dentro de esta Cuenca, se localizan 22 subcuencas hidrológicas, de las
cuales, el área de construcción se encuentra dentro de la Subcuenca San Francisco, dentro
de una vasta superficie que comprende el acuífero “Costera de Veracruz”.
- En la trayectoria que conforma el proyecto no se localiza ninguna corriente, ni de tipo
intermitente ni perenne. La corriente más cercana se ubica aproximadamente a 500 m y
representa una corriente encausada en un canal, la cual se convierte aguas abajo en un río.
El acuífero Costera de Veracruz, en el cual se ubica el área de estudio, se encuentra alojado
en material granular no consolidado, presentando un funcionamiento hidráulico del tipo
libre. La unidad hidrogeológica de importancia es la clasificada como gravas y arenas, de
porosidad primaria y de una buena permeabilidad, la que dependerá del contenido de
arcillas y grado de compactación del material. De manera general, la profundidad del nivel
estático cercano a la costa es de entre dos y cinco metros, en el área industrial de 15 a 20 m
siendo más profundo hacia la zona de Soledad de Doblado entre 50 y 60 m.
- En el área se pretende llevar a cabo el proyecto y en los alrededores, no se distribuyen
mosaicos de vegetación natural, siendo a más de cinco kilómetros que se encuentra la
comunidad de selva baja caducifolia con muchos elementos de vegetación secundaria y
porte arbustivo, de acuerdo a la cartografía del Inventario Forestal Nacional del año 2000.
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- De acuerdo a lo observado durante los recorridos realizados, se pudo constatar la ausencia
de elementos típicos de la comunidad de selva baja en mención, identificando en lugar de
ellos un gran número de especies cultivadas y/o malezas, además de los componentes del
seto vivo que delimitan los terrenos afectados.
- La mayor parte de la superficie donde se pretende realizar el proyecto, se encuentra
dominada por pastizales cultivados o inducidos, principalmente por presentarse la
trayectoria paralela a vías de comunicación y dentro de sus derechos de vía.
- Dada la condición de la vegetación en la trayectoria, se determinó que no existe volumen
forestal a remover en la superficie a impactar por el establecimiento del gasoducto.
- Todas las especies observadas en las proximidades de las trayectorias poseen usos
reportados en la literatura, sin embargo, durante los recorridos realizados no se observó
ninguna actividad extractiva o de uso de especies, con excepción del mínimo
aprovechamiento como forraje. Sin embargo, no se descarta el aprovechamiento de tipo
autoconsumo de las especies empleadas tradicionalmente en la región.
- No se registró ninguna especie de flora de relevancia ecológica y/o listada en la NOM-
059-SEMARNAT-2001 en el área de estudio.
- Durante las visitas de campo no se encontraron huellas, excretas o rastros de especies de
fauna silvestre. De acuerdo a registros hechos con anterioridad en los alrededores, es
posible encontrar Canis latrans, Sylvilagus floridanus, Sciurus aureogaster, Mustela
frenata y Mephitis macroura, los cuales no muestran un comportamiento de
desplazamiento cuando existen modificaciones al paisaje por efecto del hombre.
- Para las aves, es preciso mencionar que en la zona se ha reportado la presencia de Ortalis
vetula, Aratinga nana, Turdus grayi, Quiscalus mexicanus, Cathartes aura, Columbina
talpacoti y Melanerpes aurifrons. Asimismo, entre los reptiles se cuenta con registros de
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Basiliscus basiliscus y Sceloporus variabilis. Cabe destacar que de estas especies ninguna
se encuentra listada en la NOM-059-SEMARNAT-2001.
b) Escenario uno: el diagnóstico en el cual se demuestra el comportamiento del
ecosistema involucrad, con la ejecución de las diferentes obras y/o actividades del
proyecto
El siguiente análisis se realiza principalmente para aquellos impactos ambientales
considerados como relevantes, enfocándose en gran parte hacia los servicios ambientales
que prestan los factores que componen el sistema en que se ubicará el proyecto.
Los servicios ambientales se pueden definir como el conjunto de condiciones y procesos
naturales (incluyendo especies y genes) que la sociedad puede utilizar y que ofrecen las
áreas naturales por su simple existencia. Dentro de este conglomerado de servicios se
pueden señalar la biodiversidad, el mantenimiento de germoplasma con uso potencial para
el beneficio humano, el mantenimiento de valores estéticos y filosóficos, la estabilidad
climática, la contribución a los ciclos básicos (agua, carbono y otros nutrientes) y la
conservación de suelos, entre otros. Para el caso particular de los recursos forestales, la
producción de tales servicios está determinada por las características de las áreas naturales
y su entorno socioeconómico (Torres, R. J. M, et. al, en www.ine.gob.mx).
Por otro lado, La Ley General de Desarrollo Forestal Sustentable (Diario Oficial de
la Federación, 2003) define a los servicios ambientales como los que brindan los
ecosistemas forestales de manera natural o por medio del manejo sustentable de
los recursos forestales, tales como: la provisión del agua en calidad y cantidad; la
captura de carbono, de contaminantes y componentes naturales; la generación de
oxígeno; el amortiguamiento del impacto de los fenómenos naturales; la
modulación o regulación climática; la protección de la biodiversidad, de los
ecosistemas y formas de vida; la protección y recuperación de suelos; el paisaje y
la recreación, entre otros.
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Debido a una enorme cantidad de factores, la producción de servicios ambientales se ve día
a día amenazada por el uso de prácticas no sustentables de manejo de recursos forestales.
Aunque existen muchas razones por las cuales no se generan señales a favor de la
conservación de los recursos naturales y con ello una producción sostenida de dichos
servicios, las dos de mayor peso son:
a) No tienen un mercado definido
b) Se conoce muy poco acerca de su cuantía o su relación con las características y procesos
desarrollados en las áreas naturales.
La falta de un mercado provoca que no exista un precio que refleje cuánto cuesta
producirlos, razón por la cual la sociedad actúa como si no costara nada destruirlos o como
si existieran en cantidades ilimitadas. Por otro lado, el desconocimiento de las relaciones de
producción entre cantidad de servicios producidos y características de las áreas naturales
limita el número de alternativas de manejo que aseguren la sustentabilidad de estas áreas.
Ambos problemas conducen a una sobre-utilización de los bienes y servicios derivados de
las áreas naturales que sí tienen mercado, dando por resultado un eventual agotamiento de
estas y la consecuente reducción en la producción de los servicios ambientales (Torres, R.
J. M, et al, en www.ine.gob.mx).
Los servicios que provén los ecosistemas se pueden dividir en tres grandes categorías:
Los servicios de la provisión de bienes: como alimentos, medicinas, fibras, leña,
semillas, entre otros.
Los servicios ligados a la regulación del medio ambiente; la provisión de agua, calidad
del aire, control de la erosión, diversidad biológica, banco genético y como soporte esencial
en la litigación de riesgos naturales.
Los servicios que tienen que ver con su valoración por razones culturales, religiosas y
como espacios importantes para la recreación.
Tomando como base lo anterior, a continuación se presenta una breve descripción de los
impactos evaluados por factor ambiental con la ejecución de las diferentes obras y/o
actividades que contempla el proyecto:
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III.15.1.1 Factor Aire
Los componentes de la atmósfera adquieren gran relevancia, ya que las fuentes emisoras de
contaminantes y ruido constituyen un gran número por la integración y cercanía del área de
estudio a la mancha industrial de la ZMVER; estos elementos se consideran críticos, pero la
ejecución u operación del proyecto no se considera que será determinante para la mejora o
aumento significativo de la calidad del aire en la región.
Se presume que los servicios ambientales que ofrece la comunidad de Selva Baja que se
distribuye en los alrededores del área de influencia con relación a la composición química
de la atmósfera no se afectarán de manera significativa dada la temporalidad de la
construcción de la obra y el adecuado Programa de mantenimiento de la maquinaria y
equipos que será llevado a cabo.
III.15.1.2 Factor Hidrología Superficial
Los efectos en la hidrología superficial están relacionados con la calidad del agua
superficial y con el patrón de drenaje. No se prevén afectaciones a ningún cauce por la
realización del proyecto.
Se considera que la comunidad de Selva Baja que se distribuye en los alrededores del área
de influencia no representa ningún aporte en particular a la trayectoria que conforma el
nuevo gasoducto.
III.15.1.3 Factor Hidrología Subterránea
Para el sitio donde se pretende establecer el proyecto, no se considera afectación
componente ambiental hidrológico subterráneo, aún cuando este sustenta un carácter de
gran relevancia en la zona.
Los procesos de recarga podrían ser afectados por las labores de excavación y
compactación del suelo; sin embargo, dado que durante el desarrollo de las obras y
actividades no se requerirá del uso de aguas subterráneas, no se prevé afectación a este
servicio ambiental.
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III.15.1.4 Factor Suelo
Los elementos del suelo considerados como relevantes son la capacidad de infiltración y su
uso potencial. El establecimiento de la infraestructura afectará directamente porciones del
ecosistema que perderán su capacidad de infiltración y cambiarán permanentemente su uso
actual; componentes a los cuales se considera que no pueden conferirse un estatus crítico en
función de la superficie a impactar.
La pérdida de suelo por efecto del viento y los escurrimientos superficiales se ubica dentro
de un rango medio, resultante por el efecto de la eliminación de la cobertura herbácea que
sustentan los terrenos del área, la cual aunque mínimo, constituye un factor de retención y
sujeción de suelo.
III.15.1.5 III.15.1.6 Factor Vegetación
De acuerdo a los monitoreos de campo, el área de estudio no cuenta con especies de flora
silvestre, ni constituye un corredor biológico entre los sistemas naturales de la región.
III.15.1.7 III.15.1.8 Factor Fauna
En lo que respecta a las especies de fauna silvestre, su abundancia se verá afectada de
manera temporal durante la ejecución del proyecto por los patrones dinámicos que
presentan, debido a la restricción del hábitat causado por la presencia humana; acción que
provocará su desplazamiento a otras áreas repercutiendo en los patrones de diversidad
locales.
De la misma manera, se considera que el área de estudio no representa un hábitat único
para las especies de fauna silvestre representativa de la región.
III.15.1.9 Factor Paisaje
El factor ambiental geológico mantiene el elemento relieve. La relevancia de éste estriba en
su composición, lo que se interrelaciona directamente con la formación botánica existente
en el ecosistema (nula en el área de estudio tomando en cuenta que no existen elementos de
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sucesión primaria), en el aire y microclima. Del factor paisaje, la calidad estética sustenta la
mayor relevancia de la zona, dado que el desarrollo del proyecto contempla el
establecimiento de infraestructura que no se distribuye en la actualidad en el sitio.,
c).- Escenario dos: el diagnóstico del escenario anterior con la aplicación de las
medidas de prevención y mitigación propuestas con la finalidad de que se justifique de
qué manera los ecosistemas han asimilado las diferentes obras y/o actividades que se
llevarán a cabo por la realización del proyecto, tomando en cuenta la dinámica
ambiental resultante de los posibles impactos ambientales acumulativos, sinérgicos y/o
residuales por el desarrollo de éstas
Cualquier alteración en los componentes del ambiente se refleja en menor o mayor grado en
la modificación del hábitat, siendo que toda modificación ocasiona alteraciones benéficas o
adversas al ecosistema; por lo que a continuación se considerarán los principales factores
ambientales que se verán modificados durante la realización de las obras y actividades
propuestas por el proyecto una vez ejecutadas las medidas propuestas. Las expectativas
provocadas se dirigen a que estas se pueden traducir en un factor moderado de deterioro al
afectar el orden natural del ecosistema; sin embargo, se considera que no se crearán
condiciones que se traduzcan en afectaciones trascendentales o irreversibles a nivel de
región. Las afectaciones al medio físico se registrarán a nivel de derecho de vía, pudiendo
resultar en la desestabilización del ecosistema por la falta de planeación y carencia de un
proyecto sustentable que involucre en su diseño el uso de los recursos naturales y su
conservación; aspecto que se cuidará para que no suceda en el área de estudio. En este
sentido, el pronóstico derivado de la ejecución del proyecto no representa un esquema que
sufrirá un descenso en la productividad forestal del área, donde tampoco serán afectados los
procesos de reproducción de la vida silvestre.
Es así que el presente apartado refiere el pronóstico del escenario ambiental que se espera
resulte con la construcción del proyecto, para lo cual se incorporarán las medidas de
prevención y mitigación recomendadas con anterioridad. Asimismo, se tomará en cuenta la
dinámica regional con sus propias tendencias irreversibles, basándose en el diagnóstico
ambiental detallado al inicio de este numeral con sus correspondientes procesos de cambio.
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El establecimiento de la infraestructura generará cambios en el corto plazo sobre el
escenario regional, apoyando el desarrollo de actividades industriales, lo que impactará
positivamente en el desarrollo económico regional.
III.15.1.10 Factor Aire
Se prevé que los impactos generados por la obra ocurrieron en mayor medida en el medio
físico, principalmente en los factores de aire y suelo, siendo el componente vegetacional el
que no exhibe afectaciones. Para el caso de la calidad del aire, los efectos derivados del uso
de la maquinaria son de carácter fugaz a temporal, de baja intensidad y fácilmente
mitigables como lo demuestra el hecho de que las medidas de mitigación son preventivas y
de reducción para este factor.
Con lo anterior, se presume que los servicios ambientales que ofrece la comunidad de Selva
Baja que se distribuye en los alrededores del área de influencia con relación a la regulación
del clima, entre otros aspectos, no se afectarán por la construcción de la obra y la ejecución
del Programa de mantenimiento preventivo de la maquinaria y equipos para que estos
cumplan con las Normas Oficiales aplicables. Por lo anterior, el valor de significancia del
impacto resultó en -4.68 UIA.
III.15.1.11 Factor Hidrología Superficial
Los efectos en la hidrología superficial están relacionados con la calidad del agua
superficial y con los patrones de drenaje. Se considera que la comunidad de Selva Baja de
los alrededores del área, no proporciona protección a la trayectoria que conforma el eje del
gasoducto, ya que no representa ningún aporte en sí. No se prevén afectaciones a cuerpos
de agua permanentes ni intermitentes. Por otro lado, con la implementación de medidas de
mitigación, se reduce significativamente el impacto hacia este factor y sus componentes.
Por todo lo anterior, el valor de significancia resultó en -1.90 UIA.
III.15.1.12 Factor Hidrología Subterránea
Los efectos derivados de las prácticas de excavaciones, rellenos y compactación son
importantes y de carácter prolongado, principalmente en las áreas agrícolas, sin embargo
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son muy puntuales y de baja magnitud, por lo que se pueden considerar compatibles dada la
poca extensión que representan las superficies de afectación de la obra con relación al
tamaño del área de influencia y lo que representa en términos reales para las tasas de
recarga de los mantos acuíferos, por ejemplo. Por otra parte, serán mitigados en la medida
que se permita la recuperación natural del derecho de vía, situación que asegura que los
efectos residuales desaparezcan en el mediano plazo (de uno a cinco años). Por todo lo
anterior, el valor del impacto residual o de significancia resultó en -0.00 UIA.
III.15.1.13 Factor Suelo
En este factor los componentes más afectados son las propiedades físicas, seguido de los
procesos de erosión; en cuanto a las propiedades químicas se considera que las alteraciones
fueron mínimas. Se prevé una adecuada nivelación del terreno para no propiciar procesos
erosivos en la extensión que cubre la longitud del gasoducto. Por la eficacia de las medidas
de mitigación propuestas, se obtuvo un impacto residual -4.94 UIA.
III.15.1.14 Factor Vegetación
El establecimiento del nuevo gasoducto no representa una barrera para los mecanismos de
reproducción y propagación de especies vegetales, ni interrumpe procesos evolutivos ni
corredores biológicos; además, los efectos en la distribución del componente herbáceo
serán circunscritos temporalmente a los períodos de apertura de la zanja. Por otro lado, los
valores naturales en la región son bajos debido a las perturbaciones que han imperado por
tratarse de un área inmersa en un campo industrial. La construcción de la obra no
modificará esta condición.
III.15.1.15 De acuerdo a las observaciones de campo, el área de estudio no
representa un hábitat crítico para las especies de flora silvestre representativa, reservorio
genético ni corredor biológico entre los sistemas naturales de la región., motivo por el cual
el valor de significancia fue de 0.00 UIA.
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III.15.1.16 Factor Fauna
La instalación permanente de la infraestructura impacta en el subsistema biótico por la
presencia de la infraestructura misma, ocasionando una modificación del hábitat para las
especies de fauna silvestre. La fauna local se ve afectada por la presencia y actividad
humana que modificarán los patrones normales de su conducta, lo cual afectará su
abundancia.
III.15.1.17 Las medidas preventivas y de mitigación señaladas para el subsistema
biótico aseguran minimizar los impactos a la fauna; en tanto que los efectos residuales
para estos factores se pueden considerar aceptables. Para el caso del componente fauna
silvestre, durante los muestreos no se detectó la presencia de especies en la NOM-059-
SEMARNAT-2001. Se propusieron medidas preventivas y de mitigación, las cuales
reducen sensiblemente sus afectaciones negativas. A pesar de lo anterior, el valor de
significancia fue de -6.25 UIA.
III.15.1.18 Factor Paisaje
Los impactos en el paisaje son característicos por la naturaleza del proyecto, lo cual es
inevitable, constituyéndose como el componente más afectado la calidad estética. Por el
tipo de infraestructura no hay medidas de mitigación que reduzcan el efecto, por tal razón,
el impacto residual es mediano considerando su valor de significancia. En general se puede
destacar que el valor del paisaje en el área de estudio puede considerarse de medio a bajo,
observando fuertes impactos antropogénicos por efectos de las prácticas de agricultura,
ganadería y desarrollo industrial. El valor de significancia fue de -2.67 UIA.
d).- Escenario tres: un diagnóstico futuro, a través del cual se demuestra técnicamente
que por la realización del proyecto en el ecosistema involucrado no se presentó un
incremento en el nivel de impacto ambiental originalmente identificado
Partiendo como base del diagnóstico ambiental y la identificación y evaluación de impactos
derivados de la construcción y operación del proyecto, se puede afirmar que la obra
generará un gran beneficio social en el ámbito regional, dado que su objetivo principal es
abastecer la demanda de gas natural en la zona industrial Veracruz, Ver.; lo que impactará
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positivamente en las actividades productivas y desarrollo económico regional en el corto,
mediano y largo plazo.
Por otra parte, de acuerdo a la descripción de los pronósticos para el sistema ambiental, el
proyecto no representa un factor de cambio importante que altere radicalmente los
ecosistemas de la región. Asimismo, no modificará los procesos naturales hidrológicos, de
propagación, reproducción ni distribución de especies animales y vegetales; siendo que los
efectos por la apertura del terreno son de poca magnitud, por lo que serán fácilmente
abatibles una vez aplicadas las medidas de prevención y mitigación propuestas, como fue
referido en el inciso anterior.
Por otra parte, si bien es cierto que se contempla la alteración del hábitat de los animales
silvestres, se presume que no se afectarán áreas de anidación.
El área de estudio no cuenta con un grado de sismisidad que ponga en peligro la integridad
del ecosistema. Durante la etapa de preparación del sitio, los factores más afectados
directamente serán el suelo y los componentes de la atmósfera, sin embargo, con la
aplicación de las diversas medidas de prevención y mitigación recomendadas los impactos
se minimizarán, no contemplándose alteración de la homeostasia ni resilencia del
ecosistema. Los efectos benéficos del proyecto se presentarán durante todas las actividades,
particularmente por las acciones de contratación de personal que, dado que la ejecución del
proyecto implica una gran demanda de mano de obra, continuará generando beneficios
significativos para la población local una vez puesto en operación.
Los efectos negativos determinados en las primeras etapas son en su mayoría mitigables,
resultando parte de los impactos residuales en la afectación al paisaje. Las medidas de
prevención y mitigación se enfocarán así mismo en la protección del aire, suelo y especies
de vida silvestre; al cumplimiento de las normas oficiales mexicanas que regulan las
emisiones a la atmósfera, residuos y muy específicamente a la generación de ruido, por lo
que no se consideran cambios en la calidad del aire a nivel regional durante el lapso que
comprende este escenario.
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Los efectos en el paisaje serán permanentes, impactando en primera instancia los valores
estéticos y la incidencia visual. Al haber realizado el balance considerando todos los efectos
benéficos y la aplicación de las medidas preventivas y de mitigación propuestas para
disminuir y/o anular los efectos perjudiciales del proyecto en el sistema ambiental, se
obtiene un nivel de impacto global que puede considerarse compatible en el área al
contemplar la necesidad de la obra y de los beneficios que promoverá una vez establecida y
en operación la infraestructura en comento. Tomando como base lo anterior, a continuación
se presenta una breve descripción de los impactos evaluados por factor ambiental como
diagnóstico a futuro por la realización del proyecto:
III.15.1.19 Factor Aire
Las mayores afectaciones se presentarán en el confort sonoro y el componente de calidad
del aire, debido al efecto del ruido ocasionado por el uso de la maquinaria y equipos,
además de la suspensión de polvo por la ejecución de las actividades de movimiento de
tierras y en menor medida por las emisiones de gases a la atmósfera; sin embargo, todos
estos efectos tienen la característica de ser de carácter fugaz, es decir son altamente
reversibles, por lo que no se siguen considerando una vez operando el proyecto a futuro.
Con lo anterior, se presume que los servicios ambientales que ofrece la comunidad de Selva
Baja que se distribuye en los alrededores del área de influencia con relación a los niveles de
ruido, la composición química de la atmósfera y la regulación del clima, entre otros
aspectos, no se afectarán de manera significativa dada la temporalidad de la construcción de
la obra y el adecuado Programa de mantenimiento de la maquinaria y equipos que aplicará
la empresa contratista con la finalidad de que su funcionamiento cumpla con las Normas
Oficiales aplicables.
III.15.1.20 Factor Hidrología Superficial
Los efectos en la hidrología superficial están relacionados con la calidad del agua
superficial y con el patrón de drenaje, los cuales se verán ligeramente impactados durante la
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construcción del proyecto. Al respecto, es importante señalar que no se prevén afectaciones
a ningún cauce en la región.
De acuerdo a las características de la vegetación que sustenta el área de estudio, se
considera que esta no proporciona protección a la cuenca en que se ubica, ya que no
representa ningún aporte en la localidad.
III.15.1.21 Factor Hidrología Subterránea
Los procesos de recarga del sitio serán afectados por las labores de excavación y la
compactación del suelo al realizar la apertura de la zanja. Es importante mencionar que
para la operación del proyecto no se requerirá del uso de aguas subterráneas; por lo que no
se prevé afectación de este servicio ambiental.
III.15.1.22 Factor Suelo
Para el factor suelo se prevén mayores efectos en las propiedades físicas, seguido del
proceso de erosión-sedimentación y el microrelieve; mientras que las propiedades químicas
se verán afectadas en menor medida. Los efectos derivados de las prácticas de excavación,
rellenos y compactación son importantes y de carácter prolongado, aunque de menor
medida en las zonas agrícolas, sin embargo son muy puntuales y de baja magnitud, por lo
que se pueden considerar compatibles dada la escasa extensión que representa el proyecto
con relación al área de influencia. Se considera que el manejo que se proporcionará a los
residuos generados contribuirá a minimizar la afectación de las características del suelo.
III.15.1.23 Factor Vegetación
Es importante manifestar que durante los recorridos de campo efectuados en el total del
trazo no se identificaron especies que los pobladores del área aprovechen comercialmente
en la actualidad.
III.15.1.24 Factor Fauna
Los efectos en la fauna se reflejaron principalmente en su abundancia, debido a que este
factor se alterará por la presencia humana durante todas las actividades que contempla el
proyecto; acción que provocará su desplazamiento a otras áreas, pero que a nivel regional
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no se verán afectados por las actividades futuras de operación y mantenimiento. Los
factores restantes no se verán alterados significativamente.
III.15.1.25 Factor Paisaje
Los impactos en el paisaje son característicos por la modificación del terreno, básicamente
por la apertura de la zanja; además de la introducción de nuevos elementos al ecosistema
como son las tuberías de acero. El componente mas afectado será la calidad estética.
III.16 VII.2. PROGRAMA DE VIGILANCIA AMBIENTAL La mitigación o prevención eficaz de los impactos depende no sólo de la aplicación de las
medidas de control, sino también de prácticas de vigilancia apropiadas. Por este motivo,
durante el desarrollo del presente proyecto se adoptará una forma básica que considere
monitorear principalmente los efectos sobre la salud humana y los niveles de impacto que
resulten por la ejecución de las actividades propuestas, valorando paralelamente la eficacia
de las medidas de mitigación propuestas; apoyando al sistema de cumplimiento de las
medidas de prevención y de mitigación expuestas en el Capítulo VI. La construcción y
operación del proyecto no impactará ningún factor ambiental que modifique las tendencias
actuales en el sistema, por lo que no se propondrá un programa de monitoreo tan amplio. A
partir de la definición de las medidas de prevención y mitigación y a un calendario de
aplicación que empate con los tiempos de ejecución de la obra, se podrá aplicar la
supervisión por la Autoridad correspondiente para verificar el cumplimiento de las medidas
de mitigación. La supervisión deberá ser al final de la etapa de construcción y durante la
etapa de operación, siendo la autoridad competente la que establezca la periodicidad de la
misma. Entre los programas necesarios para realizar la vigilancia de los componentes
ambientales que se presume afectar se encuentran los siguientes:
a) Bitácora de mantenimiento preventivo y correctivo de los vehículos, equipo y
maquinaria a utilizar, contemplando como indicador de éxito los informes de
cumplimiento donde se declaren cero eventos de contaminación al suelo.
b) Bitácora de manejo de residuos sólidos urbanos y de manejo especial, contemplando
como indicador de éxito los informes remitidos a la Autoridad estatal.
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c) Bitácora de manejo de residuos peligrosos, contemplando como indicador de éxito
los mismos informes parciales de cumplimiento donde se declaren cero eventos de
contaminación al suelo.
Se señala además, que durante la ejecución del proyecto se contará con un Programa de
supervisión a cargo de un responsable ambiental en el área, encargado de detectar aspectos
críticos desde el punto de vista ambiental y facultado para tomar decisiones, definir
estrategias o modificar actividades que dañen al ecosistema, conforme a las actividades
enlistadas en la Tabla VII.1.
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Tabla VII.1. Esquema calendarizado de vigilancia de los componentes a impactar.
No. Etapa del proyecto Recomendación MIA Componente ambiental
beneficiado Forma de cumplimiento
Plazo de
cumplimiento Monitoreo
1 Durante y después de la etapa de
Preparación del sitio
Dar mantenimiento preventivo y correctivo a los vehículos,
equipo y maquinaria. Suelo y atmósfera
Ejecución del Programa de mantenimiento
Llevar un Programa de
mantenimiento Verificación mensual
1 Durante y después de
la etapa de
Preparación del sitio
Manejo de Residuos Sólidos Urbanos y de Manejo Especial
Suelo y atmósfera
Disposición adecuada conforme a la
normatividad local vigente
Llevar un Programa de manejo
Verificación mensual
1 Durante y después de la etapa de
Preparación del sitio
Manejo de Residuos Peligros Suelo
Disposición adecuada conforme a la
normatividad federal vigente
Llevar un Programa de manejo
Verificación mensual
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III.17 VII3. CONCLUSIONES El objetivo que pretende el proyecto es fortalecer la red de gasoductos del país para
incrementar las posibilidades de desarrollo social y económico de los habitantes de la
región acorde con los planes de desarrollo urbano del Municipio involucrado. Con base en
el análisis de las características del ambiente socioeconómico y natural, tanto abiótico como
biológico del área de estudio donde se pretende establecer el proyecto, así como de los
impactos que su construcción provocará sobre el ecosistema y de los beneficios
socioeconómicos que conllevará su operación, se puede concluir lo siguiente:
a) Los impactos sobre el medio natural ocasionados durante las distintas etapas del
proyecto serán de carácter local, ya que la zona de estudio se encuentra de alguna manera
deteriorada por diversas intervenciones antropogénicas a través del tiempo, y los sitios
donde se afectará la comunidad herbácea, así como el suelo que la sostiene se encuentra
degradada por procesos previos de cambio de utilización de terrenos forestales y de erosión
por efectos de pastoreo principalmente. Se considera que la mayor afectación es el
despalme y la limpieza de la franja de afectación de manera temporal.
b) No se afectarán mosaicos de vegetación natural en las superficies de impacto temporal
que considera el proyecto. No se contemplan afectaciones permanentes en la calidad y
flujos de aguas superficiales, ya que no se interrumpirán los escurrimientos naturales del
área de estudio.
c) Con respecto al medio socioeconómico, la construcción de la infraestructura generará
efectos benéficos para la región. Durante la ejecución del proyecto, la demanda de mano de
obra no calificada y el incremento en la venta de bienes y servicios a la población flotante
redundará en beneficios para el Sector terciario. Las oficinas y campamentos se podrán
establecer en las poblaciones más cercanas que cuenten los servicios básicos requeridos,
contemplando la adecuada disposición final de los residuos domésticos generados, sin
perjudicar a los núcleos de población. En la región se realizan actividades productivas del
sector secundario y terciario, por lo que la construcción del proyecto integral tendrá
también un impacto positivo en el factor social.
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Considerando lo anterior y tomando en cuenta que las medidas de prevención y mitigación
se enfocarán en aminorar los efectos negativos sobre el medio con su correspondiente
evaluación, y destacando los impactos positivos con el desarrollo del proyecto, este se
considera viable de instrumentarse tanto social como ambientalmente en la longitud
propuesta.
CAPÍTULO VIII. IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN LAS FRACCIONES ANTERIORES.
VIII.1. Formatos de presentación
Se entrega un ejemplar impreso de la Manifestación de Impacto Ambiental y
cuatro copias en disco compacto, una de las cuales una será utilizada para los
fines de consulta pública que establece la SEMARNAT. El estudio grabado en
memoria magnética incluye imágenes, planos e información que lo complementan.
De manera similar, se integra un Resumen de la Manifestación de Impacto
Ambiental en el ejemplar impreso, mismo que se entrega grabado en las
memorias magnéticas.
VIII.1.1 Planos definitivos
Se anexa el Plano de Alineamiento general del trazo; así como los siguientes
planos temáticos del área elaborados principalmente a partir de la información
cartográfica publicada por el INEGI y por fotointerpretación de imágenes de
satélite:
- Topográfico: Escala 1:15,000.
- Uso de Suelo y Vegetación: Escala 1:15,000.
- Geología: Escala 1:15,000.
- Edafología: Escala 1:15,000.
- Espaciomapa: Escala 1:15,000.
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- Cuerpos de agua cercanos: Escala 1:45,000.
- Sectores Plan de Ordenamiento: Escala 1:15,000.
- Hidrología Superficial: Escala 1:15,000.
- Hidrología Subterránea: Escala 1:15,000.
- AICA´s y ANP´s: Escala 1: 50,000.
- Regiones Prioritarias: Escala 1:50,000.
VIII.1.2. Fotografías
Ninguna.
VIII.1.3 Videos
Ninguno.
VIII.1.4 Listas de flora y fauna
Dado que para la superficie que conforma el derecho de vía del proyecto no se
registraron especies de vida silvestre durante los recorridos efectuados, se señala
que en el contenido del Capítulo IV se hizo mención de los elementos vegetales y
grupos de fauna silvestre que se han observado comúnmente en los alrededores
del área, refiriendo su nombre científico, nombre común empleado en la región y
su estatus de conservación de acuerdo a la NOM-059-SEMARNAT-2001.
VIII.2 Otros anexos En los diversos capítulos que integran este Estudio fue enumerándose una serie
de anexos que contienen tanto los documentos legales como las escrituras de los
terrenos, actas constitutivas, etc., que acreditan el derecho para promover el
proyecto, así como otros de información técnica de la obra,
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I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.
En este Capítulo se incluye la información del Promovente del proyecto
denominado “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en
el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”. De igual forma se incluye la
información correspondiente al responsable de la elaboración del Estudio de
Riesgo Ambiental. La documentación que corresponde al Promovente se incluye
en el Anexo 1 para su consulta.
I.1. PROMOVENTE. El promovente del proyecto es Autoabastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai,
S.A. de C.V. En el Anexo 1 se incluye una copia certificada del Instrumento No.
24,547, Tomo 81, Libro 8, mediante el cual se hace constar la Constitución de la
promovente que otorgan Tubos de Acero de México, S.A. y Tenaris Autopartes,
S.A. de C.V., con fecha del 21 de Diciembre de 2005 ante el Lic. Héctor Manuel
Cárdenas Villarreal; que incluye Boleta de Inscripción en el Registro Público de la
Propiedad y Comercio de Veracruz, Ver.
I.1.1. Razón social. La razón social se encuentra definida como Autoabastecedora de Gas Natural
Bruno Pagliai, S.A. de C.V.
I.1.2. Registro Federal de Contribuyentes. El registro federal de contribuyentes es AGN051221KTA. En el Anexo 1 se
incluye una copia simple de la Cédula de Identificación Fiscal, así como también
de la Inscripción en el Registro Federal de Contribuyentes.
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I.1.3. Nombre y cargo del representante legal.
I.1.4. Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población del Representante Legal.
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
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I.1.5. Dirección para oír y recibir notificaciones.
La empresa ha determinado para oír y recibir notificaciones la dirección que se
detalla a continuación:
GULF ENERGY DE MÉXICO, S. de R.L. de C.V.
I.1.6. Actividad productiva principal. De acuerdo al Instrumento veinticuatro mil quinientos cuarenta y siete, asentado
en el tomo 81 en el libro 809 con fecha del 21 de diciembre de 2005, el cual
contiene la constitución de la empresa Autoabastecedora de Gas Natural Bruno
Pagliai, S.A. de C.V., el objeto de la sociedad es el siguiente (entre otros):
a) Recibir, conducir y entregar gas natural fungiendo como sociedad de
autoabastecimiento, para la satisfacción de los requerimientos de sus socios,
en términos del reglamento de gas natural y demás legislación aplicable.
b) Almacenar gas natural, fungiendo como sociedad de autoabastecimiento,
para la satisfacción de los requerimientos de sus socios, en términos del
reglamento de gas natural y demás legislación aplicable.
c) La planeación, elaboración, colaboración o asistencia técnica en el desarrollo
de infraestructura, instalaciones y desarrollos industriales o de cualquier tipo,
principalmente relacionados con el transporte y almacenamiento de gas
natural, para la satisfacción de los requerimientos de sus socios.
Protección datos personales LFTAIPG
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d) Llevar a cabo por su propia cuenta o por terceros, el mantenimiento,
operación y administración de bienes inmuebles y desarrollos, plantas e
instalaciones industriales, incluyendo, sin limitación, la provisión de servicios
de personal, servicios de asistencia, asesoría y consultoría en asuntos
comerciales, técnicos, industriales o financieros; así como la provisión o
asistencia en la obtención y administración de mano de obra.
I.1.7. Número de trabajadores equivalente. Una vez que se encuentre en operación, se estima que se tendrán 3 turnos de
trabajo que cubrirán las 24 horas del día. El número de días anuales que se
trabajarán será de 365 días/año, lo cual arroja un total de horas trabajadas
anualmente de 8,760. De acuerdo al total de horas trabajada anualmente, el
número de trabajadores equivalente es de 4.38.
I.1.8. Inversión estimada en moneda nacional. El monto total aproximado para la construcción de la obra es de $83´760,000.00
M.N. (ochenta y tres millones setecientos sesenta mil pesos 00/100 M.N.), lo que
equivale a USD 5´965,811.97 con un tipo de cambio de $14.04 por dólar al 25 de
Enero del año en curso en www.banamex.com.mx; incluyendo tramitaciones,
permisos, pagos de derechos, compra de las tuberías y ejecución constructiva del
proyecto.
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I.1.9. Nombre del responsable técnico.
Firma del promoverte bajo protesta de decir verdad,
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
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I.2. RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.
I.2.1. Razón social. La empresa responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental se
denomina Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C. En el Anexo 2 se
incluye una copia simple del Acta Constitutiva de la empresa.
I.2.2. Registro Federal de Contribuyentes.
I.2.3. Nombre del Responsable Técnico.
Otros participantes:
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
Protección datos personales LFTAIPG
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I.2.5. Dirección del Responsable Técnico.
Firma del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental bajo
protesta de decir verdad:
Protección datos personales LFTAIPG
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Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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II. DESCRIPCIÓN DEL DUCTO.
En Este Capítulo se presenta la información referente al gasoducto de 18” de
diámetro que se pretende desarrollar en el proyecto “Plan Maestro de
Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
Pagliai en Veracruz, Ver.”
El presente Estudio de Riesgo Ambiental se anexa a la Manifestación de Impacto
Ambiental en su Modalidad Particular, debido a que se trata de una Actividad
Altamente Riesgosa. Con la finalidad de facilitar el manejo de información a la
empresa, el Estudio de Riesgo Ambiental que aquí se presenta tomó como base la
guía para la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental Nivel 0 para Ductos
Terrestres.
A pesar de lo anterior, el documento aquí presentado cumple a cabalidad con lo
solicitado en el artículo 18 del Reglamento de la Ley General del Equilibrio
Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia del Impacto Ambiental.
I.3. NOMBRE DEL PROYECTO.
El proyecto ha sido denominado “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución
de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”
I.3.1. Descripción de la instalación (ducto, válvulas, estaciones de regulación y medición, estaciones de compresión, etc). Indicar el alcance e instalaciones que lo conforman, origen, destino, número de líneas, diámetro longitud, espesor, servicio y capacidad proyectada.
Considerando la necesidad de reordenar el abastecimiento y la distribución de la
zona industrial Bruno Pagliai y garantizar cubrir las necesidades inmediatas y
futuras, se ha proyectado el contar con la infraestructura necesaria para cumplir
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con los programas de entrega de gas. Para lograr lo anterior es necesaria la
construcción de un gasoducto de 18” de diámetro y 0.406” de espesor en material
API 5L X 52. Dicha instalación será construida en su mayor parte de forma
paralela a la carretera federal México Veracruz, lo cual dará como resultado el
garantizar un mayor aprovechamiento del gas y garantizar el cumplimiento a los
programas de entrega a los usuarios. El sitio en el que se encuentra proyectada la
construcción el gasoducto se localiza a ambos lados de la carretera federal
México-Veracruz, vía Jalapa en las afueras de la ciudad de Veracruz, Ver., a una
cota medida en campo de 30 msnm (metros sobre el nivel medio del mar),
localizándose entre los kilómetros número 430 y 435. En el Anexo 3 del presente
documento se incluyen los mapas de localización de la trayectoria del ducto.
La empresa Autoabastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai, quien es la
Promovente del proyecto, requiere la construcción del gasoducto de 18” de
diámetro X 4.28 km de longitud con la finalidad de contar con la infraestructura
necesaria para el transporte de gas natural a la zona industrial, bajo condiciones
que permitan asegurar el cumplimiento de las diversas normas de seguridad y
protección al medio ambiente vigentes, así como también el permitir mantener los
niveles fijados para los nuevos horizontes productivos.
El proyecto contempla la construcción de una línea de 18” de diámetro X 4.28 km,
la cual tendrá la finalidad de operar el gas a una razón de 147,895 m3/hr como
máximo. El gasoducto contará con la siguiente infraestructura:
• Diseño y construcción de dos trampas, una de envío y otra de recibo de
diablos de limpieza e inspección.
• Diseño y construcción de una Estación de Filtración, Medición, Cromatografía
y Regulación (City Gate).
• Diseño y construcción de una Estación de Medición y Regulación (Estación
No. 2), localizada al interior de la Planta Tenaris-TAMSA.
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• Diseño y construcción de una Estación de Medición y Regulación (Estación
No. 3).
• Un Hot-Tap de 20” d diámetro, el cual conectará la línea de 18” al ducto ya
existente de 48” Cactus San Fernando.
En la Tabla II.1. se incluye un resumen de las principales condiciones de
operación que mantendrá el gasoducto, de acuerdo a las Bases de diseño
elaboradas por el Promovente y las cuales pueden consultarse en el Anexo 4 de
este documento. Sobre el particular, se hace mención de que los planos de las
áreas de afectación resultantes de la modelación realizada se integran para las
presiones máxima y mínima.
Tabla II.1. Condiciones de diseño.
Parámetro Máximo Normal Mínimo
Flujo de gas 147,895 m3/hr 110,404 m3/hr 8,660 m3/hr
Presión 70 kg/cm2 25 kg/cm2 22 kg/cm2
Temperatura 33 °C 23 °C 10 °C
Para los cálculos del espesor de la línea de 18” de diámetro X 4.28 km, será
necesario considerar los estudios topográficos de trazo y perfil, determinando los
espesores requeridos de acuerdo a los lineamientos y criterios de diseño que se
establecen en la especificación de PEMEX CID-NOR-N-SI-001 “Requisitos
Mínimos de Seguridad para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e
Inspección de Ductos de Transporte”, última edición. Así como también la Norma
NRF-001-PEMEX/2000 “Tubería de Acero para Recolección y transporte de
Hidrocarburos”, complementándose lo que señala el Código ANSI/ASME B31.8.
La tubería de 18” de diámetro X 4.28 km será especificada en acero al carbón API
5L GR. X 52 y sus interconexiones y accesorios serán de acero al carbón ASTM
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A-106 GR. B y ASTM A-234 GR. WPB., debiéndose obtener el perfil de dureza hv-
5, o HV-10.
Esta prueba se deberá efectuar en metal base, soldadura y zona afectada por el
calor (ZAC) y el valor máximo permitido, en cada punto indentado, debe ser 250
HV. Los registros de lectura de dureza de la zona afectada por el calor cercanos a
la soldadura se deben localizar tan cerca como sea posible de la línea de fusión.
En el metal base, no se debe tener una variación mayor de 35 unidades HV
(Dureza Vikers) entre los puntos de prueba, de acuerdo a lo que establece el
inciso 8.2.2.8 de la NRF-001-PEMEX-2007.
Composición del Gas.
La composición del gas natural se establece de acuerdo con lo indicado en la
Norma Oficial Mexicana: NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural (que
cancela y sustituye a la NOM-001-SECRE-1997, Calidad del gas natural).
• Condiciones base: condiciones bajo las que se mide el gas natural
correspondientes a la presión absoluta de 98.07 kPa (Kilopascales) y
temperatura de 293.15 °K (Grados Kelvin).
• Condiciones estándar: condiciones bajo las que se mide el gas natural
correspondientes a la presión absoluta de 101.33 kPa y temperatura de
288.71 °K.
La composición y el conjunto de características físico-químicas que posee el gas
natural se da acuerdo con las propiedades siguientes, las cuales se indican en la
norma de referencia:
a) Poder calorífico, Índice Wobbe;
b) Densidad, factor de compresibilidad;
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c) Densidad relativa y puntos de rocío;
El Índice Wobbe es la relación del poder calorífico superior (HS) en base
volumétrica, con respecto a la raíz cuadrada de la densidad relativa.
El componente principal del gas natural es el metano con pequeñas cantidades de
hidrocarburos pesados y gases no combustibles. La determinación de las
concentraciones de los componentes principales, secundarios y trazas, se realiza
de conformidad con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y en lo no
previsto por éstas, de acuerdo con la Práctica Internacionalmente Reconocida.
Los componentes principales: metano, etano, propano, butanos, pentanos más
pesados, nitrógeno y bióxido de carbono. Dentro de los componentes secundarios
se encuentran hidrógeno, oxígeno, monóxido de carbono, helio. Adicionalmente
se encuentran trazas de ácido sulfhídrico, mercaptanos, azufre total.
I.3.2. ESPECIFICAR SI EL DUCTO SE ENCUENTRA EN OPERACIÓN.
Al momento de realizar el presente estudio de riesgo ambiental, el ducto no se
encuentra en operación. El Programa calendarizado de trabajo del Plan Maestro
de Ordenamiento y Distribución de Gas Natural dentro del cual se detallan las
actividades de construcción se incluye en el Anexo 4 para su consulta.
I.3.3. Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización.
La empresa tiene proyectado el crecimiento del sistema de distribución, es por
esto que en la Estación 3 se dejará un manifold con 5 disparos para futuras
interconexiones de otras empresas que se quieran incorporar a la red de
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distribución. Actualmente, no se cuenta con una fecha estimada para la
realización de esta etapa de crecimiento ya que dependerá de las necesidades de
las empresas localizadas en la Ciudad Industrial Bruno Pagliai.
I.3.4. Vida útil del ducto y sus instalaciones.
Se estima que la vida útil del proyecto será de 30 años, al término de la cual
deberá ser sustituida para continuar proporcionando el suministro. Sin embargo,
se contempla que con la aplicación de un adecuado Programa de mantenimiento,
esta vida útil pueda prolongarse.
I.3.5. Criterios de ubicación.
La modalidad de transportación de hidrocarburos a través de tuberías representa
diversas ventajas, tales como la reducción del peligro de accidentes y derrames
cuando se usa este tipo de infraestructura, además de la agilización en la
distribución del producto, entre otras no menos importantes. La ejecución de este
proyecto representa un incremento en la utilización de tuberías subterráneas ya en
marcha en la zona geográfica de Veracruz, lo cual implica mayores posibilidades
de protección al ambiente natural y socioeconómico.
Tomando en consideración la información proporcionada por la empresa, se
señala que no se consideraron sitios alternativos para la realización de la obra;
siendo el criterio primordial su ubicación en una zona destinada para uso
predominantemente industrial. Otro factor de suma importancia es la
disponibilidad de servicios y mano de obra capacitada en el país y la ubicación
estratégica de la zona al contar con un fácil acceso.
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Adicionalmente, es posible mencionar los siguientes criterios de selección para la
definición de la trayectoria:
a) Criterios de ingeniería:
• Que la trayectoria del gasoducto cubriera la menor longitud posible.
• Utilizar al máximo la infraestructura del sector que se distribuye actualmente
en la región.
• Construir preferentemente sobre superficies planas.
b) Criterios socioeconómicos:
• Evitar afectar núcleos de población considerando su posible radio de
crecimiento.
• Contar con la factibilidad de poder adquirir el permiso de paso por los predios
afectados.
c) Criterios ambientales:
• Ubicación fuera de Áreas Naturales Protegidas (ANPs).
• Ubicación preferentemente fuera de zonas turísticas o con potencial turístico.
• La exclusión de zonas donde existan especies en riesgo.
Por otra parte, es importante manifestar que la empresa constructora se ha
posicionado en los últimos años como una empresa de vanguardia desde el
tiempo de su constitución, teniendo siempre en mente los mercados y sus
necesidades, por lo que representa una agrupación dinámica comprometida con el
desarrollo de estos conceptos dentro del ámbito industrial.
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I.4. UBICACIÓN DEL DUCTO. En la Tabla II.2. se incluyen las coordenadas de la localización del derecho de vía
que cubre la trayectoria del gasoducto. En el Anexo 3 se incluyen los Planos de
Localización para facilitar su consulta. Para efectos de ubicación general, se
incluye la Figura II.1. en la que se muestra de forma esquemática la localización
del tendido del gasoducto.
Trazo del ducto
Figura II.1. Localización general del gasoducto (Tomada de google earth). En los planos de localización que se incluyen en el Anexo 3 puede apreciarse el
alineamiento general del proyecto; mismo que detalla las características de la
trayectoria propuesta.
En virtud de que se trata de un proyecto lineal, con una longitud de 4.28 kilómetros
de acuerdo a la información manifestada en el Capítulo I, la Tabla II.2. presenta
las coordenadas del ancho del derecho de vía (ocho metros) que cubre la
superficie total (34,240 m2); haciendo mención además de que la trayectoria no
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cruza por cuerpos de agua permanentes, poblados o áreas de conservación
decretadas por la Autoridad competente.
Tabla II.2. Coordenadas UTM (WGS 84 Zona 14) del derecho de vía que cubre la
trayectoria ID POINT_X POINT_Y ID POINT_X POINT_Y
1 1 788930.805 67 791106.803 2122227.964
2 2 788856.059 68 791077.440 2122241.298
3 3 788664.270 69 791077.507 2122241.268
4 4 788590.279 70 791014.959 2122268.746
5 5 788553.308 71 791015.098 2122268.688
6 6 788385.087 72 790948.775 2122295.857
7 7 788308.025 73 790948.870 2122295.819
8 8 788270.973 74 790845.736 2122336.005
9 9 788082.882 75 790845.767 2122335.993
10 10 788044.162 76 790671.032 2122402.965
11 11 788014.701 77 790671.198 2122402.904
12 12 788008.293 78 790612.429 2122423.456
13 13 787983.308 79 790612.276 2122423.512
14 14 787963.833 80 790580.684 2122435.539
15 15 787939.177 81 790580.639 2122435.556
16 16 787910.926 82 790469.772 2122478.777
17 17 787800.081 83 790470.125 2122478.576
18 18 787871.190 84 790242.452 2122553.054
19 19 789033.776 85 790242.191 2122553.145
20 20 788930.522 86 790056.090 2122624.441
21 21 789067.412 87 790056.208 2122624.397
22 22 789033.799 88 789944.186 2122664.637
23 23 789203.100 89 789876.328 2122685.428
24 24 789067.564 90 789944.455 2122664.547
25 25 789363.060 91 789876.328 2122685.418
26 26 789202.926 92 789818.842 2122705.140
27 27 789481.293 93 789751.377 2122732.859
28 28 789362.686 94 789818.521 2122705.294
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ID POINT_X POINT_Y ID POINT_X POINT_Y
29 29 789606.746 95 789710.066 2122748.671
30 30 789481.286 96 789751.578 2122732.781
31 31 789606.785 97 789680.376 2122761.136
32 32 789683.455 98 789709.950 2122748.719
33 33 789683.462 99 789603.795 2122792.094
34 34 789713.036 100 789680.465 2122761.069
35 35 789712.916 101 789603.912 2122792.048
36 36 789754.428 102 789478.452 2122839.767
37 37 789754.404 103 789478.565 2122839.702
38 38 789821.548 104 789359.957 2122882.912
39 39 789878.915 105 789360.143 2122882.760
40 40 789821.429 106 789200.009 2122945.736
41 41 789878.664 107 789199.682 2122945.873
42 42 789946.791 108 789064.145 2123010.209
43 43 790058.903 109 789064.600 2123010.016
44 44 789946.881 110 789030.987 2123022.686
45 45 790245.043 111 789031.057 2123022.660
46 46 790058.942 112 788927.803 2123060.126
47 47 790472.604 113 788927.879 2123060.098
48 48 790244.930 114 788853.133 2123089.596
49 49 790583.535 115 788665.784 2123159.234
50 50 790472.668 116 788587.326 2123191.374
51 51 790615.112 117 788382.319 2123269.140
52 52 790583.520 118 788286.018 2123303.342
53 53 790673.829 119 788080.269 2123378.368
54 54 790615.061 120 788043.744 2123389.991
55 55 790848.619 121 788020.553 2123385.118
56 56 790673.884 122 788016.240 2123374.284
57 57 790951.764 123 787991.137 2122800.359
58 58 790848.630 124 787969.962 2122778.770
59 59 791018.119 125 787945.261 2122744.805
60 60 790951.796 126 787915.846 2122715.964
61 61 791080.714 127 787810.848 2122653.522
62 62 791018.166 128 787878.212 2122530.620
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ID POINT_X POINT_Y ID POINT_X POINT_Y
63 63 791171.641 129 787871.190 2122526.771
64 64 791110.943 130 787878.212 2122530.620
65 65 791080.736 131 791171.641 2122187.945
66 66 791167.021 132 791167.021 2122181.437
Es importante mencionar que en la superficie mencionada no han sido
consideradas el resto de las instalaciones pertenecientes al proyecto,
representadas por las estaciones de medición y regulación.
III. ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO.
En este Capítulo se describen las características que presenta el medio natural y
socioeconómico del área de influencia del proyecto denominado “Plan Maestro de
Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
Pagliai en Veracruz, Ver.
I.5. DESCRIPCIÓN DEL SITIO O ÁREA SELECCIONADA. Para la elaboración de este apartado, se incluyen las características del área
donde está proyectada la instalación de la tubería, la cual comprende una
superficie de 34,240.00 m2 en una longitud de 4.28 kilómetros, conformada por un
derecho de vía de ocho metros.
El área donde se pretende llevar a cabo el proyecto se localiza en el Estado de
Veracruz, dentro del Municipio que lleva el mismo nombre. La zona se ubica
aproximadamente a 10 kilómetros al Este-Sureste del puerto de Veracruz, entre
las coordenadas geográficas extremas: al norte 19°11'4.07" N, al sur 19°10'16.85"
N, al este 96°15'51.82" W y al oeste 96°13'50.26" W, sobre la Carretera Federal
México Veracruz (Vía Jalapa), en los alrededores del poblado de Tejerías.
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Dado que el proyecto se pretende llevar a cabo sobre una zona sin vegetación
natural, se define al sistema ambiental como una franja de 100 metros a cada lado
del eje de construcción del ducto. La Fig. III.1. muestra la ubicación del proyecto
con respecto al área conurbada de Veracruz y núcleos ejidales que se localizan a
sus alrededores. Cabe señalar además, que cerca de la mitad del trayecto se
ubica frente a las instalaciones de Tenaris-TAMSA en el Parque Industrial Bruno
Pagliai (PIBP), como se muestra en el Anexo 2 (cartografía), donde dominan
diversas áreas industriales.
El Plano No. 7 del Anexo Cartográfico muestra la ubicación del trazo propuesto en
una zona totalmente de uso industrial tomando en cuenta la zonificación del
Programa de Ordenamiento de la Zona Conurbada de 1998. En referencia a la
Actualización del mismo en su versión 2002-2004, es indispensable señalar que,
de acuerdo al Plano D-11 “Zonificación Primaria” con fecha Marzo de 2002 que se
encuentra integrado al anexo cartográfico del Programa en comento, 2,667 m
(62.31%) del eje del gasoducto se localizan en la zona denominada como Reserva
Industrial y los 1,613 m restantes en la Reserva Ecológica Productiva (que
considerando los ocho metros del derecho de vía arroja como resultado una
superficie de afectación de 1.2904 ha de las 27,863.7457 ha definidas en el
Programa, equivalentes al 0.0046%). Ahora bien, tomando en cuenta la
zonificación plasmada en el Plano E-02 “Zonificación Primaria” de Mayo de 2002
que también forma parte integrante del anexo cartográfico del Programa, 2,725 m
(63.67%) del eje del gasoducto se localizan en la carretera de más de dos carriles,
1,243 m (29.05%) en la zona industrial y 312 m (7.28%) en la superficie de
amortiguamiento. Para una mejor comprensión de lo anterior, se adjuntan de
manera consecuente los dos planos de zonificación de los usos de suelo
permitidos en la longitud del gasoducto como parte del anexo cartográfico del
Estudio.
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Se hace mención de que para los tramos comprendidos en la reserva ecológica y
zona de amortiguamiento, se adoptarán las de recomendaciones realizadas con
anterioridad para las distintas fases de implementación del proyecto, con el
propósito de lograr el aprovechamiento racional y sostenido de los recursos
naturales, así como aminorar los impactos adversos sobre el ambiente.
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Figura III.1. Ubicación del área donde se pretende realizar el proyecto, con respecto al Área Conurbada de Veracruz y
ejidos circundantes.
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En la Tabla III.1. se incluyen las distancias aproximada en línea recta al área del
proyecto con respecto a diversos puntos d interés en el municipio de Veracruz.
Tabla III.1. Distancias mínimas al área que ocupa el proyecto.
Lugar de referencia Rumbo Distancia (kilómetros)
Cabecera municipal de Veracruz Este Noreste 10.25
Ejido Las Brisas Noroeste 0.35
Ejido Ampliación Delfino Victoria Norte 0.64
Ejido San Juan Norte 0.72
Ejido Ampliación Delfino Victoria Norte 0.38
Santa Rita Sur Sureste 0.31
Ejido El Pando Sureste 1.22
Ejido Santa Rita Sur 1.02
Es importante destacar que el derecho de vía propuesto posee una tenencia de
tipo privada y que en la zona no existe vegetación primaria, la cual según la
cartografía realizada ya hace algunas décadas, la vegetación que se presentaba
correspondía a selva baja caducifolia. Sin embargo, en la actualidad se presenta
un uso netamente pecuario y agrícola, situación que puede observarse en las
ortofotos de INEGI y la imagen de satélite Digital Globe Quickbird
1010010005867C0E con fecha de toma del 15 de marzo de 2007 del
Espaciomapa adjunto. En referencia al seto vivo que delimita la propiedad de los
predios, se estima eliminar máximo un número de 100 ejemplares.
Criterios para la delimitación y extensión del entorno ambiental. Considerando que el trazo en toda su longitud presenta las mismas características
altitudinales, se llevó a cabo una zonificación con la finalidad de describir de
manera particular la obra de acuerdo a su ubicación con base a los siguientes
criterios: 1) Dimensiones y localización, 2) Características hidrográficas, 3)
Comunidades vegetales y 4) Infraestructura antropogénica existente en la región
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que permite “detener” los impactos potenciales que se presentarían por la
ejecución del proyecto.
Dimensiones de la obra y localización. Dentro de las dimensiones del proyecto se consideraron los derechos de vía de
las obras que conforman la periferia del área de estudio, así como una superficie
de 50 m más allá de la parte central de la línea que conforma el gasoducto en
cada lado. Lo anterior con el fin de asegurar que el área de influencia del proyecto
no rebase dicha área de estudio. Este criterio se basa en la experiencia que se ha
tenido en la elaboración de otros estudios cuyas características constructivas de la
obra y condiciones ambientales son semejantes a las que comprenden el actual.
Características hidrográficas. Tomando en cuenta las dimensiones del proyecto y su ubicación en el PIBP, en la
superficie que define el sistema ambiental no se presentan escurrimientos ni
cuerpos de agua superficiales.
Comunidades vegetales. Considerando la relación directa entre la distribución de la flora y fauna silvestres,
se tomó en consideración de manera prioritaria la carencia de una cobertura
vegetal, independientemente de las condiciones que presenta el seto vivo que se
ubica en la colindancia del derecho de vía; asegurando de esta manera que el
efecto de fragmentación que actualmente presentan las comunidades vegetales
de la región no se propaguen más allá como consecuencia del desarrollo del
proyecto.
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Es importante mencionar que para efectos de delimitar el área de estudio no se
sigue una línea con respecto al comportamiento actual de cobertura de la
vegetación, ya que sus condiciones son muy heterogéneas en la zona industrial, lo
que haría que el área de estudio fuera muy extensa; por lo anterior, con la
delimitación propuesta se trata de asegurar que los impactos no rebasen la
misma, es decir, que el área de influencia no rebase los límites establecidos como
área de estudio.
Infraestructura. Considerando que la existencia de infraestructura de comunicaciones, industrial y
habitacional en los alrededores del área de estudio, entre otras, ha causado
impactos irreversibles al sistema ambiental en que se ubica el proyecto, dicha
infraestructura permite tener un punto de delimitación que presuntamente
garantiza que los efectos que se podrían suscitar como consecuencia del
desarrollo del proyecto, no rebasen la superficie ya impactada. Lo anterior no
significa que por existir dicha infraestructura se considere que el proyecto no
causará impactos, por el contrario, con la presencia de esta se trata de debilitar la
potencial afectación acumulativa por la ejecución de la obra hacia los recursos
ambientales aún existentes. Es importante señalar que debido a las condiciones
antropizadas del sistema en que se ubica el proyecto, este criterio es de los más
importantes para la delimitación del área de estudio.
Como producto de lo mencionado anteriormente, en los planos temáticos del
Anexo 3 se presenta la delimitación propuesta. En los siguientes párrafos se
resume la información correspondiente a las condiciones físico-bióticas y socio-
económicas del área de estudio, así como se describen las condiciones de
alteración presentes.
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I.5.1. Flora. Como se ha mencionado con anterioridad, la zona donde se pretende llevar a
cabo el proyecto, se ubica dentro de los límites de una con uso
predominantemente zona industrial en la que se desarrollaban actividades
agropecuarias, como lo es la ganadería extensiva. Esta presión que ejercen
ambos usos de suelo, han hecho que las condiciones naturales de la vegetación
no sean apreciadas en la actualidad, ya que de acuerdo con la Cartografía del
INEGI, Escala 1:250,000 y poco actualizada, se puede observar que en los
alrededores de la zona se desarrollaba una comunidad de Selva Baja Caducifolia
(Figura III.2.).
En este sentido, se hace mención que dentro de la superficie donde se pretende
establecer la obra no se distribuyen mosaicos de vegetación natural, siendo que a
una distancia aproximada de más de cinco kilómetros se distribuyen nuevamente
la comunidad de Selva baja con muchos elementos de vegetación secundaria y
arbustiva, de acuerdo a la Cartografía del Inventario Forestal Nacional del año
2000. De acuerdo a lo que se observó durante los recorridos realizados en el sitio,
se pudo constatar la ausencia de elementos típicos de esa comunidad,
apreciándose en lugar de estos un gran número de especies cultivadas y/o
malezas.
La mayor parte de la superficie que cubre el gasoducto, se encuentra dominada
por pastizales cultivados o inducidos, principalmente por presentarse la trayectoria
paralela a vías de comunicación, dentro de sus derechos de vía.
Las principales especies encontradas fueron los zacates Guinea (Panicum
maximum), Bermuda (Cynodon dactylon), Negro (Paspalum plicatum) Estrella
africana (Cynodon plectostachyus), Cola de zorra (Rhynchelytrum repens), Cadillo
(Cenchrus echinatus) y Limón (Cymbopogon citratus). Cabe destacar que de
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estas siete especies de pastos, solamente Paspalum plicatum es considerada
especie nativa.
Figura III.2. Uso de suelo y vegetación en el municipio de Veracruz y sus
alrededores. Algunas herbáceas observadas fueron Clitoria (Clitoria ternatea), Kudzú (Pueraria
phaseoloides), Bejuco de chivo (Centrosema pubescens) Centaura (Centaurea
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scabiosa), Esponjilla (Luffa operculata), Lantana (Lantana camara), Mala mujer
(Solanum elaeagnifolium) y Piña de ratón (Bromelia pinguen).
El estrato arbóreo de los alrededores se encuentra conformado por especies de
Selva baja caducifolia secundaria, de las cuales es común observar: Palo mulato,
(Bursera simaruba), Matapalo (Ficus cotinifolia), Higo prieto (Ficus obtusifolia),
Nanche (Byrsonima crassifolia) y Tepeguaje (Leucaena leucocephala), entre otras.
A pesar de lo anterior, resulta de suma importancia recalcar que este no se
encuentra representado dentro de la trayectoria, por lo que estas especies no
serán afectadas con la realización del proyecto y por tanto, no se declarará un
volumen forestal a remover.
Uso de las especies en el área de influencia. En la región donde se encuentra ubicado el proyecto, tradicionalmente se emplean
especies vegetales de las que se obtienen recursos como postes, forraje para
animales domésticos, sombra, ornato y medicinales, entre otros. Casi la totalidad
de las especies enumeradas poseen usos reportados en la literatura (Tabla III.2.),
sin embargo, durante los recorridos realizados en el área de estudio no se observó
ninguna actividad extractiva o de uso de especies, con excepción de forraje, no
descartando lo anterior cualquier otro tipo de aprovechamiento (principalmente de
tipo autoconsumo) de las especies empleadas tradicionalmente.
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Tabla III.2. Uso reportado de las especies de flora que se localizan en los
alrededores del proyecto.
Familia Especie
Forr
aje
Com
estib
le
Med
icin
al
Post
es
Leña
Som
bra
Orn
ato
Ace
ites
Pape
l
Tint
es
Tani
nos
Tóxi
ca
Mal
eza
Rom
pevi
ento
s
Agr
ofor
esta
l
POACEAE Panicum maximum X X POACEAE Cynodon dactylon X X X
POACEAE Cynodon plectostachyus X X
POACEAE Rhynchelytrum repens X X
POACEAE Cenchrus echinatus X
POACEAE Cymbopogon citratus X X
ASTERACEAE Centaurea scabiosa X X CUCURBITACEAE Luffa operculata X
SOLANACEAE Solanum elaeagnifolium X X
BROMELIACEAE Bromelia pinguin X X VERBENACEAE Lantana camara X X
FABACEAE Pueraria phaseoloides X X
FABACEAE Clitoria ternatea X X X
FABACEAE Centrosema pubescens X X X X
BURSERACEAE Bursera simaruba X X X X X X X MORACEAE Ficus cotinifolia X X X X MORACEAE Ficus obtusifolia X
MALPIGHIACEAE Byrsonima crassifolia X X X
MIMOSACEAE Leucaena leucocephala X X X X X X X X X X
Especies endémicas y/o en peligro de extinción. Durante los recorridos realizados en los predios donde se ubican la obra, no se
registró ninguna especie de flora de relevancia ecológica y/o listada en la NOM-
059-SEMARNAT-2001.
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I.5.2. Fauna.
Con base en observaciones en campo en el área de estudio, es notable que la
influencia de un paisaje altamente modificado, repercuta de manera directa en la
distribución de las comunidades faunísticas. La presencia de áreas industriales y
carreteras, es una de las principales causas de la ausencia o disminución de las
poblaciones de la mayoría de las especies de fauna silvestre en el lugar, ya sea
por la falta de especies arbóreas que brinden alimento, cobertura o sitios de
anidamiento, principalmente para aquellas que son sensibles a la presencia del
hombre y las modificaciones que este representa para los ecosistemas.
Durante las visitas que se realizaron en el área donde se proyecta la obra, no se
encontraron huellas, excretas o rastros de fauna silvestre. Tomando en
consideración registros efectuados en los alrededores, es posible encontrar
Coyote (Canis latrans), Conejo (Sylvilagus floridanus), Ardilla (Sciurus
aureogaster), Comadreja (Mustela frenata) y Zorrillo (Mephitis macroura), entre
otras especies, las cuales de manera general no muestran comportamientos de
desplazamiento cuando existen modificaciones al paisaje por efectos
antropogénicos.
En referencia a las aves, es preciso mencionar que para la zona se ha reportado
la presencia de Chachalaca (Ortalis vetula), Perico pechisucio (Aratinga nana),
Mirlo primavera (Turdus grayi), Urraca (Quiscalus mexicanus), Zopilote (Cathartes
aura), Paloma torcacita (Columbina talpacoti) y Pájaro carpintero (Melanerpes
aurifrons). Asimismo, de reptiles, se cuenta con el registro de Basilsco (Basiliscus
basiliscus) y Lagartija (Sceloporus variabilis). Es importante mencionar que que
de las especies mencionadas, ninguna se encuentra listada en la NOM-059-
SEMARNAT-2001.
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Uso de las especies en el área de influencia del proyecto. El uso de suelo que se ha dado en los últimos años al área de influencia de la
Zona Metropolitana de Veracruz ha ocasionado que algunas especies de fauna
silvestre nativas se hayan adaptado a los impactos antropogénicos, los cuales
principalmente son ocasionados por la remoción de la cubierta vegetal para la
implementación de proyectos agropecuarios, parques industriales y unidades
habitacionales, tradicionalmente.
En este sentido, la fauna silvestre suele movilizarse hacia lugares que muestran
una cubierta vegetal menos perturbada, desplazándose hacia sitios con mejor
conservación del ecosistema y que lógicamente se encuentran más alejados del
hombre. El uso que se le da a los recursos faunísticos en la región, es
principalmente para el autoconsumo y en mucho menor medida para fines
cormerciales, siendo los objetivos principalmente alimenticios; por ejemplo para
Sylvilagus floridanus es medicinal y en el caso de Mephitis macroura, este es
utilizado para combatir la artritis y las pústulas.
Por otro lado, las aves y reptiles pueden ser utilizados con fines ornamentales,
donde Aratinga nana, Columbina talpacoti, Melanerpes aurifrons y Basiliscus
basiliscus, pueden representar bien esta categoría. Aunque cabe señalar
nuevamente que, durante las visitas al área de estudio no se observaron
situaciones donde se realizaran aprovechamientos de especies de fauna silvestre.
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I.5.3. Suelo. Con base en la información proporcionada por la Carta Edafológica, Escala
1:250,000, Veracruz E14-3 (INEGI, 1977); así como a la información recabada en
la literatura disponible, se señala que la mayor parte de los suelos del municipio de
Veracruz poseen textura fina o media, principalmente vertisoles y regosoles
calcáricos, como se muestra en la Figura III.3.
Dentro del área donde se proyecta la obra, se encuentran suelos de textura fina
definidos como Vertisol pélico, con una fórmula Vp+Hc+Vc/3. Esta fórmula se
describe como Vertisol pélico + Feozem calcárico + Vertisol crómico, de textura
fina.
Durante marzo de 2006, la empresa EPS Ingeniería, S.A. de C.V., realizó un
Estudio de Mecánica de Suelos y Diseño de Pavimentos. En dicho reporte
técnico, con base en los trabajos de exploración en campo, así como de las
diversas pruebas de laboratorio que se realizaron, concluyen que el subsuelo está
constituido por materiales de origen aluvial compuestos por arenas arcillosas a
poco arcillosas de plasticidad media a baja, que incluso llegan a clasificarse como
arenas limosas no plásticas y/o arcillas arenosas de alta plasticidad, en colores
que van de gris verdoso y café con tonos crema. De igual forma presentan
inclusión errática de grumos medianamente cementados del mismo material y
escasa presencia de gravillas de partículas subredondeadas.
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Dichos materiales de acuerdo con la prueba de penetración estándar que realizó
EPS Ingeniería, presentan una compacidad y/o consistencia que se incrementa
con la profundidad. La estratigrafía que se determinó a partir de los sondeos se
presenta en la Tabla III.3. en la que se incluye un resumen de los resultados
presentados en el Estudio de Mecánica de Suelos.
Figura III.3. Suelos dominantes para el municipio de Veracruz y sus alrededores.
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Tabla III.3. Estratigrafía reportada por el Estudio de Mecánica de Suelos. Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características Geotécnicas
TAM
SAC1
VER
0.00 a
0.60 m
Arena fina poco arcillosa (SP-PC), suelta, color café
amarillento con tonos grises, con grumos débilmente
cementados del mismo material, con presencia de raicillas
N=10
W%=4.80
0.60 a
6.00 m
Arena fina arcillosa (SC), medianamente compacta, color
café amarillento con tonos grises y crema, con grumos
deleznables del mismos material, con inclusión de nódulos
blancos de origen calcáreo, con oxidaciones color naranja
12 < N < 27
13.10 < W% < 25.90
G(%) = 0
51 < A(%) < 68
32 < F(%) < 49
29.2 < %L.I. < 45.6
13.10 < %L.P. < 18.5
16.10 < %I.P. < 30.70
6.00 a
9.85 m
Arena fina arcillosa (SC), compacta a muy compacta, color
café amarillento con tonos naranja, con grumos deleznables
del mismo material
32 < N > 50
9.90 < W% < 21.0
G(%) = 0
85 < A(%) < 86
14 < F(%) < 15
TAM
SAC2
VER
0.00 a
1.20 m
Arcilla arenosa de plasticidad media CL), de consistencia
media, color café con tonos grises, con grumos deleznables
del mismo material, con presencia de raicillas
6 < N < 7
6.50 < W% < 23.90
G(%) = 0
A(%) = 41
F(%) = 59
1.20 a
3.00 m
Arcilla arenosa de plasticidad media (SP-SC,SC) firme a
muy firme, color café grisáceo con tonos naranja, con
grumos deleznables a medianamente cementados del
mismo material, con inclusión de gravillas subredondeadas
de origen basáltico
12 < N < 25
14.10 < W% < 21.70
3.00 a
6.00 m
Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SP,SC,SC),
medianamente compacta, color café grisáseo con tonos
naranja, con grumos deleznables a medianamente
cementados del mismo material, con inclusión de gravillas
subredondeadas de origen basáltico
11 < N < 23
6.80 < W% < 18.60
G(%) = 0
82 < A(%) < 90
10 < F(%) < 12
%L.L. = 27.60
%L.P. = 17.10
%I.P. = 10.50
6.00 a
9.78
Arena fina arcillosa (SC), compacta a muy compacta, color
café grisáceo, con inclusión de gravillas subredondeadas
fuertemente cementadas del mismo material
28 < N > 50
10.60 < W% < 13.50
G(%) = 0
A(%) = 80
F(%) = 20
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Tabla III.3. Estratigrafía reportada por el estudio de Mecánica de Suelos
(continuación). Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características geotécnicas
TAM
SAC3
VER
0.00 a
0.60 m
Arena fina arcillosa (SC), suelta, color café crema, con
grumos fuertemente cementados del mismo material, con
presencia de raicillas
N = 5
W% = 7.20
G(%) = 0
A(%) = 60
F(%) = 40
0.60 a
3.00 m
Arena fina arcillosa (SC), medianamente compacta, color
gris oscuro, con nódulos blancos de origen calcáreo, con
errática presencia de raicillas
11 < N < 24
15.60 < W% < 22.60
G(%) = 0
A(%) = 0
F(%) = 38
%L.L. = 39.90
%L.P. = 13.50
%I.P. = 25.50
3.00 a
6.00 m
Arena fina arcillosa (SC) medianamente compacta, color
café grisáceo con tonos crema, con grumos cementados del
mismo material
12 < N < 24
6.90 < W% < 13.90
G(%) = 0
73 < A(%) < 83
17 < F(%) < 27
%L.L. = 29.00
%L.P. = 15.30
%I.P. = 13.70
TAM
SMC4
VER
0.00 a
0.60 m
Arena arcillosa de baja plasticidad (SC), suelta, color café
amarillento, con grumos deleznables del mismo material, con
presencia de arcillas
N = 6
W% = 10.20
G(%) = 0
A(%) = 73
F(%) = 27
0.60 a
6.60 m
Arena arcillosa (SC), suelta a medianamente compacta,
color café con tonos crema y gris verdoso, con presencia
esporádica de grumos fuertemente cementados del mismo
material y de origen calcáreo
W% < 27.60
G(%) = 0
57 < A(%) < 84
16 < F(%) < 43
28.2 < %L.L. < 40.4
13.5 < %L.P. < 13.8
14.4 < %I.P. < 26.90
6.60 a
10.0 m
Arena arcillosa de plasticidad baja (SC), compacta a muy
compacta, color café con tonos crema, con presencia
esporádica de grumos fuertemente cementados del mismo
material
36 < N < 50
12.30 < W% < 16.90
G(%) = 0
A(%) < 80
F(%) < 20
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Tabla III.3. Estratigrafía reportada por el estudio de Mecánica de Suelos (continuación).
Sondeo Prof. Unidad estratigráfica Características geotécnicas
TAM
SMC5
VER
0.00 a
4.80 m
Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SC, SP-SC), suelta a
medianamente compacta, color café oscuro con tonos
amarillentos y grises, con oxidaciones color naranja, con
inclusión de nódulos blancos de origen calcáreo, con presencia
de raicillas
8 < N < 17
9.20 < W% = 24.90
G(%) = 0,
63 < A(%) < 88
12 < F(%) < 37
4.80 a
9.76 m
Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SC, SP-SC), compacta a
muy compacta, color café oscuro, con presencia esporádica de
grumos medianamente cementados del mismo material
22 < N < 48
7.8 < W% < 16.10
G(%) = 0
83 < A(%) < 94
6 < F(%) < 17
TAM-
SMC6-
VER
0.00 a
1.80 m
Arena fina arcillosa (SC), suelta, color gris con tonos rojizos y
con nódulos color negros, con presencia esporádica de raicillas
6 < N < 10
7.80 < W% = 21.1
G(%) = 0; 61 < A(%) < 75
25 < F(%) < 39
%L.L. = 40.1
%L.P. = 13.90
%I.P. = 26.20
4.80 a
9.76 m
Arena fina arcillosa (SC) medianamente compacta a compacta,
color café grisáceo y gris verdoso con tonos crema y rojizo con
nódulos color negro, con errática presencia de raicillas
22 < N < 48
7.8 < W% < 36.6
G(%) = 0
60 < A(%) < 68
32 < F(%) < 40
34.0 < %L.L. < 45.10
13.60 < %L.P. < 15.5
20.4 < %I.P. < 29.6
TAM
SAC7
VER
0.00 a
2.40 m
Arcilla de plasticidad media (CL), firme a muy firme, arenosa,
color gris oscuro y café con tonos crema, con inclusión errática
de nódulos blancos y gravillas de origen calcáreo, con presencia
superficial de raicillas
10< N < 24
18.30 < W% = 20.40
G(%) = 0
A(%) = 43
F(%) = 47
%L.L. = 45
%L.P. = 14.5
%I.P. = 30.90
2.40 a
5.40 m
Arena fina arcillosa a poco arcillosa (SP-SC), medianamente
compacta, color crema, con oxidaciones color naranja, con
grumos deleznables del mismo material, con inclusión de
gravillas de origen calcáreo
11< N < 30
7.6 < W% = 15.00
G(%) = 0
73 < A(%) < 88
12 < F(%) < 27
%L.L. = 31.40
%L.P. = 17.60
%I.P. = 13.80
5.40 a
10.20 m
Arena fina limosa (SM) compacta, color crema, con grumos
deleznables del mismo material
31< N < 48
5.40 < W% < 18.70
G(%) = 0; 73 < A(%) < 88
12 < F(%) < 27
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I.5.4. Hidrología.
El proyecto se encuentra en las inmediaciones de la Región Hidrológica No. 28
(RH28) “Río Papaloapan”, en la Cuenca Río Jamapa y otros. Dentro de esta
Cuenca, se localizan 22 Cubcuencas hidrológicas: Acatlan, Actopan, Antón
Lizardo, Atoyac, Cotaxtla, El Tejar, Idolos, Jacomulco, Jalapa, La Gloria, Naolinco,
Paso de Ovejas, Pescados, San Francisco, Santa Anita, Tres Palmas - Playa Azul,
VER-2, VER-3, Villa José Cardel, Xicuintla - Jamapa, Zempoala-Mozomboa y
Zocoapan (Figura III.4). El área de construcción del proyecto se encuentra dentro
de la Subcuenca San Francisco y dentro de una vasta superficie que comprende
el acuífero “Costera de Veracruz”, ya que abarca nueve municipios de los cuales
Veracruz se encuentra englobado en su totalidad y ocho de manera parcial (Boca
del Río, La Antigua, Jamapa, Manlio F. Altamirano, Medellín de Bravo, Paso de
Ovejas, Puente Nacional y Soledad de Doblado). Las poblaciones de mayor
importancia son Veracruz, Boca del Río, Soledad de Doblado, Manlio F.
Altamirano, Medellín, Tejería y El Tejar.
Figura III.4. Hidrografía de la Cuenca Río Jamada y Otros.
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Hidrología superficial. Dentro del área donde se realizará el proyecto no se localiza ninguna corriente, ni
de tipo intermitente ni perenne. La corriente más cercana se ubica a cerca de 500
m y representa una corriente encausada en un canal, la cual se convierte aguas
abajo en un Río. De acuerdo a la Carta Hidrológica de Aguas Superficiales
“Veracruz - E13-3”, Escala 1:250,000 del INEGI (1981), el proyecto se encuentra
en un área con un coeficiente de escurrimiento del 0 al 5%.
Existen numerosos cuerpos de agua a los alrededores del proyecto, pero ninguno
se encuentra alimentado por alguna corriente que atraviese el área destinada a la
instalación de la obra, por lo que no se prevé afectación. En la Tabla III.4. se
incluye la superficie que ocupan y las coordenadas centrales o centroide de cada
uno de estos.
Tabla III.4. Cuerpos de agua presentes en los alrededores del proyecto, su
superficie y ubicación.
Id Nombre Sup (ha) UTM X UTM Y 1 Laguna Valle Dorado 1.867 793315.902 2127103.216 2 Laguna Geovillas Los Pinos 1.415 791788.704 2127389.250 3 Vaso y Laguna El Villarín 99.481 790425.810 2126847.121 4 Vaso Regulador del Río Medio 51.544 794339.941 2123271.541 5 Laguna de Conchas 19.608 796050.819 2123517.662 6 Sin Nombre 2.207 797221.506 2122772.090 7 Laguna de las Caballerizas 0.608 797963.839 2122491.574 8 Laguna Dos Caminos 8.703 797516.628 2121919.812 9 La Marrana 1.238 798223.779 2121555.482 10 Laguna el Encanto 1.015 799110.962 2121921.600 11 Sin nombre 3.040 798446.465 2120998.004 12 Sin nombre 1.655 798196.641 2120478.935 13 Sin nombre 0.937 798833.820 2120359.119 14 Laguna D 2.519 799082.219 2120699.167 15 Laguna del Encierro 1.324 799575.470 2120884.996 16 Laguna Caracol 1.452 799928.065 2120956.944 17 Laguna Coyol 6.572 800103.993 2121108.684 18 Sin nombre 3.668 798799.687 2119984.903 19 Laguna Olmeca o Real 59.403 799589.345 2119668.628 20 Laguna el Olvido 0.993 798916.199 2122974.134
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Tabla III.4. Cuerpos de agua presentes en los alrededores del proyecto, su
superficie y ubicación. (Continuación).
Id Nombre Sup (ha) UTM X UTM Y 21 Laguna Ensueño 1.823 799654.466 2122093.746 22 Laguna Ilusión 1.085 799676.438 2121912.707 23 Vasos reguladores bajadas 4.100 797262.438 2120631.052 24 Vasos reguladores bajadas 33.417 797546.083 2120230.811 25 Sin Nombre 0.461 794118.634 2126483.103 26 Laguna de Lagartos 15.035 796744.163 2126139.781 27 Laguna del Carmen 5.815 796905.328 2125694.141 28 Laguna del Carmen Reserva I 3.097 797083.729 2125268.013 29 Laguna de Tarimoya 9.188 796512.145 2125088.132 30 Sin nombre 1.006 797016.995 2124691.450 31 Laguna la Colorada 1.060 797328.554 2123937.700 32 Humedales 8.607 796419.215 2123717.321 33 Laguna de los Laureles 0.985 796847.104 2123104.125 34 Vaso Regulador 2.798 799408.807 2120421.398 35 Laguna Malibrán 2.982 801047.832 2121234.650
I.5.5. Densidad demográfica del sitio. De acuerdo con el Segundo Conteo de Población y Vivienda efectuado por el
INEGI, la población total del municipio de Veracruz en Octubre de 2005 era de
512,310 habitantes, de los cuales 444,438 correspondían a la cabecera municipal,
Heroica Veracruz. Sin embargo, el área urbana se desborda y ha absorbido a
otras localidades del mismo Municipio, así como del vecino de Boca del Río,
formando una conurbación que, en el 2005 se encontraba integrada por las
siguientes localidades:
• Heroica Veracruz (municipio de Veracruz): 444,438 habitantes. • Las Bajadas (municipio de Veracruz): 4,291 habitantes. • Las Amapolas (municipio de Veracruz): 13,259 habitantes. • Valente Díaz (municipio de Veracruz): 17,719 habitantes. • Las Amapolas 2 (municipio Veracruz): 3,201 habitantes. • Veracruz (municipio Boca del Río): 129,416 habitantes. • Boca del Río (municipio Boca del Río): 10,980 habitantes.
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En este sentido y aglomerando la zona conurbada, la población se elevó a
623,304 habitantes. Por otro lado, la Zona Metropolitana de Veracruz (ZMVER) ha
sido definida por el INEGI, CONAPO y SEDESOL como la integración de los
municipios de Veracruz y Boca del Río, cuya población al 17 de octubre del 2005
ascendía a 654,216 hab. (512,310 del municipio de Veracruz y 141,906
correspondientes al municipio de Boca del Río).
La CONAPO hace estimaciones para el 1° de julio del 2007 donde sus
proyecciones arrojan las siguientes cifras:
• Heroica Veracruz (ciudad): 462,003 habitantes.
• Veracruz (conurbación): 645,499 habitantes.
• Veracruz (Zona Metropolitana): 677,660 habitantes.
El municipio de Veracruz representa el 0.34 % de la superficie del Estado, con una
extensión territorial de 241.5 km2. A pesar de la baja superficie, representa la
ciudad más importante del estado de Veracruz de Ignacio de la Llave, y su puerto
está considerado el más importante de México.
Crecimiento y distribución de la población. De acuerdo con los resultados del Censo Decimoprimero (1990), Primer Conteo
(1995), Censo Decimosegundo (14/02/2000), Segundo Conteo (17/10/2005) y
Estimación oficial de la CONAPO (1/07/2007), se proyecta un crecimiento de
303,152 a 462,003 habitantes para la ciudad de Veracruz y de 438,821 a 677,660
habitantes para la ZMVER (Figura III.5.).
Para el 2000 se registró una población de 642,680 habitantes en la ZMVER
(considerando a los municipios de Veracruz, Boca del Río y Alvarado), siendo
Veracruz el que concentró el 71.16% de los habitantes; mientras que para el año
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2005 se reportó una población de 703,394 habitantes, siendo nuevamente
Veracruz el que concentró el mayor porcentaje de población con más de 73%.
Esta zona es considerada como la zona central del Estado y es la más poblada, a
pesar de que está constituida por tres municipios, uno de ellos de gran extensión
como lo es Alvarado con 830 km2 de extensión, lo que evidentemente hace que su
densidad de población sea baja 88.6 habitantes/hectárea, muy por debajo del
promedio metropolitano que es de 116.8 habitantes/hectárea.
Boca del Río es el Municipio que cuenta con la menor superficie territorial de 39
km2 con una densidad de 106 habitantes/hectárea; Veracruz con una extensión de
243 km2 tiene una densidad muy alta, con 121 habitantes/hectárea. Los dos
primeros han reportado, desde 1990, tasas de crecimiento negativas, es decir, son
municipios que prácticamente no han crecido en los últimos quince años, en
cambio el municipio de Veracruz ha reportado tasas de crecimiento poblacional
relativamente altas, en promedio alrededor del 3% (CONAPO, 2004).
El Municipio que ha presentado el mayor crecimiento poblacional es Veracruz,
sobre todo en la década 1990-2000 con el 3.37%, pero en la década subsiguiente,
la tasa de este se redujo casi a la mitad. Boca del Río ha tenido un crecimiento
lento, sobre todo en la década de 1990 a 2000 que registró una tasa negativa de –
0.62, es decir, su población dejó de crecer, mostrando también una tasa para los
siguientes periodos por debajo del 1%.
El municipio de Alvarado reportó constantemente durante los tres periodos tasas
muy cercanas a cero o negativas; en este sí se presentó la disminución de su
población (CONAPO, 2004).
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0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
1990 1995 2000 2005 2007
Ciudad de VeracruzZMVER
.
Figura III.5. Población de la Cd. de Veracruz y de la ZMVER según los censos,
conteos y estimaciones oficiales de 1990 a 2007.
Estructura por sexo y edad. De acuerdo con el Censo de Población del 2000, en el municipio de Veracruz
había una población total de 457,377 habitantes, teniendo 215,863 hombres y
241,514 mujeres; encontrándose distribuida por estructura de edades de la forma
que se muestra en la Figura III.6.
27%67%
6%0 a 14 años15 a 64 añosmás de 65 años
Figura III.6. Distribución de la población de la Cd. de Veracruz por estructura de
edad.
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A partir de los datos arrojados por el Conteo del 2005, puede mencionarse que
existe una mayor proporción de mujeres que de hombres tanto en el municipio de
Veracruz como en el total de la Entidad, tal como se observa en la Figura III.7.,
mostrando una relación hombres-mujeres de 89.54, que es el resultado de dividir
el total de hombres entre el total de mujeres y multiplicarlo por cien.
47.24% 48.15%52.76% 51.85%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
MUN. VERACRUZ EDO. VERACRUZ
Población masculinaPoblación femenina
Figura III.7. Proporción de hombres y mujeres del municipio y estado de
Veracruz.
Natalidad y mortalidad. La Tabla III.5. muestra la población femenina de 12 años y más, hijos nacidos
vivos (total y promedio), así como hijos sobrevivientes (total y porcentaje) para el
estado de Veracruz, mientras que la Figura III.9. presenta la tasa de crecimiento
medio anual para el estado de Veracruz y el total nacional para el periodo de 1990
a 2000.
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Tabla III.5. Población femenina de 12 años y más, hijos nacidos vivos e hijos
sobrevivientes.
Población femenina de 12 años y
más Hijos nacidos vivos Hijos sobrevivientes
Total Promedio Total PorcentajeEstado de Veracruz 2,734,420 6,853,173 2.51 6225577 90.84
12 - 14 años 216,585 670 NS 633 94.48 15 - 19 años 337,052 52,987 0.16 51,715 97.6 20 - 24 años 301,334 250,973 0.83 244,937 97.59 25 - 29 años 278,738 439,960 1.58 428,527 97.4 30 - 34 años 277,903 614,516 2.21 595,261 96.87 35 - 39 años 263,418 724,769 2.75 694,476 95.82 40 - 44 años 226,084 730,407 3.23 691,373 94.66 45 - 49 años 192034 707,027 3.68 659,498 93.28 50 - 54 años 160,571 669,220 4.17 611,681 91.4 55 - 59 años 127,211 614,856 4.83 549,764 89.41 60 - 64 años 109,611 598,124 5.46 519,436 86.84
65 años y más 243,879 1,449,664 5.94 1,178,276 81.28
0%
1%
1%
2%
2%
3%
1990 a 1995 1995 a 2000 1990 a 2000
MéxicoVeracruz
Figura III.9. Tasa de crecimiento medio anual para el Estado y el País, del
periodo de 1900 al 2000.
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Migración. De acuerdo a los datos que muestra el Cuestionario ampliado del Censo 2000, el
INEGI (2000) revela que el balance entre los inmigrantes y emigrantes del Estado
(tanto internos como internacionales) o saldo neto migratorio (SNM), en función de
la población nacida en Veracruz y la actualmente residente en él, equivale a –
0.33%, colocándolo en el noveno lugar en expulsión de población a nivel nacional.
A pesar de lo descrito en el párrafo anterior, si en lugar de tomar a la población
nacida en el Estado, se considera a la residente en 1995, se obtiene un SNM de –
3.51, ubicándolo como el segundo en expulsión de población en el período 1995-
2000, sólo superado por el Distrito Federal. Con respecto a las diferencias por
sexo, los hombres alcanzan un SNM de –3.67 y las mujeres uno un tanto menor, –
3.35.
Por otro lado, en la Tabla III.6. se muestran datos extraídos del INEGI en materia
de migración, del apartado “Población de 5 años y más por municipio de
residencia actual y lugar de residencia en octubre de 2000 según sexo” del II
Conteo de Población y Vivienda 2005, Resultados definitivos, Tabulados básicos.
Con base en esta información se muestra en la Figura III.10. la proporción de
hombres y mujeres que emigraron de Veracruz, para el año 2000.
Tabla III.6. Tasa de crecimiento medio anual para el Estado y el País, del periodo
de 1900 a 2000.
Municipio Veracruz Estado Veracruz Residentes en la entidad en octubre de 2000 437253 6216579 Residentes en otra entidad en octubre de 2000 15427 121370 Hombres residentes en otra entidad en octubre de 2000 7737 61245 Mujeres residentes en otra entidad en octubre de 2000 7690 60125 Residentes en EUA en octubre de 2000 579 8910
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77377690
Hombres residentes en otra entidad en octubre de 2000Mujeres residentes en otra entidad en octubre de 2000
Figura III.10. Proporción de hombres y mujeres residiendo en otra entidad en
octubre de 2000.
Población Económicamente Activa.
La Población Económicamente Activa (PEA) en el estado de Veracruz representa
el 47.7% de la población total, de la cual el 1.2% se encuentra desocupada. En la
Figura III.11. se muestra la evolución de la PEA de 1990 a 2000 con respecto al
total nacional, así como también se muestra el porcentaje de la PEA desocupada.
La posición geográfica de Veracruz favorece al comercio por vía marítima, por lo
que la actividad económica del Municipio está fuertemente relacionada con el
movimiento portuario: el Sector terciario ocupa al 74.5% de la PEA; mientras que
en el Sector secundario (21.5% del PEA), sobresalen las ramas química,
petroquímica, metalúrgica, mecánica, alimenticia y de la construcción (6.3%); en
contraste, el Sector primario ocupa tan solo al 1.1% de la PEA.
En la PEA se observa una disminución de la población empleada en actividades
agrícolas de 13.78% del año 1970 a 4.16% en el 2000; la industria manufacturera
redujo su participación 19.09% en 1970 a 15.42% en 1990, manteniendo esta
pérdida de participación, quedando en 11.28% durante el año 2000.
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0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
1990 1995 2000
MéxicoVeracruz
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
1990 1995 2000
MéxicoVeracruz
PEA MAYOR A 12 AÑOS PEA DESEMPLEADA
Figura III.11. Porcentaje de población mayor a 12 años económicamente activa y
Porcentaje de PEA desempleada para el año 2000.
Durante la década de los 70’s se empieza a notar una baja en las actividades
primarias (principalmente agropecuarias, forestales y pesqueras) en el PIB de la
Entidad y una mayor importancia de la ganadería, los cultivos comerciales y de
exportación, así como la actividad industrial. Para el lapso de 1970 a 1980, la
participación de Veracruz en el producto nacional se redujo de 6.5% a 5.8%;
mientras que en el sector agropecuario las actividades pasaron de un 19.4% a
12.3% en su aportación al PIB estatal.
Finalmente, en lo que se refiere a la actividad manufacturera, tras la importancia
clave que Veracruz tuvo en la industrialización de alimentos, bebidas y productos
textiles en la época de la sustitución de importaciones, se ve rebasado entre 1965
y 1975 por cambios en el modelo de acumulación nacional, que entraba en su fase
monopólica y la apertura al capital extranjero (Maldonado y Palma, 2006). En la
siguiente figura (Figura III.12.) se muestra la proporción de la PEA con respecto a
las diferentes actividades desarrolladas.
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0% 5% 10% 15% 20%
No especif iacada
Trabajador del arte
Trabajador agropecuario
Operador de maquinaria f ijas
Inspector y supervisor de la industria
Funcionario y directivo
Trabajador ambulante
Trabajador en protección y vigilancia
Ayudante, peón o similar
Jefe y supervisor adminstrativo
Técnico
Trabajador de la educación
Trabajador doméstico
Profesionista
Operador de transporte
Trabajador en servicio personal
Oficinista
Comerciante y dependiente
Artesano y obrero
Figura III.12. Proporción de PEA por actividad económica.
Factores socioculturales.
En lo que se refiere a los factores socioculturales que pudieran relacionarse de
algún modo con el proyecto, se pueden mencionar lo siguiente: el nivel de
aceptación del proyecto en términos generales es bueno, siendo el principal
indicador la escasa dificultad para la obtención del derecho de vía con los
propietarios de los predios por donde se ubica el trazo de la obra.
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Cabe destacar que dentro del área de afectación no se prevé impacto a un área
cercana a la trayectoria que es utilizada con fines de recreación, siendo importante
destacar que esta es propiedad de una de las empresas beneficiadas por la
operación futura del gasoducto, siendo los principales favorecidos con su función
los mismos trabajadores.
Finalmente, es conveniente mencionar que no se encontraron evidencias
arqueológicas en el trazo que representa la obra ni en sus áreas aledañas, ni
ningún otro vestigio histórico. En lo referente al uso que se le otorga al suelo del
área de influencia del proyecto, se puede mencionar que netamente es de carácter
industrial.
I.6. CARACTERÍSTICAS CLIMÁTICAS. Gran parte del estado de Veracruz se encuentra influenciada por climas de tipo
tropical, sin embargo, la presencia de serranías afecta la distribución de los tipos
presentes. De forma general, puede mencionarse que en el Estado los climas se
distribuyen de manera paralela a la línea de costa yendo de los cálidos hacia los
semisecos en las inmediaciones del continente, pasando por los semicálidos,
templados, semifríos y fríos.
Con base en el sistema de clasificación de Köppen, modificado por Enriqueta
García, en el área donde se pretende llevar a cabo el proyecto prevalece un clima
con fórmula Aw1(w), en el cual la temperatura media anual es mayor a 22°C y la
temperatura del mes más frío mayor a 18°C, mientras que la precipitación del mes
más seco es menor al 5% anual.
Es importante mencionar que en la región se presenta una condición de canícula,
que consiste en una pequeña temporada en la que se registran menos lluvias
dentro de la estación lluviosa, llamada también sequía de medio verano o estío,
como se muestra en la Figura III.13.
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Figura III.13. Unidades climáticas presentes en el municipio de Veracruz.
I.6.1. Temperatura.
La Estación meteorológica más cercana al proyecto es la 30093 “Loma Fina, Paso
de Ovejas”, ubicada en el municipio de Veracruz. Durante los últimos 20 años
que se pudo tener registro vía Internet
(http://www.csva.gob.mx/sih/proyecto_2/form_estclima.php), se obtuvo una
temperatura media anual de 20.9°C (de 1984 a 2003).
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Las temperaturas pueden observadas en la Tabla III.7., además de los promedios
de las temperaturas máximas y mínimas mensuales de dichos periodos.
Tabla III.7. Datos climatológicos de la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de
Ovejas” de 1984 a 2003.
Temp.
°C Ene Feb Mar Abril May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Prom. 17.2 17.9 19.7 22.2 20.4 24.2 22.8 22.8 22.9 21.9 20.3 18.0
Máx. 27.4 28.6 30.3 32.7 34.2 33.6 32.2 32.4 30.5 30.6 29.6 27.7
Mín. 15.5 16.1 17.9 20.1 22.3 22.8 21.7 21.6 21.8 20.3 18.5 16.3
I.6.2. Precipitación pluvial. El área donde se pretende realizar el proyecto posee una precipitación media
anual de 886.1 mm (milímetros) anuales, esto tomando en cuenta solamente 15
años donde fueron tomados los registros de todos los meses de cada año, dentro
del periodo 1984 – 2003 en la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de Ovejas”. De
acuerdo a la información contenida en la cartografía del INEGI, en la zona se
presenta una precipitación total anual de 1,200 a 1,500 mm anuales (Figuras III.14
y III.5). Esta precipitación se descarga principalmente durante el verano, ya que
durante cuatro meses (Junio a Septiembre) se precipita el 82% del total anual, y
cerca de la mitad (47%) durante Junio y Julio; siendo la estación de invierno la
más seca, ya que de Enero a Marzo solo se registra el 3% de las lluvias.
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0
50
100
150
200
250
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC0
25
50
75
100
125Temperaturas mínimasPrecipitaciónTemperaturas máximasTemperatura media
Figura III.14. Diagrama ombrotérmico de la Estación 30093 “Loma Fina, Paso de
Ovejas” (1984 a 2003).
Figura III.15. Precipitación total anual para el municipio de Veracruz y los
alrededores.
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I.6.3. Dirección y velocidad del viento. Dentro de la población local se le denomina “surada” a los vientos que contrarios a
los nortes, provienen del sur, siendo calientes y secos, ya que su procedencia es
de tipo continental. Estos vientos generalmente se presentan en el periodo de
canícula, lo que agrava esta corta temporada de menor precipitación. En la Figura
III.16. se muestra el patrón de vientos mediante la esquematización de una Rosa
de Vientos construida a partir de valores del periodo de 1997 al 2001.
Figura III.16. Rosa de los vientos de la región de Veracruz.
I.7. INTEMPERISMOS SEVEROS. En el estado de Veracruz no se registran de manera regular, eventos
meteorológicos de efectos severos. En este sentido, los huracanes son los que
cobran mayor importancia, por su frecuencia. Esto debido a que Veracruz se
encuentra en el área de influencia de la Sonda de Campeche, que es una de las
regiones generadoras de huracanes.
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Los meteoros que se forman en esta sonda, aparecen a partir de junio con ruta
norte, noroeste, afectando principalmente a los estados de Veracruz y Tamaulipas.
Además en ocasiones se presentan huracanes que se forman en la región oriental
del Atlántico. Estos huracanes por lo general son más potentes, de trayectorias
más largas, generalmente se dirigen al oeste penetrando en el Mar Caribe,
Yucatán, Tamaulipas y Veracruz, en ocasiones virando hacia el norte, afectando
las costas de los Estados Unidos de Norteamérica.
La temporada de ciclones tropicales en la vertiente que corresponde al estado de
Veracruz, inicia el 1 de junio y culmina el 30 de noviembre, abarca la finalización
de la primavera, el verano, así como parte del otoño, aunque los sistemas
ciclónicos pueden presentarse en algunas ocasiones, anterior a la temporada y
raras veces posterior a ella. Para clasificar a los ciclones tropicales y huracanes,
se utiliza la escala Saffir-Simpson, la cual es una escala que clasifica los
huracanes según la intensidad del viento, desarrollada en 1969 por el ingeniero
civil Herbert Saffir y el director del Centro Nacional de Huracanes de Estados
Unidos, Bob Simpson. Los parámetros para asignar una categoría se incluyen en
la Tabla III.8. y los daños causados en cada una de las categorías se describen en
la Tabla III.9.
Tabla III.8. Escala de Saffir-Simpson para la clasificación de ciclones tropicales y
huracanes.
Tipo Etapa y/o
Categoría Presión en Milibares
(mb)
Vientos Máximos en Nudos
Vientos máximos en Km/h
Marea de Tormenta en
m Depresión Tropical
Depresión Tropical
< 34 62
Tormenta Tropical
Tormenta Tropical
34 – 63 63 – 117
Huracán H. 1 > 980 64 – 82 118 – 152 1.22 – 1.524 Huracán H. 2 965 - 980 83 – 95 153 – 176 1.83 – 2.44 Huracán H. 3 945 - 965 96 – 112 177 – 208 2.74 – 3.66 Huracán H. 4 920 - 945 113 - 135 209 – 250 3.96 – 5.47 Huracán H. 5 < 920 > 135 > 250 > 5.48
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Tabla III.9. Nivel de daños causado por huracanes en cada una de las categorías
de Saffir-Simpson.
Clasificación Efectos H. 1 Sin daños en las estructuras de los edificios.
Daños básicamente en casas flotantes no amarradas, arbustos y
árboles.
Inundaciones en zonas costeras y daños de poco alcance en puertos.
H. 2 Daños en tejados, puertas y ventanas.
Importantes daños en la vegetación, casas móviles, etc.
Inundaciones en puertos así como ruptura de pequeños amarres.
H. 3 Daños estructurales en edificios pequeños.
Destrucción de casas móviles.
Las inundaciones destruyen edificaciones pequeñas en zonas
costeras y objetos a la deriva pueden causar daños en edificios
mayores.
Posibilidad de inundaciones tierra adentro.
H. 4 Daños generalizados en estructuras protectoras, desplome de
tejados en edificios pequeños.
Alta erosión de bancales y playas.
Inundaciones en terrenos interiores.
H. 5 Destrucción de tejados completa en algunos edificios.
Las inundaciones pueden llegar a las plantas bajas de los edificios
cercanos a la costa.
Puede ser requerida la evacuación masiva de áreas residenciales.
En la Figura III.17. se muestra un mapa con la velocidad máxima de los vientos
que se presentan para el estado de Veracruz y en la Tabla III.10. se muestran los
huracanes, tormentas o depresiones tropicales que han afectado a la Entidad,
desde 1930 hasta 2005 registrando la fecha, nombre, categoría máxima, lugar de
origen y lugar de entrada (Gómez Ramírez, 2006).
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Ocasionando daños considerados como menos severos para la zona, se registran
en promedio 23.67 días al año con tormentas eléctricas, ocurriendo principalmente
entre los meses de junio y septiembre. Por otro lado, las granizadas, heladas y
nevadas no se registran en el lugar donde se pretende llevar a cabo el proyecto,
ya que la zona está enclavada en la región tropical.
Figura III.17. Velocidades máximas de vientos para el estado de Veracruz.
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Tabla III.10. Nivel de daños causado por huracanes en cada una de las categorías de Saffir-Simpson. Fecha Nombre Etapa y/o
Categoría Máxima
Localización de Origen
Espacio Marino de Origen Lugar de impacto
en Veracruz
Inicio Término Latitud Norte
Longitud Oeste
Atlántico Norte
Mar Caribe
Golfo de
México 10/08/1931 18/08/1931 Tormenta Tropical 3 Tormenta Tropical 14.3° 58.5° Centro 05/09/1931 12/09/1931 Huracán # 5 Huracán 3 12.5° 55.5° Norte
08/09/1931 16/09/1931 Huracán # 6 Huracán 2 17.2° 52.8° Centro-
Sur 25/09/1932 03/10/1932 Huracán # 7 Huracán 3 16.3° 56.3° Centro 14/07/1933 20/07/1933 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 17.5° 59.8° Norte 26/08/1933 29/08/1933 Tormenta Tropical # 10 S/N Tormenta Tropical 18.6° 93.8° Norte 10/09/1933 15/09/1933 Huracán # 14 S/N Huracán 1 16.0° 87.6° Norte 16/09/1933 25/09/1933 Huracán # 15 S/N Huracán 2 11.0° 54.7° Norte 26/08/1934 1/09/1934 Huracán # 5 S/N Huracán 1 27.2° 88.0° Norte
30/08/1935 1/09/1935 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 22.0° 87.5° Centro-
Sur 28/08/1936 30/08/1936 Huracán # 10 S/N Huracán 1 18.3° 86.3° Norte 23/09/1941 30/09/1941 Huracán # 4 S/N Huracán 3 14.0° 59.3° Centro 16/08/1944 24/08/1944 Huracán # 4 S/N Huracán 3 12.3° 57.0° Norte 19/09/1944 22/09/1944 Huracán # 8 S/N Huracán 1 19.3° 83.8° Sur 25/08/1946 26/08/1946 Tormenta Tropical # 3 S/N Tormenta Tropical 20.5° 93.2° Norte
20/09/1949 26/09/1949 Huracán # 8 S/N Huracán 2 26.0° 92.0° Centro-
Sur
08/10/1950 10/10/1950 Huracán Item Huracán 2 20.8° 90.6° Centro-
Sur 12/08/1951 23/08/1951 Huracán Charlie Huracán 4 12.2° 45.7° Norte 20/091951 21/09/1951 Tormenta Tropical George Tormenta Tropical 19.8° 93.0° Norte
11/09/1954 12/09/1954 Huracán Florence Huracán 1 20.9° 94.7° Centro-
Norte 04/09/1955 6/09/1955 Huracán Gladys Huracán 1 20.6° 94.1° Norte 10/09/1955 20/09/1955 Huracán Hilda Huracán 3 16.8° 61.3° Norte
21/09/1955 30/09/1955 Huracán Janet Huracán 5 13.2° 54.3° Centro-
Norte 25/07/1956 27/07/1956 Huracán Anna Huracán 1 20.6° 92.7° Norte 10/09/1956 12/09/1956 Tormenta Tropical Dora Tormenta Tropical 20.5° 91.1° Norte
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IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO.
En este Capítulo se presenta la vinculación del proyecto con respecto a los
lineamientos incluidos en los diferentes programas de desarrollo urbano.
I.8. PROGRAMA DE DESARROLLO MUNICIPAL. Programa de Ordenamiento Urbano de la Zona Conurbada Veracruz – Boca del Río - Medellín – Alvarado, Ver. Veracruz 2002-2004
El Programa establece objetivos, políticas, estrategias e instrumentos específicos
para su implementación, en base a las disposiciones que establecen la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; la Ley General de
Asentamientos Humanos; la Constitución Política del Estado Libre y Soberano de
Veracruz – Llave; Ley Orgánica de la Administración Pública; Ley de Desarrollo
Regional y Urbano y la Ley Orgánica del Municipio Libre. Su estructura se
establece en seis apartados en los que se desglosa toda la información necesaria
para su desarrollo y los cuales corresponden a las siguientes fases metodológicas:
Antecedentes, Diagnóstico, Normatividad, Estrategia, Programación e
Instrumentación.
El Programa en sí ordena una zonificación primaria de las localidades
involucradas, donde se diferencian las superficies y usos para cada zona,
delimitando la estructura de la Zona Conurbada y describiendo las áreas de
reserva, ya sean industriales, ecológicas, territoriales y espaciales. Asimismo,
estructura la zona urbana en una zonificación secundaria, definiendo usos
permisibles y condicionados para cada desagregado, a partir de las características
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de suelo –densidad, COS, CUS- así como los elementos que dan servicio a la
población.
Capítulo 4 “ESTRATEGIA” 4.1. ESTRATEGIA GENERAL DEL PLAN…
4.2. POLÍTICAS DE DESARROLLO…
4.3. LINEAMIENTOS ESTRATÉGICOS Los lineamientos estratégicos establecen la organización espacial prevista para la
Zona Conurbada mediante su división en distritos funcionales para el área urbana,
las áreas de reserva y las áreas rurales que fueron determinadas.
…
Las acciones se establecen en plazos temporales denominados horizontes y los
lineamientos estratégicos se subdividen en los siguientes aspectos:
• Vivienda.
• Incorporación del suelo al desarrollo.
• Reservas (territoriales, ecológicas, industriales, especiales). Dentro del apartado 4.3.4. Reservas, específicamente en el destinado a Reserva
Industrial, se menciona lo siguiente:
La Zona conurbada constituye un conglomerado urbano en el cual se ha
desarrollado una infraestructura industrial de importancia así como condiciones de
desarrollo urbano que la hacen sujeto de inversión industrial, comercial y turística.
El Gobierno del Estado de Veracruz a través de las Secretarías de Desarrollo
Regional y Desarrollo Económico y con la concurrencia de los Ayuntamientos
participantes han definido políticas generales para el diseño y aplicación de una
estrategia que busca la consolidación de un desarrollo económico y urbano que
reactive y consolide la base económica ante las nuevas condiciones de los
mercados globales y la integración regional.
Reserva Industria Pesada. La zona industrial de la Zona Conurbada enfocada
principalmente a la industria manufacturera y metal-metalmecánica se localiza al
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Oeste de la mancha urbana sobre la carretera libre a Xalapa; las principales
industrias se asientan en la Ciudad Industrial Bruno Pagliai así como otras
ubicadas en esta zona como TAMSA y MASECA. Esta ubicación estratégica
permite un fácil acceso a mercados nacionales e internacionales por su relativa
cercanía al Puerto de Veracruz, así como por medio de sus enlaces ferroviarios,
carreteros y aéreos contemplando los requerimientos de la infraestructura
industrial presentes y a futuro.
La presente estrategia determina en forma general las reservas para la expansión
de la industria hasta el año 2020 en base a la importancia industrial de la zona
conurbada. Para tal fin, se determinó como reserva industrial, una superficie
constituida por secciones de los predios II-0061-G, II-0021-2M, II-0062-G, II-0018-
C4, II-0064-G, II-0065-G, II-0020-2M, II-0009-F1, II-0032-M, II-0026-M y II-0029-M
de 1,407.8079 ha (hectáreas) localizados en torno de la ciudad industrial Bruno
Pagliai y a las industrias MASECA y TAMSA. Lo anterior en la búsqueda de un
equilibrio entre usos industriales y habitacionales optimizando la infraestructura
existente y la posibilidad de enlaces carreteros, portuarios, ferroviarios y aéreos.
Se considera que la industria asentada en estas reservas deberá continuar la
especialización funcional encaminada a la industria metal-mecánica y de
transformación, ya que se considera la más adecuada en función de las
condiciones existentes para ello.
Reserva Ecológica Productiva Esta reserva tiene la finalidad de constituir un área que envuelva la ciudad en la
cual el medio natural contrarreste los efectos negativos implícitos en el desarrollo
urbano. Esta área es complementaria del centro de población asegurando el
desenvolvimiento de las actividades ecológicas y agropecuarias. Se ha
considerado en el Programa la constitución de una reserva de preservación
ecológica con fines productivos. La superficie total asciende a 27,863.7457 Has.
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Esta se extiende de forma homogénea a partir de la manche urbana actual siendo
dispuesta con anterioridad a las reservas habitacionales.
Los usos agropecuarios continuarán siendo desempeñados por los propietarios en
sus predios sin permitirse los usos urbanos hasta que exista un adecuado
producto de un consenso del H. Ayuntamiento y el Gobierno del Estado con la
finalidad de realizar un estudio específico para cada caso.
Reservas Especiales (Área de Amortiguamiento) Se ha considerado necesario el establecimiento de áreas de amortiguamiento en
torno a los suelos con uso industrial localizados principalmente al oeste de la
mancha urbana en el límite entre la reserva industrial y las reservas habitacionales
o poblados rurales….
Considerando lo anteriormente expuesto, la ejecución del proyecto en la
trayectoria propuesta, contribuirá al logro de los objetivos y metas del desarrollo en
la localidad al coadyuvar en la provisión de los servicios de gas natural,
fomentando de la misma manera el impulso económico de la región. Asimismo,
tomando en cuenta que el abastecimiento permitirá también la operación del
sector industrial denominado PIBN, la construcción del gasoducto representa una
prioridad regional al sustituir los dos ductos actuales que abastecen la zona
industrial en la actualidad (el de la Cabeza Olmeca y el de la Av. Cuauhtémoc y J.
B. Lobos), atendiendo los reclamos de la ciudadanía y de la Autoridad municipal,
además de generar a la par de manera indirecta fuentes de empleo que permitirán
satisfacer en parte las necesidades de la sociedad.
En el Anexo 1 de este documento, se incluye una copia del Oficio No.
DGFEyP/246/08 del 28 de Abril del actual, dirigido al Ing. Sergio A. de la Maza
Jiménez (Presidente de la Unidad de Autoabastecimiento de Gas Natural “Bruno
Pagliai”) por el Lic. Miguel Rolón García (Director General de Fomento Económico
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y Portuario de la Secretaría de Desarrollo Económico y Portuario del Gobierno del
Estado de Veracruz, donde hace mención de su apoyo a la iniciativa de la
construcción del gasoducto que propone este Estudio a esa Secretaría; citando
además que se encuentra comisionado por instrucciones del Lic. Fidel Herrera
Beltrán (Gobernador) y del Dr. Carlos García Méndez (Secretario) para efectuar
junto con el personal que este designe la gestión de los trámites requeridos ante
las autoridades municipales, estatales y federales, y poder así concretar el
establecimiento de la obra.
Finalmente, tal como se mencionó con anterioridad, el Plano No. 7 del Anexo
Cartográfico muestra la ubicación del trazo propuesto en una zona totalmente de
uso industrial tomando en cuenta la zonificación del Programa de Ordenamiento
de la Zona Conurbada de 1998. En referencia a la Actualización del mismo en su
versión 2002-2004, es indispensable señalar que, de acuerdo al Plano D-11
“Zonificación Primaria” con fecha Marzo de 2002 que se encuentra integrado al
anexo cartográfico del Programa en comento, 2,667 m (62.31%) del eje del
gasoducto se localizan en la zona denominada como Reserva Industrial y los
1,613 m restantes en la Reserva Ecológica Productiva (que considerando los ocho
metros del derecho de vía arroja como resultado una superficie de afectación de
1.2904 ha de las 27,863.7457 ha definidas en el Programa, equivalentes al
0.0046%). Ahora bien, tomando en cuenta la zonificación plasmada en el Plano E-
02 “Zonificación Primaria” de Mayo de 2002 que también forma parte integrante
del anexo cartográfico del Programa, 2,725 m (63.67%) del eje del gasoducto se
localizan en la carretera de más de dos carriles, 1,243 m (29.05%) en la zona
industrial y 312 m (7.28%) en la superficie de amortiguamiento. Para una mejor
comprensión de lo anterior, se adjuntan de manera consecuente los dos planos de
zonificación de los usos de suelo permitidos en la longitud del gasoducto como
parte del anexo cartográfico del Estudio. Para los tramos comprendidos en la
reserva ecológica y zona de amortiguamiento, se adoptarán las de
recomendaciones realizadas con anterioridad para las distintas fases de
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implementación del proyecto, con el propósito de lograr el aprovechamiento
racional y sostenido de los recursos naturales, así como aminorar los impactos
adversos sobre el ambiente:
I.9. PROGRAMA DE DESARROLLO URBANO ESTATAL. Plan Veracruzano de Desarrollo 2005-2010.
Es el instrumento rector que establece las políticas y acciones públicas del
Gobierno estatal, así como las líneas estratégicas y prioridades programático-
presupuestales. Parte de un diagnóstico que evidencia los retos y las debilidades
que enfrenta la Entidad, al tiempo que reconoce las oportunidades, fortalezas y
capacidades con las que cuenta Veracruz para superar con responsabilidad y
equidad sus carencias.
En la formulación del Plan se consideraron 10 criterios básicos que dan sustento a
los objetivos, estrategias y acciones específicas, a continuación se presenta un
condensado de dichos extractos:
1) Garantía a las libertades, respeto a los derechos humanos y su promoción
permanente para impulsar la más amplia inclusión ciudadana, en especial de
mujeres y jóvenes, a fin de lograr su mayor participación social.
2) Combate a la pobreza, la marginación y la discriminación de todo tipo, como
base del impulso al bienestar social y al mejoramiento del nivel de vida de la
población.
3) Mejoramiento de los servicios públicos, en particular los de salud, educación,
comunicaciones y transportes.
4) Sustentabilidad, conservación, restauración y aprovechamiento racional del
medio ambiente.
5) Eficiencia y calidad, así como productividad y competitividad, en todas las
actividades públicas y privadas.
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6) Desarrollo regional y urbano que distribuya mejor los beneficios sociales, tanto
en términos demográficos como geográficos.
7) Gobernabilidad democrática, con articulación entre los órdenes de gobierno,
de acuerdo con sus respetivas atribuciones, con base en la transparencia, el
acceso a la información y la rendición de cuentas.
8) Modernización y mejoramiento de la seguridad pública, la procuración y la
impartición de justicia; así como de la prevención del delito y la readaptación
social.
9) Planeación obligatoria de las acciones del sector público estatal, que
comprende la formulación, la ejecución, la evaluación, y el control del Plan y
los programas que de éste se deriven, en un contexto de articulación y
corresponsabilidad con la sociedad.
10) Desarrollo educativo y cultural, que propicie y apoye la innovación y la
creatividad, promueva los valores cívicos y contribuya la convivencia pacífica.
Cada Capítulo del Plan inicia con un diagnóstico específico del tema en cuestión y
con una consideración conceptual sobre la posición del gobierno del estado
respecto a dicho tema. Posteriormente, se presentan los objetivos, líneas
estratégicas, acciones prioritarias y, en su caso, los proyectos detonadores.
Las problemáticas sectorial y regional de la Entidad son abordadas en los
Capítulos V y VI del Plan, con el propósito de proporcionar un contexto para ubicar
las estrategias que se presentan a partir del Capítulo VII: Medio ambiente;
combate a la pobreza; educación; cultura; recreación y deporte; y salud.
Dentro del Capítulo V “Estrategia Sectorial” se habla del sector Industria en el
apartado V.3, indicándose lo siguiente: “Veracruz contrasta con otras regiones del
país en términos de su proceso de industrialización. Por una parte, porque este se
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inició y ha sido altamente dependiente del desenvolvimiento de las actividades de
PEMEX en la entidad, en particular de la industria petroquímica en el sur del
Estado. Por otra, porque la industrialización ha respondido a un patrón de lunares
de manufacturas, más que al de cadenas. Esto tiene como resultado que en el
Estado las manufacturas tengan un peso relativamente menor (18.4% del
Producto Interno Bruto estatal) en comparación con 20% a nivel nacional.”
Más adelante, en el apartado V.3.1. se habla de un Diagnóstico en el que se
establece que la disponibilidad de recursos naturales, tierra, agua, de
infraestructura adecuada para la industria, la cercanía geográfica a los principales
mercados nacionales y del exterior, y el aprovechamiento de esquemas para
promover la atracción de actividades manufactureras, constituyen oportunidades
que no deben dejarse pasar. El reto es crear las condiciones adecuadas para
promover y facilitar que se instalen nuevas empresas industriales en Veracruz, en
coordinación con el sector empresarial y los municipios.
Dentro del apartado V.3.2. “Objetivos” se establecen los siguientes:
• Recuperar el sector industrial como uno de los motores fundamentales de la
actividad económica en Veracruz.
• Impulsar un patrón de industrialización distinto, basado en manufacturas de
alta sofisticación que requieran tecnologías de punta, y que se complementen
con servicios de alta especialización.
• Promover el establecimiento de industrias de proceso que aprovechen las
ventajas competitivas de Veracruz.
Dentro del apartado V.3.3. que habla sobre las Líneas estratégicas se detalla lo
siguiente:
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• Desarrollar nuevos esquemas para ubicar y localizar físicamente nuevas
industrias acordes con sus necesidades y sus requerimientos, con apego a
estándares estrictos de seguridad industrial, utilizando para ello las diversas
modalidades existentes, entre las que destacan parques industriales, villas,
clusters, distritos, redes.
• Promover el desarrollo de infraestructura de transporte, almacenamiento y
distribución de gas natural en el Estado, con objeto de ofrecer a usuarios
residenciales, comerciales e industriales acceso a un energético alternativo,
limpio, seguro y competitivo, lo que redundará también en un mayor desarrollo
regional.
Dentro del apartado V.3.4. que determina las acciones prioritarias se define lo
siguiente:
• Promover la modalidad de contratos de largo plazo para el suministro de gas
natural y derivados petroquímicos entre Pemex y empresas petroquímicas
asentadas o interesadas en localizarse en el Estado.
• Apoyar y participar en el proceso de licitación para construir y operar sistemas
de distribución de gas natural en las principales ciudades del Estado.
Bajo dicha perspectiva, la realización del proyecto no contraviene este instrumento
de planeación al promover el desarrollo de infraestructura para la distribución de
gas natural en las instalaciones del PIBP y en un futuro del Parque Industrial
Santa Fe, además de pretender satisfacer la demanda del producto en la zona
industrial ubicada en las afueras de la Cd. de Veracruz.
Es necesario mencionar que la construcción del gasoducto ha sido planeada de
manera que impacte lo menos posible el ambiente, la ejecución de las actividades
propuestas permitirá mejorar las prácticas operativas y cumplir con las metas de
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producción de los grupos empresariales, impulsando de la misma manera el
desarrollo de los centros industriales estratégicos.
I.10. PLAN NACIONAL DE DESARROLLO. El proyecto se encuentra acorde con los lineamientos del Plan Nacional de
Desarrollo al respetar las áreas destinadas para ampliación de infraestructura, así
como en proporcionar un proyecto que favorezca el establecimiento de nuevas
industrias con la finalidad de que pueda incrementarse el número de empleos
permanentes en la zona.
De acuerdo a la información que proporciona la empresa, el proyecto cumplirá con
los lineamientos que establezcan las diferentes dependencias que intervienen en
un proyecto de esta magnitud.
I.11. DECRETOS Y PROGRAMAS DE MANEJO DE ÁREAS NATURALES
PROTEGIDAS.
La ubicación del proyecto no concuerda con los límites de las ANPs de regulación
federal ubicadas en Veracruz.
Programa Regiones Prioritarias para la Conservación de la Biodiversidad. El Programa Regiones Prioritarias para la Conservación de la Biodiversidad se
orienta a la detección de áreas cuyas características físicas y bióticas favorezcan
condiciones particularmente importantes desde el punto de vista de la
biodiversidad.
En este sentido, la CONABIO ha impulsado un programa de identificación de
regiones prioritarias, considerando los ámbitos terrestre (regiones terrestres
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prioritarias), marino (regiones prioritarias marinas) y acuático epicontinental
(regiones hidrológicas prioritarias) para los cuales, a través del desarrollo de
talleres de especialistas, se definieron las áreas de mayor relevancia en cuanto a
la riqueza de especies, presencia de organismos endémicos y áreas con un mayor
nivel de integridad ecológica, así como aquéllas con mayores posibilidades de
conservación en función de los aspectos sociales, económicos y ecológicos. Con
este marco de planeación regional, se espera orientar los esfuerzos de
investigación que optimicen el conocimiento de la biodiversidad en México.
a) Regiones Terrestres Prioritarias.
El Proyecto Regiones Terrestres Prioritarias (RTP), en particular, tiene como
objetivo general la determinación de unidades estables desde el punto de vista
ambiental en la parte continental del territorio nacional, que destaquen la
presencia de una riqueza ecosistémica y específica comparativamente mayor que
en el resto del país, así como una integridad ecológica funcional significativa y
donde, además, se tenga una oportunidad real de conservación. La
identificación de las regiones prioritarias es el resultado del trabajo conjunto
de expertos de la comunidad científica nacional, coordinados por la
CONABIO.
Como producto del proyecto para la identificación de regiones, se obtuvo un
Mapa en Escala 1:1´000,000 con 152 RTPs para la conservación de la
biodiversidad en México, que cubren una superficie de 515,558 km2,
correspondiente a más de la cuarta parte del territorio.
Análisis geográfico: El proyecto no se encuentra dentro de alguna RTP para
la conservación, la más cercana es la identificada con el número 123
denominada como “Dunas costeras del centro de Veracruz”; no previéndose
afectación por su realización en el sitio propuesto.
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b) Regiones Hidrológicas Prioritarias.
En Mayo de 1998, la CONABIO inició el Programa de Regiones Hidrológicas
Prioritarias (RHP) con el objetivo de obtener un diagnóstico de las principales
subcuencas y sistemas acuáticos del país considerando las características de
biodiversidad y los patrones sociales y económicos de las áreas identificadas, para
establecer un marco de referencia que pueda ser considerado por los diferentes
sectores para el desarrollo de planes de investigación, conservación uso y manejo
sostenido.
Con la información generada en los talleres interdisciplinarios, se elaboraron
mapas del territorio nacional (Escala 1:1´000,000) de las áreas prioritarias
concensuadas por su biodiversidad, uso de recursos, carencia de información
y potencial para la conservación, así como una ficha técnica de cada una con
información de tipo biológico y físico, problemática y sugerencias identificadas
para su estudio, conservación y manejo.
Se identificaron 110 RHPs por su biodiversidad, de las cuales 82
corresponden a áreas de uso y 75 a áreas de alta riqueza biológica con
potencial para su conservación; dentro de estas dos categorías, 75
presentaron algún tipo de amenaza. De igual forma, se identificaron también
29 áreas que son importantes biológicamente pero carecen de información
científica suficiente sobre su biodiversidad.
Análisis geográfico: El área de estudio no se encuentra dentro de alguna
RHP para la conservación, la más cercana es la identificada con el número 77
denominada como “Río La Antigua”; no previéndose afectación por su realización
en el sitio propuesto.
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c) Regiones Marinas Prioritarias. En 1998 se realizaron dos talleres en los que se definieron áreas prioritarias de
biodiversidad en las zonas costeras y oceánicas de México, las cuales son de gran
importancia debido a la situación geográfica de nuestro país con costas en cuatro
mares principales: Pacífico, Golfo de California, Golfo de México y Mar Caribe, y
niveles de riqueza, diversidad y endemismos comparables con los de la biota
continental. Estos ecosistemas además se encuentran pobremente representados
en las ANPs del país y frecuentemente entran en conflicto con diversos esquemas
de utilización de los recursos.
Bajo esta perspectiva, la CONABIO instrumentó el Programa de Regiones Marinas
Prioritarias (RMP) con el apoyo de la Agencia PACKARD, USAID, FMCN y WWF,
reuniendo a un grupo de 74 expertos del sector académico, gubernamental,
privado, social y ONGs de conservación.
Como producto de este proyecto, se dispone de un Mapa del territorio nacional en
Escala 1:4´000,000 con 70 RMPs para la conservación de la biodiversidad costera
y oceánica en México, repartidas en ambas costas del país: 43 en el Pacífico y 27
en el Golfo de México-Mar Caribe.
Análisis geográfico: El área de estudio no se encuentra dentro de alguna
RMP para la conservación, la más cercana es la identificada con el número 49
denominada como “Laguna Verde-Antón Lizardo; no previéndose afectación por
su realización en el sitio propuesto.
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d) Áreas de Importancia para la Conservación de las Aves. El Programa surgió como una idea conjunta de la Sección Mexicana del Consejo
Internacional para la Preservación de las Aves (CIPAMEX) y BirdLife International.
Inició con apoyo de la Comisión para la Cooperación Ambiental de Norteamérica
(CCA) con el propósito de crear una red regional de áreas importantes para la
conservación de las aves.
A través del trabajo del grupo antes mencionado, se identificaron 170 áreas,
mismas que se difundieron, invitando a más personas a participar para
conformar 193 áreas nominadas durante 1996-1997. Estas áreas fueron
revisadas por la coordinación del Programa, constituyéndose una base de
datos. La información gráfica recabada en el taller que incluía los mapas
dibujados por los expertos de todas las áreas que fueron nominadas, se
digitalizó y sistematizó en CONABIO incorporándose en su Sistema de
Información Geográfica.
Análisis geográfico: El proyecto se ubica dentro de la poligonal
correspondiente al AICA SE-03 denominada como “Centro de Veracruz”; no
previéndose afectación de las comunidades de la avifauna local por su realización
por presentar el sitio un uso industrial, donde se presume que las condiciones
ecológicas del área no representan hábitats potenciales de anidación ni
alimentación de especies.
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I.12. NORMAS OFICIALES MEXICANAS. A continuación se enumeran las Normas Oficiales Mexicanas relacionadas con el
diseño, la construcción y operación del proyecto que deberán considerarse
principalmente para la prevención de efectos sobre los componentes de la
atmósfera, suelo, generación de residuos peligrosos, emisiones de ruido, etc. El
listado de las normas es enunciativo, más no limitativo y se presenta como una
referencia.
• 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).
• NOM-007-SECRE-1999. Transporte de gas natural.
• NOM-008-SECRE-1999. Control de la corrosión externa en tuberías de acero
enterradas y/o sumergidas.
• NOM-009-SECRE-2002. Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas
natural y gas L.P., en ductos.
• NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de Unidades de Medida.
• NOM-013-SCFI-2004. Instrumentos de medición-Manómetros con elemento
elástico-Especificaciones y método de prueba.
• NOM-063-SCFI-2001. Productos eléctricos-Conductores-Requisitos de
seguridad.
• NOM-064-SCFI-2000. Productos eléctricos- Luminarias para uso en
interiores y exteriores-Especificaciones de seguridad y métodos de prueba.
• NOM-093-SCFI-1994. Válvulas de relevo de presión (Seguridad, seguridad-
Alivio y alivio) operadas por resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce.
• NOM-022-STPS-1999. Electricidad estática en los centros de trabajo –
Condiciones de seguridad e higiene.
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• NOM-025-STPS-1999. Condiciones de iluminación en los centros de trabajo.
• NOM-026-STPS-1998. Colores y señales de seguridad e higiene, e
identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías.
• NOM-001-SEMARNAT-1996. Que establece los límites máximos permisibles
de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes
nacionales.
• NOM-041-SEMARNAT-1999. Que establece los límites máximos permisibles
de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los
vehículos automotores en circulación que usan gasolina como combustible.
• NOM-044-SEMARNAT-2006. Que establece los límites máximos permisibles
de emisión de hidrocarburos totales, hidrocarburos no metano, monóxido de
carbono, óxidos de nitrógeno, partículas y opacidad de humo provenientes
del escape de motores nuevos que usan diesel como combustible y que se
utilizarán para la propulsión de vehículos automotores nuevos con peso bruto
vehicular mayor de 3,857 kilogramos, así como para unidades nuevas con
peso bruto vehicular mayor a 3,857 kilogramos equipadas con este tipo de
motores.
• NOM-045-SEMARNAT-1996. Que establece los niveles permisibles de
opacidad del humo proveniente del escape de vehículos automotores en
circulación que usan diesel o mezclas que incluyan diesel como combustible.
• NOM-050-SEMARNAT-1993. Que establece los niveles máximos permisibles
de emisión de gases contaminantes provenientes del escape de los
vehículos automotores en circulación que usan gas licuado de petróleo, gas
natural u otros combustibles alternos como combustible.
• NOM-052-SEMARNAT-2005. Que establece las características, el
procedimiento de identificación, clasificación y los listados de los residuos
peligrosos.
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• NOM-080-SEMARNAT-1994. Que establece los límites máximos permisibles
de emisión de ruido proveniente del escape de los vehículos automotores,
motocicletas y triciclos motorizados en circulación y su método de medición
• NOM-117-SEMARNAT-1998. Que establece las especificaciones de
protección ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de los
sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos
en estado líquido y gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres
existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales.
• NOM-129-SEMARNAT-2006. Redes de distribución de gas natural.- Que
establece las especificaciones de protección ambiental para la preparación
del sitio, construcción, operación, mantenimiento y abandono de redes de
distribución de gas natural que se pretendan ubicar en áreas urbanas,
suburbanas e industriales, de equipamiento urbano y de servicios.
En la Tabla IV.1. se presenta la vinculación de la normatividad referida con las
diferentes obras y actividades que contempla el proyecto por etapa.
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Tabla IV.1. Vinculaciones del proyecto con las normas oficiales mexicanas
aplicables.
Norma Factor que
considera Etapa de
aplicación Vinculación con el
proyecto NOM-003-SECRE-2002 Gas natural y
Gas L. P. Operación y
mantenimiento La distribución del gas se sujetará a lo dispuesto en dicha Norma
NOM-007-SECRE-1999 Gas natural Operación y mantenimiento
El transporte del gas se sujetará a lo dispuesto en dicha Norma
NOM-008-SECRE-1999 Gas natural Operación y mantenimiento
La operación y mtto. del ducto se sujetará a lo dispuesto en la Norma
NOM-009-SECRE-2002 Gas natural y Gas L. P.
Operación y mantenimiento
El mtto. del ducto se sujetará a lo dispuesto en dicha Norma
NOM-008-SCFI-2002 ----- Preparación del sitio y Construcción
La planeación de la obra considera lo establecido por la Norma
NOM-013-SCFI-2004 ----- Preparación del sitio y Construcción
La planeación de la obra considera lo establecido por la Norma
NOM-063-SCFI-2001 ----- Preparación del sitio y Construcción
La planeación de la obra considera lo establecido por la Norma
NOM-064-SCFI-2000 ----- Preparación del sitio y Construcción
La planeación de la obra considera lo establecido por la Norma
NOM-093-SCFI-1994 ----- Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.
La planeación de la obra considera lo establecido por la Norma
NOM-022-STPS-1999 Seguridad e higiene
industrial
Construcción, Operación y
mantenimiento
La planeación de la obra considera lo establecido por la Norma
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Tabla IV.1. Vinculaciones del proyecto con las normas oficiales mexicanas aplicables. (Continuación).
Norma Factor que
considera Etapa de
aplicación Vinculación con el
proyecto NOM-025-STPS-1999 Seguridad e
higiene industrial
Construcción, operación y
mantenimiento
La planeación de la obra considera lo establecido por la Norma
NOM-026-STPS-1998 Seguridad e higiene
industrial
Construcción, Operación y
mantenimiento
La planeación de la obra considera lo establecido por la Norma
NOM-001-SEMARNAT-1996
Aguas residuales
Construcción La práctica de las pruebas hidrostáticas cumplirá con la Norma
NOM-041-SEMARNAT-1999
Emisiones a la atmósfera
Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.
Los vehículos que utilicen gasolina no rebasarán los límites de la Norma
NOM-044-SEMARNAT-2006
Emisiones a la atmósfera
Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.
Los vehículos que utilicen diesel no rebasarán los parámetros referidos
NOM-045-SEMARNAT-1996
Emisiones a la atmósfera
Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.
Los vehículos que utilicen diesel no rebasarán los límites de la Norma
NOM-050-SEMARNAT-1993
Emisiones a la atmósfera
Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.
Los vehículos que utilicen gas o combustibles alternos no rebasarán los niveles que permite la Norma
NOM-052-SEMARNAT-2005
Residuos peligrosos
Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.
La ejecución de la obra cumplirá con lo estipulado en la Norma y Ley Gral.
NOM-080-SEMARNAT-1994
Emisiones de ruido
Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.
Los vehículos a utilizar no rebasarán los límites máximos de la Norma
NOM-117-SEMARNAT-1998
Protección ambiental
Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.
La realización del proyecto se ajustará a los criterios de la Norma
NOM-129-SEMARNAT-2006
Protección ambiental
Preparación del sitio, Construcción, Operación y mtto.
La realización del proyecto se ajustará a los criterios de la Norma
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A continuación, en la Tabla IV.2. se incluyen las normas que se utilizarán de forma
específica para el diseño del gasoducto.
Tabla IV.2. Normas que se utilizarán para el diseño del gasoducto.
Norma Especificación
PROCESO ESPECIF. PEMEX CID NOR-N-SI-0001
Requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de tuberías de transporte.
ESPECIF.PEMEX NO. P. 2.461.02 Niveles de radiación permisible. ESPECIF.PEMEX NO. P. 4.315.07 Tubería de acero para recolección de transporte de
hidrocarburos amargos. ESPECIF.PEMEX NO. P. 2.0401.01 Símbolos de equipos de proceso (Process
equipment symbols). ESPECIF.PEMEX NO. P. 2.0431.02 Sistemas para llamas (Flare systems). ESPECIF.PEMEX NO. P. 2.0370.01 Tuberías de proceso y servicios auxiliaries, criterios
de diseño (Process and auxiliary services pipe systems criteria and advices desing)
ASME B31.8 Sistema de tubería para el transporte y distribución de gas.
API 5L Especificación para tuberías (Specification for line pipe).
NORMA NRF-001-PEMEX/2000 Tubería de acero para la recolección y transporte de hidrocarburos amargos.
API-RP-521 Guía para sistemas de relevo de presión (Guide for pressure relieving and depressuring systems).
CIVIL NORMA PEMEX NO. 3.102.01 Trazo y niveles NORMA PEMEX NO. 3.121.01 Acarreos para terracerías ESPECIF.PEMEX NO. 3.123.03 Construcción de pavimentos de concreto ESPECIF. PEMEX NO. 3.411.01 Preparación de superficies aplicación e inspección
para protección anticorrosiva cimbras para concreto.
NORMA PEMEX NO. P.4.0137.03 Acero de refuerzo para concreto. ESPECIF. PEMEX NO. P. 3.151.03 Muros, dalas y castillos. NORMA PEMEX NO. 3.151.04 Impermeabilización. NORMA PEMEX NO. 3.153.01 Pisos. NTC. Normas Técnicas Complementarias.
ELÉCTRICA N.T.I.E. Normas Técnicas Instalaciones Eléctricas. N.E.M.A. Normatividad NEMA (National Electric Manufactures
Asociation). ESPECIF. PEMEX NO. P.2.201.01 Símbolos eléctricos. ESPECIF.PEMEX NO. P.2.0203.01 Clasificación de áreas peligrosas y selección de
equipo eléctrico. ESPECIF. PEMEX NO. P.2.227.01 Proyecto y diseño de instalaciones eléctricas en
plantas industriales. ESPECIF. PEMEX NO. P.2.231.01 Alumbrado para instalaciones industriales.
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Tabla IV.2. Normas que se utilizarán para el diseño del gasoducto. (Continuación).
Norma Especificación
NORMA PEMEX NO.P.2.0353.01 Sistemas de protección catódica. ESPECIF. PEMEX NO. P.3.0413.01 Instalación de sistemas de protección catódica. ESPECIF. PEMEX NO. P.2.0220.01 Diseño de sistemas de tierra. ESPECIF. PEMEX NO. P.3.0223.01 Instalación de sistemas de conexión a tierra. NORMA PEMEX NO. P. 09.0.02 Aplicación y uso de protección catódica en tuberías
enterradas sumergidas. NFPA 78A Código de iluminación (Proposed lightning
presention code). API-C.8-A54A Protección contra fuentes de ignición por
electricidad estática (Protection against ignitions arising out of static, lighting, and stray currents).
CATÓDICA NORMA PEMEX NO.2.413.01 Sistemas de protección catódica. NORMA PEMEX NO. 3.411.01 Aplicación e inspección de recubrimientos para
protección anticorrosiva. ESPECIF. PEMEX NO.2.411.01 Sistemas de protección anticorrosiva. ESPECIF. PEMEX NO.4.411.01 Recubrimientos para protección anticorrosiva.
INSTRUMENTACION ISA-S51-1-1 1984 (R1992) Símbolos para instrumentación e identificación
(Instrumentation symbols and identification). V. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE.
En este Capítulo se incluye la información referente a las características del
gasoducto que se pretende construir, incluyendo las bases de diseño, los
procedimientos y medidas de seguridad, así como las condiciones de operación
que se mantendrán, una vez que se decrete el inicio de operaciones.
I.13. BASES DE DISEÑO.
La empresa Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S.A. de C.V. cuenta con
un Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural para el nuevo
gasoducto de 18” de diámetro.
El diseño de la ingeniería, así como la construcción del ducto será responsabilidad
de la empresa Constructora ANTAR, S.A. de C.V. De forma general, puede
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mencionarse que la instalación consiste en la construcción de un gasoducto de 18”
de diámetro y 0.460” de espesor en material API 5L X 52, el cual se construirá en
una gran parte de forma paralela a la carretera federal México-Veracruz vía
Xalapa, entre los kilómetros 430 y 435.
La finalidad del ducto será realizar el transporte de gas natural desde el gasoducto
de 48” de Cactus-San Fernando, hasta las plantas del Parque Industrial Bruno
Pagliai, bajo condiciones que permitan garantizar una operación eficiente y
segura.
Considerando que las instalaciones de distribución de gas natural están regidas
por normas, códigos y estándares, la fase de diseño de las instalaciones
contempla aspectos para dar seguridad física a los gasoductos y sus instalaciones
de operación y control.
La norma oficial mexicana NOM-003-SECRE-2002 “Distribución de gas natural” es
la principal regulación aplicada en el desarrollo de una red de distribución. Es
importante mencionar que la empresa constructora es auditada anualmente por
una Unidad de Verificación quien evalúa la conformidad con la norma antes
mencionada, así como también con la vigilancia de la Comisión Reguladora de
Energía.
El diseño bajo el cual se ha construido la red de distribución de gas natural desde
el Gasoducto de 48” Cactus-San Fernando hasta las Plantas del Parque Industrial
Bruno Pagliai, cubre aspectos que se mencionan a continuación:
• Las cargas estáticas a las que esté sometida la tubería, consideran la no
afectación por cargas externas originadas por suelos inestables, vibraciones
mecánicas o sónicas y adición de pesos adicionales a la tubería.
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• Se considerarán las cargas dinámicas por cruces especiales, tales como
carreteras, autopistas, ferrocarril, etc., incluyendo el menor número de
eventos posibles.
• La determinación del espesor necesario para soportar la presión de
operación de los ductos son corroborados con la fórmula de Barlow,
utilizando factores para clase de localización 4, en el caso de tuberías
metálicas.
• La tubería de alimentación a las Estaciones de Medición y Regulación de
Gas No. 1, No. 2 y No. 3, es de 18 pulgadas de diámetro y estará protegida
mediante recubrimiento antioxidante bajo la norma NOM-008-SECRE-1999,
Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o
sumergidas.
• Los esfuerzos debidos a afectaciones exteriores, están considerados en los
procedimientos de diseño utilizados por la empresa en los ductos de la red
de distribución.
- La tubería metálica de la red y sus estaciones cumplirá con los requisitos
de la NOM-007-SECRE-1999, que establece las especificaciones técnicas
que deben cumplir los materiales, tuberías, equipos, instalaciones
principales y accesorias y dispositivos que son necesarios para el diseño,
construcción, operación, mantenimiento e inspección de los sistemas de
transporte de gas natural.
- Las instalaciones como casetas de regulación y medición de la red de
distribución se encontrarán debidamente resguardadas de agentes
externos, a través de bardas perimetrales y/o cercas metálicas con acceso
permitido solo a personal de la propia empresa o de PEMEX Gas y
Petroquímica Básica
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El diseño de los trenes de medición y regulación, equipos de filtrado y dispositivos
de seguridad fueron realizados por la empresa constructora ANTAR, especialista
en este tipo de trabajos.
Las estaciones de medición y regulación de gas natural (EMR) City Gates 1, 2 y 3,
contarán con dos trenes de regulación y válvulas necesarias, uno funcionará de
“by pass” del otro, para cuando se requieran labores de mantenimiento y
reparación a los reguladores. Cada sistema consiste en un regulador “monitor” y
otro “activo”. El regulador de presión monitor incluye un módulo de corte por alta
presión, a fin de proteger la instalación de la sección de baja presión, el regulador
activo entrará en operación a fin de mantener la presión de salida regulada dentro
de los parámetros de diseño establecidos.
Los dos trenes de regulación están interconectados entre sí para poder recibir el
gas natural del sistema de filtración a través de un filtro coalescente vertical
diseñado y construido en base a la sección VIII del ASME div. 1 con 10 elementos
filtrantes y a su vez ambas poder suministrar gas natural a la etapa de regulación y
medición.
Una vez que se tenga el gas natural regulado a presión constante, se dejará pasar
a través de los tubos de medición tipo placa orificio marca, de igual forma se
contará con dos trenes de medición y que uno servirá de respaldo al otro en
épocas de mantenimiento o calibración.
El sistema de medición incluirá un computador de flujo marca sensores de
temperatura, un transmisor multivariable, el electro corrector de flujo tendrá la
capacidad de poder conectarse al sistema Scada de PEMEX Gas y Petroquímica
Básica bajo la característica de “modbus PEMEX”, trabajará bajo el estándar API
21.1. y contendrá la estructura de base de datos solicitada incluyendo datos
acumulados por hora y por día.
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Toda la tubería y accesorios del lado de alta presión de la estación están
diseñados bajo el estándar ANSI 600 y la parte de baja presión bajo ANSI 300.
Descripción del gasoducto.
El nuevo gasoducto a construir, mantendrá las características de diseño que se
mencionan en la Tabla V.1.
Tabla V.1. Condiciones generales de diseño.
Parámetro Máximo Normal Mínimo
Flujo de gas 147,895 m3/hr 110,404 m3/hr 8,660 m3/hr
Presión 70 kg/cm2 25 kg/cm2 22 kg/cm2
Temperatura 33 °C 23 °C 10 °C
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El proyecto contempla la construcción de una línea de 18” de diámetro X 4.28 km,
la cual tendrá la finalidad de operar el gas a una razón de 147,895 m3/hr como
máximo. El gasoducto contará con la siguiente infraestructura:
• Diseño y construcción e dos trampas, una de envío y otra de recibo de
diablos de limpieza e inspección.
• Diseño y construcción de una Estación de Filtración, Medición, Cromatografía
y Regulación (City Gate).
• Diseño y construcción de una Estación de Medición y Regulación (Estación
No. 2), localizada al interior de la Planta Tenaris-TAMSA.
• Diseño y construcción de una Estación de Medición y Regulación (Estación
No. 3).
• Un Hot-Tap de 20” d diámetro, el cual conectará la línea de 18” al ducto ya
existente de 48” Cactus San Fernando.
Adicionalmente, puede mencionarse que el gasoducto contará con la siguiente
infraestructura.
• Cuarto con equipo de Telecomunicación y monitoreo en áreas de
“Abastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai, S.A. de C.V.”
• Sistema de alimentación eléctrica propio.
• Sistema de relevo por sobrepresión.
La constructora ANTAR desarrollará la ingeniería básica y de detalle, así como la
construcción y puesta en servicio del ducto. La Estación 1 (City Gate), se
encontrará anexa al punto de interconexión con el gasoducto de 48” a través de un
Hot Tap de 20” de diámetro, pasando posteriormente por un sistema de filtrado, un
cromatógrafo, un sistema de medición y un sistema de regulación que bajará la
presión a 25 kg/cm2. Con esta presión, el gas se inyecta en el gasoducto cercano
a la trampa de envío de diablos.
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El gasoducto en la mayoría de su trayectoria corre de forma paralela a la carretera
federal antes citada, teniendo una derivación hacia el Parque Industrial Santa Fe
que se conectará en un futuro y una salida hacia la planta de tubos de TENARIS-
TAMSA.
La Estación No. 2 (que se ubicará al interior de la Planta de Tenaris-TAMSA), se
interconectará al gasoducto a 2.37 Km de la Estación No. 1. En ella se hallará una
válvula reductora de 25 Kg/cm2 a 8 Kg/cm2, luego la tubería en 18” de diámetro
seguirá enterrada dentro de las instalaciones en una longitud de 280 m (metros)
para salir y recorrer sobre el rack de tuberías existente una longitud aproximada
de 340 m para conectarse con la tubería de gas existente proveniente de la
estación reguladora actualmente en uso.
La Estación No. 3, ubicada al otro extremo del gasoducto, contará con la trampa
de diablos de recibo correspondiente, un sistema de regulación de baja presión
para el cambio de 25 Kg/cm2 a 15 Kg/cm2 y un manifold de cinco válculas para
interconectar a otras empresas de la zona.
Plan de calidad y medio ambiente.
En atención a los requerimientos de los sistemas de calidad y de administración
ambiental (ISO 9000, ISO 14000), la empresa elaborará y aplicará el Plan de
Calidad del Proyecto desde su inicio. El plan contará con lo siguiente: Plan de
Calidad del Proyecto, Plan de Calidad de las Actividades, Programa de Auditorias
del Plan de Calidad y Plan de Medio Ambiente.
Dentro el Plan de Medio Ambiente se incluye la necesidad de la realización de los
Estudios de Impacto y Riesgo Ambiental.
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Normas y especificaciones aplicables. De forma general, puede mencionarse que el diseño, construcción y puesta en
servicio del ducto se realizará de acuerdo a los estándares de calidad, seguridad y
ambientales aplicables. Se incluirán los requerimientos particulares de las
autoridades ambientales a nivel federal, estatal y municipal, así como también los
requerimientos de la empresa Abastecedora de Ga Natural Bruno Pagliai, S.A. de
C.V. y PEMEX. A continuación, en la Tabla V.2. se incluye un listado no
exhaustivo de las normas aplicables.
Tabla V.2. Normas y especificaciones que se consideran en el diseño.
Norma Contenido
Secretaría de Energía
NOM-003-SECRE-2002 Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por
ductos.
NOM-007-SECRE-1999 Transporte de gas natural
NOM-008-SECRE-1999 Control de la corrosión externa en tuberías de acero
enterradas y/o sumergidas.
Secretaría de Comercio y Fomento Industrial
NOM-08-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida.
NOM-013-SCFI-2004 Instrumentos de medición – Manómetros con elemento
elástico Especificaciones y mé3todo de prueba
NOM-093-SCFI-1994 Especificaciones de seguridad y métodos de prueba. Válvulas
de relevo de presión (seguridad, seguridad – alivio y alivio)
operadas por resorte y piloto, fabricadas de acero y bronce.
Secretaría del Trabajo y Previsión Social
NOM-022-STPS-1999 Electricidad estática en los centros de trabajo – condiciones de
seguridad e higiene.
NOM-025-STPS-1999 Condiciones de iluminación en los Centros de trabajo.
NOM-026-STPS-1998 Colores y señales de seguridad e higiene, identificación de
riesgos por fluidos conducidos por tubería.
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Tabla V.2. Normas y especificaciones que se consideran en el diseño. (Continuación).
Norma Contenido
Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales
NOM-117-SEMARNAT-1998 Que establece las especificaciones de protección
ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de
los sistemas para el transporte y distribución de
hidrocarburos y petroquímica en estado líquido y
gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres
existentes, ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y
eriales.
Normas mexicanas
NMX-B-254-1987 Acero estructural
NMX-B290-1988 Malla soldada de alambre liso de acero para refuerzo de
concreto.
NMC-C-414-ONNCCE-2004 Cementos hidráulicos – Especificaciones y métodos de
prueba
NMX-C-412-198-ONNCCE Anillos de hule empleados como empaque en las juntas
de tuberías y elementos de concreto para drenaje en los
sistemas de alcantarillado hermético.
Normas de referencia
NRF-002-PEMEX-2001 Tubería de acero para recolección y transporte de
hidrocarburos no amargos.
NRF-004-PEMEX-2003 Protección con recubrimientos anticorrosivos a
instalaciones superficiales de ductos (versión 1).
NRF-005-PEMEX-2000 Protección interior de ductos con inhibidores.
NRF-009-PEMEX-2004 Identificación de productos transportados por tuberías o
contenidos en tanques de almacenamiento.
NRF-010-PEMEX-2004 Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución
de instalaciones industriales en centros de trabajo de
PEMEX y Organismos subsidiarios.
NRF-011-PEMEX-2002 Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego
y/o atmósferas riesgosas SAAFAR.
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Tabla V.2. Normas y especificaciones que se consideran en el diseño. (Continuación).
Norma Contenido
NRF-022-PEMEX-2004 Redes de cableado estructurado de telecomunicaciones
para edificios administrativos y áreas industriales de
PEMEX y Organismos subsidiarios.
NRF-026-PEMEX-2001 Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías
enterradas y/o sumergidas.
NRF-030-PEMEX-2003 Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de
ductos terrestres para transporte y recolección de
hidrocarburos.
NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de
protección catódica.
NRF-048-PEMEX-2003 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.
NRF-070-PEMEX-2004 Sistemas de protección a tierra para instalaciones
petroleras.
NRF-084-PEMEX-2004 Electrodos para soldadura en los sistemas de ductos e
instalaciones relacionadas.
NRF-096-PEMEX-2004 Conexiones y accesorios para ductos de recolección y
transporte de hidrocarburo.
NRF-110-PEMEX-2003 Evaluación de ánodos galvánicos de sacrificio de
magnesio.
Especificaciones PEMEX
CID-NOR-N-SI-0001(1998) Requisitos mínimos de seguridad para el diseño,
construcción, mantenimiento e inspección de ductos de
transporte. Aplica únicamente en lo referente a las
estaciones de almacenamiento, compresión y bombeo, así
como sus correspondientes sistemas de tuberías que
interconectan dichas estaciones con las trampas o ductos
de recolección y transporte.
DG-GPASI-IT-0204(1998) Procedimientos para el registro, análisis y calibración
preventiva de espesores.
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Tabla V.2. Normas y especificaciones que se consideran en el diseño. (Continuación).
Norma Contenido
DG-GPASI-IT-0400(1996) Procedimiento para efectuar las pruebas hidrostáticas a
tuberías y equipos de las instalaciones dependientes de
PEMEX Refinación.
DG-GPASI-IT-051(1997) Procedimiento para dimensionar y seleccionar válvulas
de relevo de presión.
DG-GPASI-SI-2740(1999) Criterios para la instalación de válvulas de aislamiento
de activación remota.
GPEI-IT-0904 (1988) Procedimiento para efectuar trabajados de barrenado
(Tapping Machine) en tuberías en operación.
DG-SASIPA-SI-08301(2003) Recubrimientos anticorrosivos para superficies
metálicas.
NO.09.04 Reglamento con respecto a la instalación de válvulas de
bloque en las válvulas de seguridad.
K-101 Rev-7 (PGPB) Norma de tuberías.
Estándares internacionales
API RP 114 Standard for welding pipelines and related facilities.
API Spec. 5L (1995) Specification for Line Pipe
API Spec. 6D Specification for Pipeline Valves, End Closures,
Connectors and Swivels.
MSS-SP-44 Steel pipeline flanges.
MSS-SP-75 Specification for high test wrought welding fittings.
NACE RP-0676 Control for corrosion on offshore steel pipelines.
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Datos de diseño.
Dentro de los requerimientos que definen los criterios de diseño del ducto en lo
que se refiere a las tuberías, es posible mencionar los siguientes:
• Las tuberías serán adecuadas para cumplir con el propósito requerido y con el
concepto de una aplicación efectiva de los costos asociados.
• Las tuberías serán diseñadas y construidas cumpliendo con los códigos y
normas aplicables.
• Las tuberías deberán ser certificables y factibles de ser construidas y de
mantener una operación segura. Se encontrarán diseñadas para mantener
una vida útil de 30 años.
• Dado que la tubería mantendrá corrida de diablos instrumentados, el diámetro
interior deberá mantenerse constante.
• Se encontrarán diseñadas respecto del espesor, considerando tres metros
adicionales de eventual enterramiento, aún para las líneas nuevas, como factor
de seguridad adicional, lo cual permitirá dar mayor flexibilidad en el uso futuro
de las líneas.
• Las tuberías deberán ser protegidas contra la corrosión exterior con la
selección de un recubrimiento anticorrosivo adecuado y la aplicación de un
sistema de protección catódica.
En la Tabla V.3. se resumen los criterios básicos de diseño que son aplicables al
ducto que se proyecta.
Tabla V.3. Criterios básicos de diseño.
Concepto Descripción
Clima Tropical con péquelas variaciones entre primavera y
verano. La temporada de lluvias ocurre entre los meses de
Junio y Septiembre.
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Tabla V.3. Criterios básicos de diseño. (Continuación).
Concepto Descripción
Localización Ubicado aproximadamente a 5 km del centro de la ciudad
de Veracruz, Ver.
Elevación 26 y 34 msnm
Suministro de energía
(construcción)
440 Volts, 3 fases, 60 ciclos, sistema conectado a tierra
física
Condiciones del terreno Suelo arcilloso, fácil para excavación, nivel freático 20 a 30
m, no hay elevaciones ni formación de perfiles rocosos, no
se presentan nevadas
Condiciones
climatológicas
Presión barométrica (promedio anual) 1,013.4 milibares
Humedad relativa (promedio anual) 80%
Lluvias (promedio anual) 1,676.6 mm
Vientos con dirección del dominante Norte
Velocidad media de vientos 4.6 m/s
Viento de máxima absoluta 70.2 m/s
Tormentas 35 días por año
Atmósfera Corrosividad del aire alta, vientos marinos
Propiedades de la tubería. Se utilizará tubería de acero sin costura para el diámetro de 18” de diámetro, con
un espesor de 0.406” en material API 5L X 52. La tubería se encontrará diseñada
para soportar una presión interna equivalente a la presión máxima de operación
de 70 kg/cm2. En lo que se refiere a la temperatura de diseño la media anual se
considera de 23°C con una máxima detectada de 33°C, de acuerdo a lo
mencionado en las bases de diseño.
Composición del gas.
La composición del gas natural se establece en la NOM-001-SECRE-2003, calidad
del gas natural. En la Tabla V.4. se incluyen sus propiedades principales. Las
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propiedades que se mencionan se encuentran referenciadas a condiciones base
de presión y temperatura. El factor de corrección de 1 m3 de gas natural en
condiciones estándar equivale a 1.05 m3 de gas en condiciones base.
El gas natural debe encontrarse libre de agua, aceite e hidrocarburos líquidos,
material sólido, polvos, gomas y cualquier sólido que pueda generar problemas en
los ductos y sus instalaciones en cantidades que provoquen un deterioro en los
materiales que normalmente se encuentran en dichas instalaciones y que puedan
afectar su utilización. El rango de temperatura en la entrega de gas natural en los
sistemas de transporte, distribución y/o usuarios finales es de 283.15 a 323.15°K.
En caso que un usuario desee entregar gas natural a una temperatura inferior al
mínimo establecido, puede hacerlo, siempre y cuando no afecte la operación del
sistema, previa autorización por escrito del transportista.
Tabla V.4. Propiedades del gas natural.
Propiedad Unidades Especificación
Mínimo Máximo
Oxígeno % vol - 0.2
Inertes
Nitrógeno (N2)
Bióxido de carbono (CO2)
Total de inertes
% vol
% vol
% vol
-
-
-
5
3
5
Contenido de licuables a partir
del propano
O bien temperatura de rocío de
hidrocarburos de 1 a 8,000 kPa
l/m3
°K (°C)
-
271.15 (-2)
0.059
Humedad (H2O) mg/m3 112
Poder calorífico superior MJ/m3 35.42 41.53
Índice Wobbe MJ/m3 45.8 50.6
Ácido sulfhídrico (H2S) mg/m3 - 6.1
Azufre total (S) mg/m3 - 150
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Las cargas de diseño, así como sus condiciones, se refieren al principio de que el
sistema de tuberías deberá diseñarse, construirse y operarse de tal manera que
los sistemas satisfagan durante su vida útil de diseño. Lo anterior significa que la
capacidad de transporte debe mantenerse bajo las condiciones de operación y
deberá mantenerse un margen de seguridad razonable en presencia de cargas
accidentales o condiciones operativas no programadas que puedan derivar en
daños en personas, pérdidas económicas y daños al medio ambiente.
Estaciones de compresión.
Las estaciones de compresión se localizarán en terrenos que estén bajo el control
del operador. La estación deberá localizarse en un área libre, con el objeto de
prevenir, en la eventualidad un incendio, que éste traspase los límites de la
propiedad o se extienda hacia otras propiedades colindantes. La estación de
compresión debe contar con espacio libre del área principal para permitir la
libertad de movimiento del equipo contraincendio.
La estación deberá construirse con materiales no combustibles y deberá contar
con al menos, dos salidas separadas y no obstaculizadas, ubicadas de tal manera
que proporcionen posibilidad de escape y paso sin obstrucción a un lugar seguro.
El cerrojo de las puertas de salida de emergencia debe accionar rápidamente
desde el interior sin necesidad de una llave y deberá contar con puertas
oscilatorias localizadas en una pared exterior, las cuales deben abrir hacia afuera
del recinto.
La cerca perimetral de la estación de compresión debe tener, al menos, dos
puertas localizadas de manera que faciliten la salida a un lugar seguro o contar
con otras vías de escape que permitan evacuar rápidamente el área. Las puertas
deberán localizarse en un radio de 30 m de cualquier edificio de la estación de
compresión y deben abrir hacia afuera libremente y desde el interior sin llave.
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El equipo eléctrico con que se cuente deberá incluir la instalación de alumbrado,
cumpliendo con los requerimientos de la NOM-001-SEDE-2005.
Se deberá instalar un separador e líquidos para evitar su entrada al compresor
cuando los vapores contenidos en el gas se puedan licuar bajo condiciones
previstas de presión y temperatura. Dichos equipos deberán contar con las
siguientes características:
• Contar con medios de operación manual para la remoción de líquidos.
• Disponer de instalaciones automáticas de remoción de líquidos, dispositivos de
paro automático del compresor, o una alarma de alto nivel de líquido, cuando
exista la posibilidad de que el líquido pueda introducirse al compresor.
• Fabricarse en conformidad con la sección VII del código ASME de
calentadores y recipientes a presión, con excepción de aquellos separadores
de líquido construidos de tubo y accesorios sin costura interna, a los cuales se
les aplicará un factor de diseño máximo de 0.4
Con excepción de las estaciones de compresión de 746 kW (1,000 caballos de
fuerza) o menores que se instalen en campo y se operen de forma automática, las
estaciones deberán contar con un sistema de paro de emergencia que realice lo
siguiente:
• Bloquee el gas natural que entra o sale de la estación dependiendo e la
filosofía de operación;
• Descargue el gas natural por la tubería de desfogue a un cabezal de venteo o
a quemador;
• Proporcione los medios para el paro del equipo de compresión, es decir, que
no se bloqueen los circuitos eléctricos que abastecen el alumbrado de
emergencia necesario para apoyar al personal de la estación en la evacuación
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del área de compresión ni tampoco los circuitos eléctricos necesarios para
proteger al equipo en caso de permanecer energizado.
• Opere por lo menos en dos localizaciones, cada una de las cuales se
encuentre fuera del edificio de compresión o cerca de las puertas de salida, en
caso de que la estación esté cercada o cercana a las salidas de emergencia si
la estación no se encuentra cercada.
• Las estaciones de compresión deberán contar con dispositivos de relevo de
presión u otros dispositivos de protección de capacidad y sensibilidad para
asegurar que la máxima presión de operación de la tubería y equipo de la
estación de compresión no se exceda en más de 10%.
• La estación deberá contar con instalaciones contraincendio, paro de
emergencia, etc.
• Los edificios de las estaciones de compresión deben estar perfectamente bien
ventilados para asegurar que el personal no esté en peligro por la acumulación
de gas natural en lugares cerrados.
El ducto deberá contar con válvulas de seccionamiento a lo largo de su trayectoria,
instalándose en lugares accesibles y manteniéndose protegidas de
manipulaciones o daños provocados por terceros. Dichas válvulas deberán contar
con el soporte necesario para evitar asentamientos del tubo al cual se encuentran
unidas y finalmente, los tramos de tubería que se encuentren entre válvulas deben
contar con una válvula con capacidad de desfogue que permita que la tubería sea
desfogada de acuerdo con las necesidades del sistema de transporte.
El diseño de la válvula deberá garantizar que el desfogue del gas natural pueda
liberarse a la atmósfera si peligro.
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Metodología de análisis.
El criterio de diseño aplicado se refiere al límite de esfuerzos permisibles de
acuerdo con lo indicado en el Código DnV 1982, en donde los límites de esfuerzos
se expresan en términos de los esfuerzos mínimos especificados para tubería de
acero.
La metodología de análisis se encuentra basada en el programa Autopipe, el cual
es un programa automático para la ingeniería apoyada en computadora que
permite el análisis y diseño de sistemas de tuberías. La versión que se tiene
disponible es la 5.0. Este programa utiliza la teoría del elemento finito para
analizar sistemas complejos de tubería sujetos a cargas estática y dinámicas. El
programa Autopipe cumple con los códigos ASMES B31.1, B31.3, B31.4, Clase II,
Clase III y algunos códigos Europeos e internacionales.
Se realizará también un análisis por pandeo por levantamiento, el cual es un
fenómeno que se presenta cuando existen imperfecciones o irregularidades sobre
la trinchera en donde se depositará la tubería. Debido a que generalmente las
tuberías se encuentran sometidas a fuerzas axiales que se agravan con este tupo
de problemas. Este análisis considera el desalineamiento vertical de la tubería y
se realizará con el programa Pus-One Upbk, donde se determinarán si la tubería
es susceptible o no, de sufrir este fenómeno. Asimismo, se evaluará la altura
requerida de relleno para prevenir el pandeo.
Cruzamiento de líneas.
Para el diseño de cruces se seguirán los parámetros de diseño que a continuación
se detallan para el cruzamiento de las tuberías existentes:
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• Se buscará en la medida de lo posible que el ángulo de cruce entre una tubería
instalada y la tubería nueva, sea entre 30° y 90°.
• El método preferente para cruzar una tubería existente consiste en bajar la
línea a ser cruzada cumpliendo una separación vertical no menor a un metro.
• Cualquier carga de la tubería a instalar sobre la línea viva deberá ser
minimizada.
• Para el diseño de cruces de la nueva línea sobre las existentes, éstas últimas
deberán enterrarse a la profundidad requerida en el diseño final, tomando en
consideración las coordenadas del cruce y marcando las instalaciones
existentes.
Seguridad y protección a la tubería.
La filosofía de seguridad se basará en identificar las posibles fuentes de peligro a
lo largo de la vida útil de la tubería, que se encuentra definida en 30 años. Las
consecuencias de los peligros potenciales serán evaluadas y se aplicarán medidas
que mitiguen el nivel de riesgo, en donde sea necesario. La tubería no estará
diseñada para recibir golpes de objetos específicos. Las medidas de mitigación
consideradas se dividen en dos y se refieren a la zona en la que se encuentra
clasificada la tubería: Zona 1 cuando se refiere a tubería enterrada y Zona 2 la
tubería se encuentra sobre el terreno por razones operativas, al menos una
porción de ella y por tratarse de una zona activa en lo que se refiere a los
desplazamientos térmicos, deberá implementase un sistema muy estricto para
minimizar el riesgo.
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I.14. PROCEDIMIENTOS Y MEDIDAS DE SEGURIDAD. Debido a que la seguridad es el elemento primordial en la actividad de distribución
de gas natural, por tratarse de un proceso de servicio para satisfacer una
demanda de mercado. Este servicio se orienta a una amplia gama de
satisfactores de necesidades que van desde su utilización para confort y servicio
en casas habitación, requisitos energéticos para los comercios, fábricas y
aplicaciones como materia prima en procesos industriales. De forma particular, se
brinda especial atención a las medidas de seguridad o a las actividades inherentes
a la distribución de gas y la atención a las instalaciones lo que permite garantizar
un proceso seguro para el entorno y la misma infraestructura.
La empresa Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. dispone de
Bases de Diseño para la construcción de 4.28 kilómetros de un gasoducto de 18”
diámetro nominal, el cual contará con 3 Estaciones de Regulación y Medición.
Cabe señalar que el Diseño está basado tanto en los Estándares Internacionales,
como en las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas, Normas y
Estándares Internacionales, Normas de Referencia y Especificaciones de
Petróleos Mexicanos. Debido a lo anterior, puede mencionarse que las Etapas de
Diseño y Construcción están sustentadas en los Estudios de Mecánica de Suelos
y el Historial de las Condiciones climatológicas, otros factores la determinación de
las cargas de diseño, esfuerzos y la clase de localización en donde se pretende
llevar a cabo el Proyecto.
En lo que se refiere a las Ubicación de las Estaciones de Regulación y Medición
deben de respetarse las distancias mínimas de protección, señaladas en la Norma
Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999, las cuales se incluyen en la Tabla V.5.
Sus Instalaciones eléctricas deben de estar apegadas a lo señalado en la Norma
NOM-001-SEDE-2005.
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Tabla V.5. Distancias mínimas de protección.
Concepto Estación para uso industrial
hasta 2,059 kPa (21 kg/cm2)
Concentración de personas 5 m
Fuentes de ignición 5 m
Motores eléctricos 5 m
Subestaciones eléctricas 5 m
Torres de alta tension 5 m
Vías de ferrocarril 5 m
Caminos o calles con paso de vehículos 5 m
Almacenamiento de materiales peligrosos 15 m
A continuación se detallan los requisitos de seguridad con que se cumplirá para
los rubros de obra mecánica, reguladores y medidores.
Operación de la línea de 18” de diámetro X 4.28 km.
La línea tendrá la finalidad de operar el gas a razón de 147,895 m3/hr, contando
con la siguiente infraestructura principal:
• Diseño y construcción de dos trampas, una de envío y recibo de diablos de
limpieza a inspección.
• Diseño y construcción de una Estación de Filtración, Medición, Cromatografía
y Regulacion (City Gate).
• Diseño y construcción de una Estación de Medición y Regulación (Estación
No. 2).
• Diseño y construcción de una Estación de Regulación (Estación No. 3).
• Un Hot Tap de 20” de diámetro, el cual conectará la línea de 18” al ducto de
48” Cactus-San Fernando, ya existente.
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Trampa de envío y trampa de recibo de diablos.
Se considerará el área necesaria para realizar la instalación de dos trampas, una
de envío y otra de recibo de diablos, en las ubicaciones correspondientes para el
gasoducto de 18” de diámetro X 4.28 km. Dichas trampas deberán montarse
sobre soportes de concreto para mayor facilidad.
Adicionalmente, deberán de contar con los aditamentos necesarios para su óptima
operación, tales como: drenajes para desfogarlas, indicador de paso de diablos
tipo bandera (se considera preferible de tipo no intrusivo, ultrasónico), indicador de
presión, e indicador de temperatura, así como también facilitar la maniobra de
introducción del diablo a la cubeta, y una tapa de apertura y cierre rápido para
incrementar el nivel de seguridad en la operación, cuando se realicen las corridas
de diablos de limpieza del gasoducto de 18” de diámetro.
Filtros coalescedores.
El filtro coalescente es un separador que divide una mezcla o una emulsión de dos
fluidos inmiscibles utilizando la tensión interfacial entre los dos fluidos y la
diferencia en la adherencia de los dos fluidos en un medio poroso particular. Los
líquidos se quedan en el elemento filtrante central y se van aglutinando hasta
formar gotas grandes. El material filtrante será de microfibra de vidrio, con una
eficiencia de filtración del 100% en partículas sólidas mayores o iguales a 3
micras y del 99.5% en partículas líquidas o aerosoles de 0.3 a 0.6 micras. La
caída de presión deberá mantenerse menor a 0.2 bares.
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Medidor de tipo ultrasónico.
Dentro de la medición que se tendrá se contará con los siguientes instrumentos:
a) Medidor de flujo ultrasónico primario con transmisor.
b) Medidor de flujo ultrasónico patrón con transmisor.
c) Computador de flujo a instalarse en cuarto de control.
d) Válvulas manuales de bloqueo y alineación.
e) Transmisores de presión y temperatura.
f) Alineadores de flujo.
El computador de flujo deberá tener la capacidad de recibir las señales de flujos
actuales en frecuencia de pulsos y en 4 a 20 mA, las señales analógicas de
presión y temperatura de cada medidor para calcular la masa y la energía
suministrada. Deberá también de desplegar en pantalla el flujo actual, volumen
neto compensado y la cantidad de energía suministrada. El computador de flujo
deberá realizar los cálculos para totalizar el volumen neto compensado con los
factores de corrección de temperatura y presión a condiciones estándar (15.5°C y
0 Bar-G) del API MPMS Capítulo 11 AGA Report .
De forma adicional, el computador de flujo deberá enviar las variables medidas y
calculadas de cada lote a una impresora, la cual debe conectarse en forma
permanente al computador a través de un puerto serial. El proveedor deberá
configurar el arreglo del sistema de tal forma que un medidor ultrasónico sea el
medidor primario y el otro medidor patrón, midiendo en operación normal el
primario.
Adicionalmente, el arreglo debe tener previsiones que le permitan aislar cualquiera
de los dos medidores cuando por necesidades de mantenimiento, inspección o
verificación se requiera, permitiendo continuar con la tarea de medición, con el
medidor restante, el diseño debe incluir las válvulas de alineación necesarias para
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desviar el flujo hacia un sistema de medición de prueba portátil (por otros),
considerando que la instalación y localización de dichas preparaciones facilite la
maniobra de interconexión.
Cromatógrafo.
• En el sistema de análisis debe ser funcionalmente y físicamente separado del
sistema de muestreo.
• Cada Cromatógrafo incluyendo el sistema de acondicionamiento de muestra
y el display local debe ser localizado en el cuarto de análisis y montados en
un gabinete tipo autosoportado, fabricado en lámina de acero inoxidable.
• El Cromatógrafo debe ser conectado al computador de flujo.
• El sistema de acondicionamiento de muestra debe vaporizar la columna de
líquido, de ser necesario, el Cromatógrafo analizará automáticamente las
columnas sencillas o múltiples y se deberá ajustar automáticamente.
• El tipo de conexiones y rangos de presión los deberá especificar el proveedor
acorde a las condiciones de proceso.
• La repetibilidad deberá ser ± 1/2 % del SPAN.
• El voltaje para la operación de las válvulas solenoides (si es requerida)
deberá ser 24 VCD.
• El tiempo de análisis deberá ser menor o igual a 4 min.
Sistema de regulación de presión. El sistema de regulación de presión deberá incluir en la estación 1 válvulas tipo
Slam Shut para aislar la tubería automáticamente en caso de que la presión de
salga de parámetros preestablecidos, evitando además la expulsión de gas a la
atmósfera. El rearmado de las válvulas Slam Shut deberá ser manual. Después
de la válvula de Slam Shut deberá estar la válvula reguladora de Presión.
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El regulador tendrá dos ramas en paralelo, con ajustes diferentes de tal manera
que si deja de operar el tren de válvulas de baja presión, el tren paralelo inicie la
operación mantenimiento, la operación del sistema, aunque falle alguna válvula de
la primera rama. Solamente si la presión no se puede ajustar a los parámetros
(por fuga o bloqueo de la línea) se deberán cerrar los Slam Shuts de ambas
ramas. Los Slam Shut deberán tener interruptores de posición cerrado para
alertare al sistema de control de que se han accionado.
Cálculo del espesor de la tubería. Para los cálculos del espesor de la línea de 18” de diámetro x 4.28 km se deberá
considerar los estudios topográficos de trazo y perfil, determinando estos
espesores, de acuerdo a los lineamientos y criterios de diseño que establece la
especificación de PEMEX CID – NOR-N-SI-001 “Requisitos mínimos de seguridad
para el diseño, construcción, operación mantenimiento e inspección de ductos de
transporte” última edición, y la norma NRF-001 PEMEX/2000 “Tubería de acero
para la recolección y transporte de hidrocarburos”, complementándose lo que
señala el código ANSI/ASME B31.8.
Arreglo de tuberías. La tubería e interconexiones estarán diseñadas de tal forma que presenten un
arreglo adecuado y económico, con las trayectorias más cortas posibles, con un
mínimo de accesorios, tomando en consideración los requerimientos determinados
durante el estudio de flexibilidad.
Especificación de la tubería. Para el desarrollo del proyecto se tomarán como base los lineamientos marcados por los códigos: • ASME B36.10 • ASME B16.20 • ASME B31.3 • MSS SP 75
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• API 5L • NORMA NRF-001
Tuberías. La Tubería de 18”Ø x 4.28 km será especificada de acero al carbón API 5L GR. X
52 y sus interconexiones y accesorios serán de acero al carbón ASTM A – 106
GR. B Y ASTM A -234 GR. WPB. Se deberá obtener el perfil de dureza HV-5, o
HV-10 Esta Prueba se debe efectuar en metal base, soldadura y zona afectada
por el calor (ZAC) y el valor máximo permitido, en cada punto, debe ser 250 HV.
Los registros de lectura de dureza de la ZAC cercanos a la soldadura se deben
localizar tan cerca como sea posible de la línea de fusión. En el metal base, no se
debe tener una variación mayor de 35 unidades HV (Dureza Vickers) entre los
puntos de prueba, de acuerdo al inciso 8.2.2.8 de la NRF-001-PEMEX-2007.
Accesorios y bridas. Los accesorios de acero están conforme a los estándares ASME/ANSI B.16.9 de
extremos biselados para soldar a tope de 2” Ø hasta 18” Ø compatibles al servicio
de la línea alterna. Los cambios de dirección de la línea serán con curvas
dobladas en frío, realizadas en taller, con radios mínimos equivalentes a 30 Ø, con
una deflexión de 1.9° como mínimo.
Válvulas. Todas las válvulas requeridas por el proyecto deberán cumplir con la
especificación API6D y estarán de acuerdo con el estándar nace MR-01-75 Última
edición para gas. Las válvulas serán de compuerta, globo y bola, bridadas y S.W.
con rango de 600 lb R.F. y 300 lb S.W. de operación manual e hidroneumática o
hidráulico.
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Empaques. Los empaques serán de tipo R.F. adecuados para los rangos de presión y
dimensiones de las bridas donde se instalarán según la especificación y el código
ASME / ANSI B16.20 última revisión.
Codificación de tuberías. Para poder facilitar el diseño, la construcción y la cuantificación de los materiales,
es necesario dividir a las tuberías por sistemas. Todas las soldaduras requeridas
para unir los tubos y accesorios que conforman la línea alterna, se realizarán
conforme a lo indicado en el código ASME sección IX y a la sección 6 del Estándar
API 1104.
Las soldaduras solo podrán ser realizadas por soldadores calificados evaluados y
certificados de acuerdo a lo indicado en el código y estándares antes
mencionados. Las soldaduras realizadas durante la construcción de la línea y sus
interconexiones serán radiografiadas al 100%, por los métodos o ensayos no
destructivos.
Dureza. Las soldaduras circunferenciales realizadas deberán tener una dureza máxima de
22 Hr. (Rockwell C.).
Ingeniería de flexibilidad. A partir del trazo de la trayectoria definitiva de la tubería, los resultados de los
estudios de mecánica de suelos, y bases de usuario se analizará el
comportamiento estructural de la tubería con base en un modelo matemático
tridimensional suficientemente aproximado y representativo de las condiciones
reales a que estará sometida la línea (considerando cargas fuertes externas,
temblores, vibración, expansión y contracción térmica, etc.). De acuerdo a lo
indicado en el código ASME B31.8.
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Se deberá verificar que la tubería tenga lo suficientemente flexibilidad y evitar que
la expansión o contracción cause esfuerzos excesivos en el material de la tubería,
momentos flexionantes excesivos en las uniones o fuerzas o momentos excesivos
en los puntos del soporte.
La expansión térmica de las líneas enterradas puede causar movimientos en los
puntos en donde termina la línea, en los cambios de dirección o cambios en el
diámetro. Dichos movimientos podrán ser amortiguados por medio de anclas,
omega, o marcos de expansión los cuales proporcionarán la flexibilidad adecuada.
El espesor definitivo de la tubería deberá justificarse con los resultados de este
análisis.
Ingeniería civil: línea regular. La instalación de la línea alterna de 18” Ø se hará por el método tradicional que
consiste en la excavación de una zanja con una profundidad de un 1.20 M como
mínimo al paño superior del tubo. Las características de la zanja estarán de
acuerdo a lo recomendado por la norma 03.0.02 sobre derechos de vía de las
tuberías de transporte de fluidos. Los cambios de dirección (curvas) requeridos
durante el tendido de la línea regular se elaborarán en taller con tuberías dobladas
en frío, con radio mínimo de 27 Ø.
Todas las válvulas deberán contar con escaleras y plataformas de accesos para
su operación y mantenimiento. Todas las áreas de trampas así como en los
puntos de interconexión deberán de disponer de los niveles y pendientes
requeridos para evitar acumulación de agua e inundación en dichas zonas.
A continuación se describen algunas de las consideraciones a desarrollar para
determinar las características físicas de una estructura, de tal manera que nos
permita garantizar la absorción de las cargas a las que va estar sujeta en las
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diferentes etapas de su vida útil, sin sufrir daño alguno; es decir, la función
adecuada de una estructura en condiciones de servicio.
Ingeniería civil: zona sísmica. La zona sísmica en la que realizarán los trabajos se encuentra clasificada como
tipo “B” de acuerdo al manual de diseño de obras civiles de la C.F.E.
Para el diseño de estructuras por solicitaciones de sismo y evento se aplicará el
manual de diseño de obras civiles de la C.F.E en sus capítulos de diseño por
sismo y diseño por viento, última edición de norma técnicas complementarias del
distrito federal y normas de PEMEX.
Ingeniería civil: nivel piso terminado. Los estudios de control planimétrico y altimétrico a ejecutarse en las instalaciones,
así como las elevaciones de las mismas, existentes, definirán la elevación de piso
terminado en las nuevas áreas.
Acero de refuerzo. A menos que se indique otra cosa en los planos, todo el acero de refuerzo
principal será de alta resistencia con límite elástico de FY=4200 kg/cm2 y deberán
de ser corrugadas de acuerdo con la norma ASTM-615-840 del #3 en adelante.
Se deberá considerar para todos los anclajes y traslapes 40 veces el diámetro
mayor de la varilla que se esté doblando. No traslapar más del 50% del refuerzo
principal longitudinal en una misma dirección. Las anclas serán de acero ASTM A-
307 con arandelas galvanizadas y tuerca hexagonal A-325 o similar.
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Relleno. El relleno que se aplique en el perímetro de las cimentaciones deberá ser material
sano libre de materia vegetal o de residuos orgánicos en capas de 20 cm de
espesor hasta alcanzar los niveles indicados.
Agregados. El cemento que se use deberá ser cemento Pórtland tipo I. De acuerdo a la norma
de PEMEX 4.137.01 “Cementos hidráulicos”. El agregado grueso será grava
proveniente de roca sana y no tendrá forma de laja. El tamaño del agregado
grueso no podrá exceder de 1/3 del peralte de la losa pero en ningún caso será
mayor de ¾ partes del espaciamiento mínimo libre entre varillas o paquete de
varillas. Conforme a la Norma de PEMEX 4.137.02 “Agregados para concreto”.
La arena deberá pasar por la malla de 1/8 y no deberá contener arcilla o material
orgánico. El agua usada en la elaboración del concreto deberá estar limpia de
partículas extrañas, que puedan ser dañinas para el concreto y el acero de
refuerzo, tampoco contendrá elementos nocivos, tales como cloruros y sulfatos.
Concretos.
El tipo de concreto a usar en las estructuras deberá apegarse a lo especificado en
las siguientes especificaciones o en lo que se indique en el plano de construcción
respectivo.
• Concreto F´ C = 250 kg/cm2: En cimentaciones de equipo, soportes de
concreto para estructura metálica y mochetas.
• Concreto F´ C = 200 kg/cm2: En pavimento, guarniciones y registros. Así
como en los registros eléctricos subterráneos (8.4.4.3 de NRF-048-
PEMEX-2007.
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• Concreto F´ C = 150 kg/cm2: Banquetas y bancos de ductos eléctricos. Estos
últimos deberán ser cubiertos por una capa de asfalto y polietileno en todas
las caras para protección contra el agua, y colarse íntegramente con
colorante rojo, como mínimo en una proporción de 7.5 kg de colorante por
cada metro cúbico de concreto. (8.4.4.2 NRF-048-PEMEX-2007).
• Concreto F´ C = 100 kg/cm2: En plantillas. Nota: GROUT (concreto
estabilizador de volumen). Se utiliza para producir una expansión controlada
que compensa la contracción de la mezcla durante el fraguado y después la
de este se recomienda su empleo en bases de apoyo de maquinaria, rellenos
y resanes.
Cimentación de equipo. Se elaborará el diseño de la cimentación de los equipos considerando una
capacidad de carga del terreno, de acuerdo al estudio de mecánica de suelos y
zona sísmica.
Plataformas de operación. En caso de requerirse para la operación de válvulas y equipos, las plataformas de
operación serán de acero estructural.
Soportería. Los soportes se diseñarán de acuerdo con las necesidades del proyecto, serán de
concreto armado del tipo y tamaño requeridos por las líneas en las cuales se
instalarán. La soportería contara con una abrazadera tipo “U” invertida y entre
esta y la línea alterna, se aplicará un aislante de neopreno de ¼” de espesor,
además la línea contará con un adhesivo monolítico “RAM-100” o similar que
servirá de apoyo con la soportería de concreto armado y no dañar la tubería.
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Mecánica de suelos. El diseño de cimentación de anclaje, así como el modelo de interacción suelo-
tubería, tendrá como base los estudios de mecánica de suelos obtenidos de los
sondeos que se realizarán en los lugares representativos del trayecto de la línea,
con el propósito de determinar la estratigrafía general y las restricciones del suelo
sobre la tubería.
La empresa contará con un manual de procedimientos en operación,
mantenimiento y atención a emergencias, para la etapa de operación del
gasoducto y sus instalaciones superficiales. Este Manual contiene las prácticas
comunes de actividades de la distribución de gas natural y permiten la toma de
medidas preventivas y la reducción de riesgos en el manejo del gas natural. En el
Anexo 4 se incluye una copia del documento, el cual fue elaborado por la empresa
Gulf Energy de México, S. de R.L. de C.V., ya que ésta será la encargada de la
operación del gasoducto, una vez que la constructora ANTAR finalice las
actividades del programa de trabajo.
El manual se divide en cinco capítulos que comprenden todos los puntos básicos
para el buen desempeño del sistema de transporte de gas natural, los cuales se
denominan de la siguiente manera:
1. Políticas de Actividades.
2. Procedimientos de Operación.
3. Procedimientos de Mantenimiento y,
4. Políticas y Procedimientos de Seguridad.
5. Plan de Emergencia
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• Capítulo 1. Políticas de Actividades. Se establece en ellas las Responsabilidades, el Marco Regulatorio y los Registros
que deben de seguirse para cada una de las actividades. Planifica los Programas
de Actividades y de Capacitación para el total del personal involucrado en la
inspección y manejo de las instalaciones. Establece los Reportes de Fuga, las
políticas de Actualización de los procedimientos y el seguimiento de las
Actividades.
• Capítulo 2. Procedimientos de Operación. Incluyen los procedimientos para la operación total del Sistema y por su relevancia
se señalan sus secciones:
a) Generalidades.
b) Registros de Operación.
c) Control de Punto de Rocío.
d) Operación Normal.
e) Desviaciones en la Operación
Normal.
f) Filtrado.
g) Medición.
h) Regulación.
i) Válvulas de Relevo.
j) Válvulas de Bloqueo.
k) Válvulas de Cierre Automático.
l) Dispositivos especiales.
m) Registros subterráneos.
n) Patrullaje del Derecho de Vía
(DDV).
o) Prevención de daños.
p) Fugas (Inspección, Detección,
Clasificación, Historial).
q) Control de la Corrosión
(operación).
r) Localización de clase.
s) Presiones Máximas de Operación
(MPOP).
t) Incrementos de la Presión de
operación, por arriba de la MPOP.
u) Abandono y Reactivación.
v) Investigación de fallas.
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• Capítulo 3. Procedimientos de Mantenimiento.
a) Generalidades.
b) Registros de Mantenimiento.
c) Reparación de Fugas.
d) Equipos Instalados (Medidores, Reguladores, Válvulas de relevo, Válvulas de
Bloqueo.
e) Válvulas de Cierre Automático, Dispositivos especiales).
f) Control de Corrosión (mantenimiento).
g) Reparaciones.
h) Purgado.
• Capítulo 4. Políticas y Procedimientos de Seguridad.
a) Objetivo de la Seguridad.
b) Políticas de Seguridad.
c) Plan Integral de seguridad y Protección Civil.
d) Inspección y visitas a las Instalaciones.
e) Educación y entrenamiento.
f) Respuesta a Emergencias.
g) Investigación de Accidentes.
h) Prevención de Accidentes.
i) Equipo de Protección Personal.
j) Manejo de químicos potencialmente peligrosos.
k) Entrada a espacio confinado (requisitos para entrar a zanjas, excavaciones,
trincheras y registros).
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l) Servicio de reparación de tuberías (área de trabajo, uso de válvulas de
bloqueo o bridas ciegas).
m) Extinguidores portátiles.
• Capítulo 5. Plan de Emergencia. a) Generalidades.
b) Notificaciones de emergencia.
c) Acciones de emergencia.
d) Requerimientos de reportes de autoridades.
e) Educación y entrenamiento.
f) Información a autoridades, clientes y comunidad.
Cabe señalar que cada uno de los capítulos dispone de los procedimientos a
detalle para realizar las actividades de operación o mantenimiento del Sistema.
Válvula de corte general. De la interconexión del cabezal de entrada se instalará una válvula de corte
automático de tipo Bola punto flotante paso completo con doble regulación,
actuador neumático y solenoide con restablecimiento manual, mediante la cual se
cortará totalmente el servicio de gas natural a la Estación de Medición y
Regulación y Gas Natural (EMR) bajo condiciones de riesgo ocasionadas por un
cambio brusco de presión o fuga en el interior de la EMR a través del computador
de flujo.
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Sistema de tierras y pararrayos.
Todo el sistema electrónico y eléctrico de la estación de medición y regulación
contará con sistema de protección a tierra física, así como también la obra civil
contará con un sistema protector de pararrayos.
Sistema de seguridad sobrepresión.
La estación de medición y regulación contará con un sistema de seguridad
sobrepresión la cual actuará a un porcentaje sobre la presión regulada de trabajo.
La válvula de protección por sobrepresión se encontrará instalada después de los
trenes de medición, por tal motivo si llegase a funcionar el gas natural que se
dispare será medido.
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I.15. HOJAS DE SEGURIDAD.
El único material involucrado en el sistema de transporte es el gas natural o gas
metano por contener esta sustancia en mayor porcentaje de su composición, en el
Anexo 5 se presenta la hoja de seguridad (HDS). En la Tabla V.6. se presentan
las principales propiedades físicas y químicas.
La reactividad del gas natural con el agua no existe aunque a bajas temperaturas
produce hidratos. El contacto con la piel en forma líquida causa quemaduras por
evaporación violenta, mientras que el contacto con los ojos produce
enrojecimiento e irritación en los mismos, principalmente por el agente odorizante
que se aplica al gas natural. La inhalación causa asfixia simple por
desplazamiento del oxígeno, efectos como náuseas o mareos son generador por
el odorizante. El gas natural no se considera tóxico y no tiene clasificación de
afectación crónica, teratogénica, carcinogénica o mutagénica.
Deberá evitarse el contacto del gas natural con oxidantes fuertes como el flúor,
cloro, pentafluoruro de plomo, trifluoruro de cloro, heptafluoruro de yodo, dióxido
de flúor, oxígeno líquido y tetrafluoruro de dioxigenilo, por su alta reactividad.
En el caso del gas natural, éste es calificado positivamente en dos de las
características derivadas de un estudio CRETIB (corrosivo, reactivo, explosivo,
tóxico, inflamable y biológico-infeccioso), siendo explosivo e inflamable.
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Tabla V.6. Propiedades físicas y químicas del gas metano.
Especificaciones Valores
Nombre comercial
Gas natural
Peso molecular 16.042
Familia química Hidrocarburo parafínico
Punto de fusión (760 mm Hg) - 182.50 C
Punto de ebullición (760 mm Hg) - 161.50 C
Estado físico, color y olor Gas incoloro, inodoro e insípido
Temperatura crítica - 82.50 C
Presión crítica 45.8 atm.
Volumen crítico 0.098 m3/kg/mol
Densidad crítica 0.162
Densidad del vapor (760 mm Hg)
Densidad específica (aire= 1)
kg/litro (650 C)
Litros vapor / Litros líquido
0.554
0.68
442
Temperatura de autoignición Entre 5370 C y 6510 C según la mezcla
Solubilidad en agua 0.4 – 20 microgramos/100cm3
Punto de inflamación 5370 C
Límite inferior de explosividad 5.0 % gas en el aire
Límite superior de explosividad 15.0 % gas en el aire
M3 de aire para quemar 1 M3 de gas 9.53
Calor de fusión 14 Kcal/kg
Calor de vaporización 122 Kcal/kg
Calor específico 1.308 Kcal/kg
El metano que es el principal componente del gas natural, se encuentra en el
Segundo Listado de Actividades Altamente Riesgosas, publicado en 1992. La
cantidad de reporte que se establece para esta sustancia es de 500 kg.
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Para determinar la cantidad de metano presente en el gasoducto de 18” de
diámetro con una longitud de 4.28 kilómetros, se procedió a determinar la cantidad
almacenada en tuberías, mediante la evaluación de las longitudes y las secciones
transversales de los segmentos que componen el gasoducto. También se realizó
la evaluación del flujo másico de gas natural. En el Anexo 5 se incluye la memoria
de cálculo, a partir de la cual se evaluaron los datos que aquí se reportan.
Para la realización de los cálculos se tomó en consideración una composición
típica del gas natural que se reporta por PEMEX que es el proveedor del
combustible. Utilizando esta composición y mediante la evaluación de diferentes
ecuaciones de estado, se determinó la masa de gas natural que se reporta en la
Tabla V.7.
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Tabla V.7. Masa de gas natural presente en las tuberías de distribución.
TrayectoriaLongitud
(m)Diámetro
(in)Diámetro
interior (m)Presión kg/cm2 Volumen (m3) Gas ideal
Ecuación general Peng Robinson
Redlich Kwong
Interconexión a Estación 1 28 18" 0.429 70 4.05 187.11 215.19 216.43 212.09Estación 1 (City Gate) a Estación 2 (TAMSA) 2,669 18" 0.429 22 385.79 5,606.44 5,850.66 5,887.63 5,842.23Estación 1 (City Gate) a Estación 3 1,611 18" 0.429 22 232.86 3,384.01 3,531.42 3,553.73 3,526.33TOTAL 9,177.56 9,597.27 9,657.78 9,580.64 En la Tabla V.8. se incluye el flujo másico determinado para cada segmento del gasoducto, de acuerdo a las condiciones
de presión que se reportan.
Tabla V.8. Flujo másico en los segmentos del gasoducto de 18”.
TrayectoriaLongitud
(m)Diámetro
(in)Diámetro
interior (m)Presión kg/cm2 Volumen (m3)
Flujo másico (kg/s)
Interconexión a Estación 1 28 18" 0.429 70 4.04 2,752.37Estación 1 (City Gate) a Estación 2 (TAMSA) 2,669 18" 0.429 22 385.16 68.27Estación 1 (City Gate) a Estación 3 1,611 18" 0.429 22 232.48 87.88
De acuerdo a los resultados obtenidos, se determina que el gasoducto de 18” de diámetro realiza una actividad altamente
riesgosa, al exceder la cantidad de reporte (500 kg) para el metano contenida en el Segundo Listado de Actividades
Altamente Riesgosas.
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I.16. CONDICIONES DE OPERACIÓN.
I.16.1. Operación.
El sistema de distribución de gas natural de Pemex Gas y Petroquímica Básica
está compuesto por una red de tuberías construidas en materiales de acero, de
diferentes diámetros, de las cuales se derivan múltiples ramales para abastecer a
las industrias de la transformación, maquiladoras o distribuidores.
En el caso que nos ocupa, la derivación del gasoducto de 48” Cactus-San
Fernando, será de 18” recibiéndose a través de una Estación de Medición y
Regulación de Gas Natural (ERM) City Gate, denominada No. 1.
Para la distribución de alta presión, se construirá e instalará la nueva estación de
medición y regulación City Gate No. 1 cumpliendo con los estándares ANSI.
El proyecto no contempla almacenamiento ni ningún proceso adicional al
transporte y distribución del gas natural.
La operación del gasoducto es continua y permanente, ajustándose los flujos a los
requerimientos del energético en el área de distribución al Parque Industrial y a la
empresa TENARIS TAMSA.
La red de distribución de gas, prácticamente no requiere de servicios para su
operación, no hay empleo de materiales contaminantes ni generación de residuos.
No se contemplan emisiones a la atmósfera, no hay consumo de agua y por tanto
no hay generación de aguas residuales. Dado que se trata de un servicio de
transporte, se prevé la generación esporádica de residuos durante las labores de
mantenimiento del ducto y sus accesorios.
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Las estaciones cuentan con dobles trenes de regulación y válvulas de alivio para
evitar sobrepresiones en el sistema.
Cabezal de entrada.
El gasoducto de 18” DN que contempla este proyecto, se interconectará al ducto
de PGPB ( PEMEX Gas y Petroquímica Básica ), en el kilómetro 385+896.00 del
gasoducto de 48” Cactus-San Fernando para el abastecimiento del Parque
Industrial mediante la empresa Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A.
de C. V., a través de la utilización de un Hot-Tap de 20” de diámetro, para
reducirse a 18”, en donde se instalará una Estación de Regulación y Medición
denominada City Gate No. 1.
El gas pasará por un sistema de filtrado, un cromatógrafo, un sistema de medición
y un sistema de regulación que bajará la presión a 22 kg/cm2.
El sistema sigue paralelo a la ruta Vía Xalapa teniendo una derivación hacia el
Parque Industrial Santa Fe, que se conectará a futuro y; una salida hacia la
empresa TENARIS TAMSA, en donde se tiene proyectada la instalación de la
Estación No. 2, mediante un cruce direccional de 18”.
El gasoducto finalizará a los 4.28 km desde su origen en donde se ubicará la
Estación No. 3, por el momento se dejará preparado el Sistema para abastecer a
otras plantas de la zona a través de la válvula reductora y un arreglo (manifold)
con 5 disparos contando con terminación en válvulas bridadas de 6”.
Para facilitar la compresión de las condiciones de operación del ducto, se elaboró
la Figura V.1. en la que se muestra el diagrama por bloques general.
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Punto de interconexión con gasoducto 48”
Cactus-San Fernando(Válvula Hot Tap 20”,
reduciendo a 18”)
Estación 1Tubería de 18”, recibe la presión @ 70 kg/cm2,
regulando a 22 kg/cm2,
Estación 2 (TAMSA)Tubería de 18”, recibe la presión @ 22 kg/cm2,
Estación 3 (Otras Plantas del Parque Industrial)
Tubería de 18”, recibe la presión @ 22 kg/cm2,
Figura V.1. Diagrama general del gasoducto de 18”.
De acuerdo a la información proporcionada por la empresa, las coordenadas de
localización de las tres estaciones son las siguientes:
Tabla V.9. Coordenadas de localización de las estaciones (ERM).
Estación Coordenadas UTM
X Y
Estación 1 (City Gate) 787784.5357 2122628.8464
Estación 2 (TENARIS TAMSA) 789435.2938 2122899.2421
Estación 3 (Parque Industrial) 791045.7348 2122265.6467
De acuerdo a estas coordenadas y el plano de localización general que se incluye
en el Anexo 3, las distancias de cada sección del gasoducto de 18” corresponden
a las indicadas en la Figura V.2. que se incluye a continuación.
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Interconexión
Estación 1
Estación 2
Estación 3
28 m18” @ 70 kg/cm2 2,669 m
18” @ 22 kg/cm2
1,611 m18” @ 22 kg/cm2
Interconexión con tubería existente de
la estación reguladora
actualmente en uso
18”
18”Arreglo manifold con
5 disparos (válvulas bridadas de 6” de diámetro)
Figura V.2. Condiciones de operación de las diferentes secciones del ducto de 18”.
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En la Estación No. 1 estará la interconexión con el gasoducto de 48” a través de
un “Hot Tap” de 20” de diámetro, que luego se reduce a 18”. La recepción del gas
será a una presión de 70 kg/cm2, pasando posteriormente por un sistema de
filtrado, un cromatógrafo, un sistema de medición y un sistema de regulación que
bajará la presión a 22 kg/cm2 como mínimo para ser inyectado en el gasoducto
cercano a la Trampa de Envío de Diablos (TED).
La Estación No. 2, la cual será localizada al interior de la Planta de TENARIS
TAMSA, se interconectará al gasoducto a 2.37 km aproximadamente, de la
Estación No. 1. En dicha estación se localizará una válvula reductora,
posteriormente la tubería en 18” de diámetro seguirá enterada dentro de las
instalaciones en una longitud de 280 metros para salir y recorrer sobre el rack de
tuberías existente una longitud aproximada de 340 metros para conectarse con la
tubería de gas existente proveniente de la estación reguladora actualmente en
uso.
En la Estación No. 3, ubicada al otro extremo del gasoducto, se dejará preparado
el sistema para abastecer a otras plantas de la zona a través de una válvula
reductora y un arreglo (manifold) con 5 disparos, contando con terminación en
válvulas bridadas de 6” de diámetro.
En la Figura V.3. se incluye el “ Diagrama de Flujo”. En el Anexo 4 se incluye el
mismo plano en un tamaño más amplio para facilitar su consulta, así como los
diagramas de tubería e instrumentación de las dos estaciones de regulación y
medición de flujo.
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Figura V.3. Diagrama de flujo. Tomado del “Plan maestro de ordenamiento de las redes de gas natural nuevo gasoducto
de 18”. Diagrama de Flujo.
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I.16.2. Pruebas de verificación. Cada empresa dedicada a la Distribución de Gas Natural debe contar con el
permiso de la Comisión Reguladora de Energía; con el cual se adquiere el
compromiso y la obligatoriedad de cumplir con la Normatividad Vigente.
En dicho título se obliga al distribuidor a la inspección y verificación de sus
actividades de operación y mantenimiento a través de una Unidad de Verificación
acreditada ante la ema (Entidad Mexicana de Acreditación) y de la misma forma
todas las adiciones, cambios o reposiciones de la red deberán de contar con un
dictamen de una Unidad de Verificación acreditada, de manera previa a la puesta
en operación de la instalación.
Las revisiones realizadas por las Unidades de Verificación, contemplan el diseño,
los materiales y equipos, la construcción y pruebas, la operación, el mantenimiento
y la seguridad de la red.
La revisión sobre el diseño abarca la memoria de cálculo del proyecto, la
determinación de espesores y diámetros de tubería en función de los niveles de
presión de la estación y las caídas de presión a demanda máxima.
La verificación de materiales y equipos utilizados comprueba que éstos sean
aprobados por las normas y se ratifica que sus especificaciones concuerden con
las condiciones a que estarán sometidos en la operación del sistema.
Durante la construcción la verificación abarca la vigilancia de los requisitos
estipulados en el diseño, el cumplimiento de profundidades, cruces especiales,
radiografiado etc., y la realización de todas las pruebas que las propias normas
aplicables estipulan en esta fase.
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Las pruebas y requisitos requeridos para garantizar la integridad y seguridad de
los equipos se describen a continuación. Durante las etapas de diseño y
construcción se realizarán pruebas hidrostáticas a la tubería y las radiográficas y
pruebas no destructivas a las soldaduras de los carretes, accesorios e
instrumentos.
Inspección radiográfica de uniones soldadas en tubería de acero al carbón y medición de espesores:
1. El personal que tenga a su cargo la inspección radiográfica, deberá estar lo
suficientemente capacitado para realizar en óptimas condiciones el trabajo
encomendado.
2. La aptitud y conocimientos generales deberán ajustarse a los lineamientos
generales que recomienda ASNT-TC, 1ª; de la Sociedad Americana de
Pruebas No Destructivas.
3. El personal debe cumplir con las indicaciones que señale la comisión nuclear
y salvaguardias.
4. La compañía de inspección radiográfica debe proporcionar a cada una de
sus unidades el equipo necesario y el material suficiente para la ejecución de
los trabajos.
5. Las máquinas de rayos “x” serán de hasta 200 kV, y las fuentes radioactivas
de iridio 192 serán de una actividad nominal de 100 curies por lo menos y no
estará permitido su uso cuando la actividad sea inferior a 50 curies.
6. Antes de proceder a la inspección radiográfica se verificará visualmente que
la soldadura este bien terminada, en caso contrario no se inspeccionará
dicha unión.
7. La inspección radiográfica puede iniciarse una vez que la soldadura este a la
temperatura ambiente y se hayan colocado letreros preventivos indicando
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peligro y limitando el acceso al área de trabajo solo al personal calificado.
Dichos letreros deberán colocarse en un radio mínimo de 15 m.
8. La fuente de radiación apropiada, por ser espesores menores de 25.4 mm.
(1”), se debe considerar el uso de rayos “x” como mandatorio para líneas de
conducción.
9. Los rayos “x” radiales autopropulsados (máxima calidad), tipo crawler
nmx250x con procesador electrónico para mando programable con operación
automática o manual, ajuste de tracción radial autoposicionable, serán
utilizados para espesores de 1.6 mm. (1/16”) a 25.4 mm. (1”), y en tuberías
cuyos diámetros permitan su colocación en el interior.
10. Los rayos “x” focales direccionales (media calidad) son mandatorios para
espesores de 1.6 mm. (1/16”) a 25.4 mm (1”). El equipo debe ser de un
potencial de 200 kV por lo menos.
11. Los rayos gamma de iridio 192 (mínima calidad) se usarán únicamente
donde el acceso haga impráctico el uso de rayos “x”.
12. Se usarán películas de 70 mm. (2 3/4”) de ancho.
13. Se deben usar películas tipo ASTM I ó II. No se permite el uso de películas
tipo III ó IV, y tampoco las de tipo médico.
14. Se podrán usar pantallas intensificadoras de plomo.
15. Toda la placa radiográfica debe contener la información que permita
relacionarla perfectamente con la soldadura donde fue tomada.
16. La información contenida en la identificación debe contener:
• Nombre del cliente.
• Nombre de la obra.
• Número o clave de la línea donde se tome la radiografía.
• Número de la junta o vena.
• Tercio del tubo o número de la placa.
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• Nombre de la compañía de inspección.
• Fecha en que fue tomada
• Kilometraje si se trata de una línea de conducción
• Marca de escala para localización de los defectos.
17. Al empezar la construcción de la línea se anotará el número de uniones en
forma progresiva, debiéndose suspender en caso de obras especiales,
anotando nomenclatura especial que proporcionará la supervisión de PEMEX
gas, esto con el propósito de cualquier aclaración.
18. Las radiografías deben presentarse libres de defectos de procesado,
incluyendo:
• Sub-revelado.
• Sobre-revelado.
• Marcas por escurrimiento.
• Marcas por estática.
• Marcas por pantallas deterioradas.
• Rayones.
• Marcas de presión.
• Velo por la luz.
• Alta o baja densidad.
19. Una vez procesada completamente la película, debe quedar libre de residuos
químicos a fin de que dure, en condiciones aceptables, por lo menos 5 años
después de terminada la obra.
20. Es responsabilidad de la compañía radiográfica la interpretación de las
radiografías y la elaboración de los reportes.
21. La formulación de los reportes deben ser en formas impresas, cuyo diseño y
claves cumplan con los requisitos de PEMEX Gas y Petroquímica Básica
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(PGPB), dichos reportes deberán de ser entregados a la supervisión al inicio
de la jornada siguiente a la toma de la placa radiográfica, junto con los
formatos de control que PEMEX establezca.
22. La interpretación debe ser en negatoscopio de intensidad variable y en un
local semioscuro.
23. Las compañías de inspección radiográfica deben cumplir con los requisitos
que señale la licencia para uso y posesión de material radioactivo emitida por
la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, debiendo de
anexar la copia de licencia de autorización para manejo de fuentes.
24. Las compañías de inspección radiográfica deberán contar con dosímetros y
monitores detectores de radiación que permitan resolver cualquier situación
de emergencia, los cuales deberán estar calibrados y deberán anexar el
certificado vigente de calibración.
25. El trabajo se debe realizar con las precauciones necesarias para que el
personal de supervisión y de otras compañías no reciban daño alguno por
radiación y para este efecto se colocarán las señales reglamentarias en
lugares visibles de tal forma que delimiten el área de trabajo considerando
una circunferencia de 15 m de radio como mínimo, a partir del punto de
aplicación de la radiación.
26. Si el equipo radioactivo, las técnicas de trabajo o las precauciones del
personal del contratista de radiografías son deficientes, de tal forma que
resulten afectadas terceras personas, PEMEX solicitará la asesoría e
intervención de la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias.
27. Con respecto a las medidas generales de seguridad, el trabajo deberá
ejecutarse observando las disposiciones de seguridad industrial de PEMEX.
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Prueba de hermeticidad.
Durante las pruebas de hermeticidad deberán de tomarse en cuenta las siguientes
consideraciones:
1. Manejo del tramo de tubería y accesorios que se van a utilizar para la
prueba.
2. Suministro e instalación de cabezal de lanzamiento de pruebas de
hermeticidad, los cabezales deben estar previamente probados
herméticamente, presentándose previamente el certificado de calidad
avalado por la empresa certificadora, y solo entonces se autorizará la
colocación del cabezal, a fin de que se verifiquen los datos por parte de la
supervisión.
3. Colocación y soldadura de coples para la instalación de válvulas (para
instalar el llenado y la instrumentación).
4. Prueba hidrostática y limpieza interior en tuberías.
• Bombas de llenado y para instalar manómetros y/o manógrafo.
• Bomba para elevación de presión
• Instalación de tapones y corte posterior.
• Introducción de "diablos" de llenado o limpieza en la tubería y “diablos”
de vaciado (opcional).
Medidor de flujo (opcional).
• Filtro de agua
• Soldadura de los cabezales de prueba a la tubería, usando el electrodo
especificado
• Después de la prueba o corrida de diablos, corte del tapón y biselado
para ser usado posteriormente.
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• Carga, transporte y descarga de los cabezales a otro lugar para su nueva
instalación.
5. Llenado y levantamiento de presión en tuberías (incluye suministro y acarreo
de agua limpia).
• Conectar la tubería de descarga de la bomba al cople instalado en el
tapón para llenado de la tubería.
• Llenado de la tubería mediante el bombeo de agua limpia suministrada
por la contratista.
• Eliminar el aire que pudiera quedar en tubería, mediante un "diablo" que
estará impulsado por agua, o mediante purgas en las partes más altas de
la tubería (éstas purgas, si es necesario hacerlas, deberán sellarse antes
de la prueba).
• Cambio de bomba de llenado a bomba de alta presión.
• Bombeo de agua con la bomba de alta presión hasta alcanzar la presión
de prueba de la tubería que deberá ser 1.5 veces la presión de trabajo
(esta presión deberá mantenerse sin variación durante 24 horas sin que
sea necesario bombear más agua).
• En caso de que la presión de prueba disminuya, deberá localizarse la
fuga, repararse, volver a llenar de agua limpia la tubería y levantar la
presión.
6. Sangrías para la expulsión del agua.
• Excavación para descubrir la tubería en la parte baja de un lado.
• Quitar la protección anticorrosiva de la tubería.
• Corte de un carrete para permitir la salida del agua.
• Formación de un dren, o bombeo en su caso, para permitir el desalojo
del agua de la tubería. De tal manera que no cause daño a las
instalaciones o terrenos dentro de las normas ecológicas.
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7. Instalación de manógrafo, termógrafo y manómetro, corrida de gráfica
durante 24 horas.
• Trazo, corte, biselado y soldado o roscado de las tuberías y piezas
necesarias para la instalación de manógrafo y termógrafo para registro
de la prueba hidrostática, estos equipos deberán contar con certificados
de calibración calificados.
• Instalación y vigilancia durante 24 horas de las gráficas del manógrafo y
termógrafo.
• Desmantelamiento de las tuberías y conexiones después de la prueba.
8. Instalación de bombas para rellenado, prueba y desmantelamiento posterior.
• Instalación de la bomba (succión) y de la bomba hasta el cople instalado
previamente en el tapón de prueba de la tubería.
• Tiempos de espera del equipo y personal de instalación durante la
prueba.
• Desmantelamiento de las líneas de succión y descarga de la bomba
después de la prueba satisfactoria de la tubería.
• Transportes del personal y la bomba de su lugar de instalación a otro
lugar de la línea que sea requerido.
Prueba hidrostática.
El ducto terminado será sometido a una prueba hidrostática para comprobar la
integridad de los materiales e identificar cualquier fuga. El ducto será dividido en
tramos de prueba, con una diferencia de cota máxima para lograr mantener la
presión máxima y mínima durante la duración de la misma. Asimismo, se provee
una tolerancia para cambios de presión durante la duración del ensayo, a fin de
dar cuenta de las variaciones en la temperatura del medio ambiente.
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Las cabezas de prueba con conexiones a válvulas necesarias para el llenado, la
presurización y las líneas de instrumento serán soldadas en cada extremidad del
tramo de prueba. El tramo será llenado con agua utilizando bombas que cuenten
con la capacidad de vencer presiones mayores debido a la altura hidrostática.
Varios tramos pueden ser llenados juntos y probados utilizando conexiones de
tubería temporales entre las cabezas de prueba.
El sistema será sometido a la prueba hidrostática durante un período mínimo de
ocho horas. Previo a su uso en las pruebas, todos los registradores de presión,
los registradores de temperatura y los indicadores de peso muerto serán
calibrados.
Los registros de prueba, incluyendo los formularios de calibración, las cartas de
presión y de temperatura y los registros de presión de peso muerto, se
mantendrán durante la vida útil del sistema. Estos registros estarán disponibles en
todo momento para su inspección por parte de las autoridades gubernamentales.
Toda tubería y accesorio que no haya sido incluido en los ensayos regulares del
gasoducto será sometido a prueba por separado, previo a su instalación y el 100%
de toda soldadura será inspeccionada a base de pruebas no destructivas.
Toda fuga que se detecte mediante las pruebas será localizada y reparada, y será
sometida a prueba nuevamente, los inspectores de la prueba controlarán lo
siguiente:
• Los tramos de prueba hayan sido limpiados y las soldaduras de las cabezas
de prueba hayan sido radiografiadas previo al llenado.
• Las cabezas de prueba y las válvulas sean diseñadas para una presión de
prueba máxima.
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• La instrumentación se haya calibrado y esté correctamente instalada y
funcionando según sea necesario.
• La fuente de suministro de agua cuente con un caudal suficiente, que la
calidad del agua sea aceptable y que se utilicen mallas y filtros durante el
llenado del gasoducto.
• Las señales de advertencia estén colocadas en todos los puntos de acceso
públicos y en todos los puntos donde la tubería o los accesorios estén
expuestos.
• No haya ningún tipo de maquinaria trabajando en la franja de afectación
mientras se esté probando la tubería.
• Se elaboren gráficas de funcionamiento por personal calificado y se complete
la documentación de manera correcta.
• La presión de prueba sea liberada de inmediato y de manera segura después
que la prueba haya sido aceptada.
• El vaciado del agua se lleve a cabo cumpliendo con la normatividad aplicable
y en su caso, evite la erosión o daños a la propiedad pública o privada.
• Las corridas con diablos de vaciado en seco se realicen para remover toda el
agua sobrante.
• El agua sea eliminada de los cuerpos de las válvulas.
Si bien los códigos de ductos no determinan criterios para el agua que se utiliza
durante las pruebas hidrostáticas, se deberá utilizar agua que no contenga lodos
ni materia extraña en suspensión ni componentes corrosivos dañinos, a menos
que ésta pueda ser tratada de manera satisfactoria mediante el uso de filtros o
aditivos químicos. Por lo general, existen más inquietudes respecto a la calidad
del agua que será devuelta al medio ambiente de manera posterior al ensayo, que
respecto a la calidad del agua que se utiliza antes de la prueba.
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Se realizarán análisis del agua utilizada a fin de determinar si existe la posibilidad
de contaminación del ducto por bacterias de hierro y de azufre. Las bacterias de
hierro son capaces de utilizar el material de la tubería como combustible
metabólico, lo cual podría resultar en porosidad por corrosión en la pared de la
tubería y/o la reducción del diámetro interno a raíz de la sedimentación.
Las bacterias de azufre son capaces de reducir los diversos compuestos de azufre
a hidrógeno sulfurado, causando problemas de corrosión y/o la reducción en el
diámetro interior de la tubería a raíz de la sedimentación. La solución al problema
de la contaminación bacterial sería tratar el agua a medida que entre al ducto.
Inspección por medio de líquidos penetrantes de uniones soldadas en tubería de acero al carbón
1. La compañía propondrá el procedimiento que utilizará para la inspección, el
cual deberá constar como mínimo con lo siguiente:
• Especificación del líquido penetrante que se utilizará, así como la
limpieza del exceso del mismo.
• Especificación del procedimiento de limpieza, el cual deberá garantizar
que el elemento a inspeccionar estará libre de grasa, aceite, polvo,
escoria, cascarilla, pintura, recubrimiento, etc.
• Especificación del procedimiento de aplicación de líquido revelador.
• Especificación del procedimiento para el registro de la inspección.
2. Para poder dar inicio a esta actividad la contratista deberá de dar aviso con
48 horas de anticipación, anexando el procedimiento avalado por la
compañía inspectora.
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Puesta en servicio y arranque del sistema (estaciones).
Los procedimientos y certificados de finalización para la puesta en servicio de las
instalaciones serán elaborados durante la fase de diseño. De forma general, se
debe considerar que la puesta en servicio de una instalación involucra los
siguientes aspectos:
• Verificación de la construcción, la edificación y los procedimientos de
pruebas previas a la puesta en servicio de los equipos y sistemas a fin de
asegurar su ejecución completa y correcta. Todo incumplimiento con las
especificaciones y deficiencia será rectificado.
• La puesta en servicio de las instalaciones se realizará con base a la
verificación de cada sistema uno por uno. Este trabajo pondrá a la estación y
a sus equipos y sistemas en un estado operativo completamente probado. El
funcionamiento y el rendimiento de todo el equipo será revisado y verificado.
Dentro de las principales actividades de la puesta en servicio se incluyen las
siguientes:
• La verificación de la construcción según el diagrama de tubería e
instrumentos.
• La verificación de los enlaces de control de la estación.
• La verificación de los enlaces de la unidad.
• La puesta en servicio de las válvulas y del operador.
• La prueba hidrostática de todas las tuberías.
• La purga de la tubería de alta presión, inicialmente con gas natural o
nitrógeno y en seguida con gas licuado de petróleo (Gas LP).
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• La puesta en servicio del sistema y servicio de aire comprimido.
• La simulación del software de control de la unidad.
• La verificación de la simulación del Paro de emergencia.
• La puesta en servicio del suministro eléctrico primario.
• La puesta en servicio del sistema de distribución de energía eléctrica
principal.
• La puesta en servicio del centro de control de motores.
• La verificación de tableros de distribución y de circuitos derivados.
• La verificación del sistema de suministro de energía no interrumpible.
• La prueba del sistema de protección catódica.
• Las verificaciones funcionales de los sistemas de medición, protección,
seguridad y alarma.
• La puesta en marcha lenta para las bombas, los motores, los sellos y demás
maquinaria y equipos mecánicos.
• El vaciado de los sistemas de lubricación y sellado hidráulico, ajuste de los
componentes de las bombas, limpieza de las mallas, calibración de los
instrumentos, dispositivos de alivio y alarma, verificación de la alineación en
caliente, lubricación y ajustes de los topes de las válvulas.
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Puesta en servicio y arranque del sistema (ducto).
Los procedimientos y certificados de la puesta en servicio del ducto y las
instalaciones conexas serán elaborados durante la fase de diseño. En términos
generales, la puesta en servicio del ducto involucrará lo siguiente:
a) Pruebas.
Al término de la construcción del ducto, todos los componentes del sistema serán
sometidos a las pruebas finales en preparación para su puesta en operación,
incluyendo:
• Pruebas de resistencia de la tubería presurizada.
• Prueba del sistema de protección catódica.
• Verificación de la operatividad de los sistemas eléctricos.
• Verificación de la operatividad de los sistemas de control, protección y alarmas.
• Verificación de la operatividad del sistema.
b) Puesta en marcha del ducto.
La puesta en marcha contempla la puesta en servicio del sistema de manera
apropiada a fin de realizar las pruebas de rendimiento. Previo al llenado del ducto,
todos los sistemas de seguridad, incluyendo los sistemas de paro de emergencia y
de protección contra sobrecargas de presión, entre otros, serán sometidos a
prueba a fin de asegurar su correcto funcionamiento. La puesta en marcha
consiste en lo siguiente:
• Purga y llenado del ducto, asegurando que todo el aire sea desplazado por el
nitrógeno, este por el gas natural para el proceso de interface entre el
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purgado y el llenado y este último por el Gas LP para el llenado - empaque
del sistema.
• Arranque de energía eléctrica y alumbrado, potencia auxiliar, control,
instrumentación, seguridad, paros de emergencia y sistema de
comunicaciones.
• Electrificación y prueba de los sistemas de protección catódica.
• Purga y llenado del ducto con Gas LP, asegurando que todo el gas natural o
el nitrógeno sea desplazado en el sistema hasta la Instalación de entrega.
Todo venteo de aire y de gas desde el ducto durante la puesta en marcha se
realizará de manera segura y controlada a fin de prevenir los accidentes o eventos
de contaminación. La purga del ducto se realizará para prevenir cualquier mezcla
significante del gas con el aire. Se tomarán todas las precauciones necesarias
para prevenir el riesgo de incendios.
c) Puesta en servicio de la Instalación de entrega
Los procedimientos y certificados de finalización para la puesta en servicio de la
Instalación de entrega serán elaborados durante la fase de diseño. De manera
general, esta puesta en servicio involucra los mismos pasos señalados para la
estación.
Durante las etapas de operación y mantenimiento.
Una vez que el ducto se encuentra en operación, las actividades y pruebas de verificación se
encuentran encaminadas al control de la corrosión en ductos.
De forma específica en las Estaciones de medición y regulación, dispositivos de relevo de presión
(excepto discos de ruptura) y estaciones de regulación de presión y su equipo, se deben sujetar a
inspecciones y pruebas a intervalos que no excedan de quince meses pero, como mínimo, una vez
cada año calendario para determinar lo siguiente:
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• Se encuentran en una condición mecánica adecuada desde el punto de vista
de capacidad y confiabilidad operativa;
• Trabaja a la presión correcta, y
• Están protegidas del polvo, líquidos u otras condiciones que pudieran afectar
su funcionamiento.
Los dispositivos de relevo de presión (excepto discos de ruptura), cuando sea
posible, se deben probar en el sitio a intervalos que no excedan de quince meses
pero, como mínimo, una vez cada año calendario para determinar que cuentan
con suficiente capacidad para limitar la presión en las instalaciones a las que
están conectados, hasta obtener la presión máxima deseada.
En caso de no poder realizar una prueba, se debe revisar y calcular la capacidad
requerida del dispositivo de relevo a intervalos que no excedan de quince meses
pero, como mínimo, una vez cada año calendario, y comparar estas capacidades
requeridas con la capacidad de relevo del dispositivo o experimentalmente
determinada para las condiciones de operación bajo las cuales trabaja.
VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS.
En este Capítulo se incluye la información que corresponde a los antecedentes de
riesgo, así como también a los resultados de la aplicación de las metodologías de
identificación y jerarquización de riesgos. Una vez que se realizó la identificación
de riesgos se procedió al planteamiento de los escenarios para la modelación con
la finalidad de determinar las áreas de afectación en caso de ocurrencia de los
eventos de riesgo.
I.17. ANTECEDENTES DE ACCIDENTES E INCIDENTES.
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Por tratarse de un gasoducto que aún no ha sido construido, no se cuenta con
antecedentes de accidentes y/o incidentes que se hubieran presentado en las
instalaciones.
Sin embargo, se realizó una búsqueda bibliográfica a través de las bases de datos
de periódicos como son el El Norte, Reforma, Palabra, El Universal, El Occidental,
Diario del Paso, con la finalidad de documentar accidentes reportados en
instalaciones localizadas en la zona del proyecto o en proyectos similares.
Los resultados de la búsqueda de notas periodísticas en un periodo de 5 años,
indican que no existen reportes de accidentes que involucren el manejo de gas
natural en la ciudad industrial Bruno Pagliai. Como resultado de la búsqueda en
fuentes periodísticas, únicamente se encontró el reporte de un accidente derivado
de una fuga de cloro. A continuación se presenta un resumen de algunos de los
accidentes encontrados que tienen relación con el tipo de instalación que se
evalúa en el presente Estudio de Riesgo.
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Notimex
30 de julio de 2007
“….Intensa movilización de elementos de Protección Civil y Bomberos causó esta
mañana una fuga de cloro en la empresa Nasa Nacional, en Ciudad Industrial
Bruno Pagliai, que dejó 11 personas intoxicadas. Los hechos ocurrieron alrededor
de las 11:00 de este lunes, cuando la estación de Bomberos recibió el llamado de
auxilio por parte de unos trabajadores de la empresa Nasa Nacional, sobre la fuga
de una sustancia tóxica en las instalaciones de la empresa dedicada a la compra
de chatarra para fundición. “
Reforma
30 de julio de 2007
“…Una fuga de cloro ocurrida en una compañía del puerto de Veracruz dejó ocho
personas lesionadas, informaron la Policía Intermunicipal Veracruz-Boca del Río y
la Subsecretaría de Protección Civil estatal. De acuerdo con el reporte de las
autoridades, el incidente se registró en la empresa Nasa, en el parque industrial
Bruno Pagliai, cuando unos empleados trasladaban un recipiente con cloro. “
La búsqueda se amplió para verificar la ocurrencia de accidentes en instalaciones
similares (ductos), encontrándose algunos de los resultados que se detallan a
continuación.
El Financiero
18 de marzo de 2008
“…De enero de 2000 a diciembre de 2007, en instalaciones de Petróleos
Mexicanos (Pemex) han ocurrido 67 accidentes graves, con un saldo de cerca de
cien personas muertas y centenares de heridos, entre trabajadores de la propia
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paraestatal, de las empresas privadas que le otorgan servicios y habitantes de las
poblaciones cercanas donde ocurrieron los siniestros. Más del 70 por ciento de los
fallecimientos han tenido lugar en los últimos tres años.
……En la respuesta otorgada a la demanda de información número
1857200142207, que EL FINANCIERO hizo por medio del Sistema de Solicitudes
de Información (Sisi), del IFAI, Pemex reconoce que a partir de 2005 el número de
siniestros se elevó considerablemente, pues mientras entre 2000 y 2004
ocurrieron 14 accidentes -un promedio de 2.8 por año- en 2005 se registraron 20
percances, 17 en 2006 y 16 en 2007, que coinciden precisamente con la
proliferación de empresas contratistas.…. En el informe entregado a este diario,
Pemex informa que los estados más afectados son Veracruz, con 17 siniestros;
Tamaulipas, con 12; Tabasco, con nueve; Hidalgo, con siete; Guanajuato, con
cinco, así como Chiapas y Oaxaca y la Sonda de Campeche, con cuatro
accidentes cada uno.
El Economista
9 de diciembre de 2007
En el 2007 los accidentes en Pemex, a la orden del día El año que está por
concluir ha sido un año trágico para Petróleos Mexicanos (Pemex) respecto al
número de accidentes y siniestros en sus instalaciones que han derivado en
pérdidas humanas, en comparación con el año anterior. Pemex informó que en el
2007 se han registrado 12 accidentes graves, el más fuerte de ellos es el pozo
petrolero Kab121, mismo que fue golpeado por la plataforma Usumacinta. Esto
representó un alto costo para las empresas aseguradoras de Pemex; sin embargo,
la paraestatal dice aún tener el monto financiero que representaron los desastres.
El saldo total oficial de los desastres: 31 personas fallecidas, de las cuales 22
personas muertas se dieron en la plataforma Kab, aunque debe destacarse que
sobrevivieron 80 trabajadores. Todo apunta que se pudieron haber evitado las
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pérdidas humanas con una buena capacitación porque se ha demostrado que los
empleados entraron en una crisis de desesperación. “
El Universal
31 de octubre de 2007
“…La delegación en Veracruz de la Procuraduría Federal de Protección al
Ambiente (PROFEPA) inició un proceso jurídico administrativo en contra de la
paraestatal Petróleos Mexicanos (Pemex) por el derrame de cuatro mil barriles de
crudo en tres ríos del sur de la entidad. El delegado estatal de la Profesa,
Francisco Briceño Cortes, informó que además se exigió a la empresa retirar todo
el producto de los ríos Jaltepec, Chiquito y Coatzacoalcos.”
El Financiero
30 de octubre de 2007
“…Tras estimar que los frecuentes accidentes en instalaciones de Petróleos
Mexicanos (Pemex) en esta entidad han causado daños por ocho mil millones de
pesos, tan sólo en 2007, el gobernador Fidel Herrera Beltrán hizo un llamado al
Congreso de la Unión para que autorice mayores partidas para el mantenimiento
de la red de ductos de la paraestatal. "No es suficiente andar tapando hoyos,
ductos y derrames cuando esto debe preverse con mantenimiento adecuado.
Nada nos resuelve que luego de la fuga se sustituya el ducto; debiera haber un
programa permanente, pero Pemex no tiene recursos", refirió. El mandatario
veracruzano reiteró que su gobierno no permitirá que se perforen más pozos en
Veracruz hasta que la paraestatal entregue el Programa de Desarrollo Integral del
Paleocanal y la Huasteca Veracruzana. “
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La Voz de la Frontera
18 de septiembre de 2007
“…Y mientras el presidente Felipe Calderón andaba de gira internacional por la
India promoviendo a México como un país seguro y atractivo a la inversión
extranjera, ante un auditorio de empresarios indios, en los límites del estado de
Veracruz con Tlaxcala hubo una explosión del gaseoducto durante la madrugada
que puso alerta a todas las autoridades y propició la reubicación de más de 15 mil
personas de las comunidades aledañas al ducto afectado. Afortunadamente no
hubo vidas qué lamentar, pero el accidente provoca pánico social y severos daños
económicos tanto a la empresa estatal como a las industrias…”
Reforma
17 de septiembre de 2007
“Petróleos Mexicanos informó que este lunes se reiniciará el bombeo de gas
natural del Golfo de México hacia el centro y occidente del país en los ductos que
fueron reparados tras una serie de explosiones provocadas por el EPR. La región
Puebla y Tlaxcala comenzará a recibir el energético por la mañana, lo que significa
que empresas como Hylsa y Volkswagen de México estarían en posibilidades de
reiniciar sus procesos industriales al contar con gas natural en sus ductos.
PEMEX estimó que la refinería de Tula, la más importante en el centro del país,
comenzará a normalizar sus operaciones hoy mismo por la tarde, una vez que
tenga de nueva cuenta crudo y gas natural. La refinería se mantuvo en un paro
técnico por cinco días luego de que los ataques del Ejército Popular
Revolucionario (EPR) a un oleoducto y a un gasoducto en Veracruz dejaran sin
materia prima al centro industrial. “
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La Jornada
11 de septiembre de 2007
“…..Desde 2000 a la fecha las explosiones en ductos de la empresa paraestatal
Petróleos Mexicanos (Pemex), el derrame de hidrocarburos y los accidentes en
sus instalaciones en tierra y mar con impacto en el medio ambiente superan los
mil 800. Hasta julio pasado, cuando los estallidos fueron provocados
deliberadamente y la autoría de los mismos reivindicada por el Ejército Popular
Revolucionario (EPR), todos habían sido considerados como eventos
circunstanciales. Los habitantes de zonas aledañas a instalaciones de Pemex
saben del riesgo cotidiano que representan, sobre todo por los altos índices de
siniestralidad que registran. Incluso las autoridades locales hacen reclamos
constantes a la empresa petrolera para que proporcione el adecuado
mantenimiento a los ductos que atraviesan sus poblaciones. “
Reforma
15 de enero de 2007
“…Personal de Petróleos Mexicanos descubrió ayer dos nuevas tomas
clandestinas utilizadas para robar hidrocarburos, en un oleoducto de 24 pulgadas,
y en la línea de 20 pulgadas, en el tramo Naranjos-Tres Hermanos-Madero, en el
municipio de Ozuluama, Veracruz. Especialistas de Seguridad Física de PEMEX,
al hacer un rondín, encontraron en el lugar válvulas de paso perfectamente
instaladas en los oleoductos, y un tubo galvanizado de 150 metros de largo, para
desviar el producto. Con estos hallazgos, Petróleos Mexicanos ha descubierto y
clausurado al menos tres tomas clandestinas en los oleoductos ubicados al norte
de Veracruz de 2007 a la fecha. “
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El Norte
15 de enero de 2007
“…Personal de Petróleos Mexicanos descubrió ayer dos nuevas tomas
clandestinas utilizadas para robar hidrocarburos, en un oleoducto de 24 pulgadas,
y en la línea de 20 pulgadas, en el tramo Naranjos-Tres Hermanos-Madero, en el
municipio de Ozuluama, Veracruz. Especialistas de Seguridad Física de PEMEX
al hacer un rondín encontraron en el lugar válvulas de paso perfectamente
instaladas en los oleoductos, y un tubo galvanizado de 150 metros de largo, para
desviar el producto. Con estos hallazgos, Petróleos Mexicanos ha descubierto y
clausurado al menos tres tomas clandestinas en los oleoductos ubicados al norte
de Veracruz de 2007 a la fecha. “
De forma independiente a las fuentes periodísticas a nivel nacional, también se
desarrolló una búsqueda en fuentes bibliográficas de Estados Unidos,
específicamente en el portal de internet de la Oficina de Seguridad en tuberías
(OPS: Office of Pipeline Safety), así como también en el portal de la
Administración de Seguridad en Tuberías y Materiales Peligrosos (PHMSA:
Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration).
En la fuente antes mencionada, se encontró registrado que el mayor número de
incidentes reportados se presentaron en los sistemas de distribución de gas
natural, los cuales se definen en los Estados Unidos como los procesos en donde
el gas se toma de un sistema de transmisión de alta presión y se distribuye a
través de redes de tuberías de baja presión. Este tipo de instalaciones, resulta
equivalente al proyecto que aquí se evalúa y que consiste en la construcción y
operación de un gasoducto de 18” de diámetro X 4.3 km.
A continuación, en la Figura VI.1. se incluye la información condensada del
número de incidentes serios (causantes de fatalidades o heridas que requieren
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hospitalización), reportados en los Estados Unidos. Más adelante, en la Figura
VI.2. se incluye la distribución de las causas que originaron los incidentes o
accidentes, dentro de las cuales se encuentran el daño por agentes externos,
daños por fuerzas naturales, corrosión, errores humanos, fallas en el material de
construcción y otras causas no especificadas.
A partir de la Figura VI.2. puede mencionarse que la principal causa que ha
originado accidentes que ocasionan la interrupción del suministro, se debe a
daños ocasionados por acciones de excavación, posteriormente existen una serie
de otras causas no clasificadas. En otro orden de magnitud y en porcentajes muy
cercanos se encuentran los daños en el material de construcción, errores
humanos y daños por fuerzas naturales. Finalmente, los porcentajes más bajos
los ocupan los daños por corrosión y agentes externos.
Sistemas de Tuberías, Incidentes Serios 1988-2007, Estados UnidosFuente: PHMSA, Archivos de incidentes signif icantes abril 14, 2008
Inci
dent
es
Todo tipo
Condensados de gas
Líquidos peligrosos Transmisión de gas
Distribución de gas
Figura VI.1. Accidentes reportados en sistemas de tuberías (Estados Unidos).
Fuente: http://primis.phmsa.dot.gov/
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Incidentes causantes de interrupción del suministroSistemas de Tuberías de Estadios Unidos, 1988-2007
Otras causasCorrosiónDaños por excavaciónError humanoFalla del materialDaño por fuerzas naturalesDaño por agentes externos
Figura VI.2. Causas que originan interrupción del suministro (Estados Unidos).
Fuente: http://primis.phmsa.dot.gov/
I.18. METODOLOGÍAS DE IDENTIFICACIÓN Y JERARQUIZACIÓN.
Para realizar la identificación de los riesgos potenciales se seleccionó la
metodología HAZOP (“HAZard and OPerability”), conocida también como Análisis
de Operabilidad y Riesgos de los Procesos, la cuál es una técnica que involucra la
investigación de desviaciones del diseño o propósito de un proceso.
La metodología consiste en utilizar un conjunto de palabras “guías” o “claves” (no,
mayor, menor, etc.) con la finalidad de examinar desviaciones de las condiciones
normales de un proceso en varios puntos clave (nodos) de todo el sistema.
Dichas palabras “guías” se aplican a parámetros relevantes del proceso, tales
como: flujo, temperatura, presión, composición, etc. para identificar las causas y
consecuencias de desviaciones en estos parámetros de sus valores normales.
Finalmente, la identificación de las consecuencias, resulta en recomendaciones
para mejorar el proceso. Estas pueden indicar modificaciones en el diseño,
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requerimientos en los procedimientos operativos, modificaciones en la
documentación, mayor investigación, etc.
I.18.1. Metodología HAZOP. La metodología HAZOP involucra tener una descripción y documentación del
proceso que se va a analizar con la finalidad de cuestionar cada parte, para
identificar como se pueden producir desviaciones de las condiciones de diseño u
operación. Posteriormente, se hace una evaluación para determinar si tales
desviaciones y sus consecuencias, pueden tener un efecto negativo en la
seguridad, operación o el medio ambiente. En el caso de que se considere
necesario, se establecerán una serie de recomendaciones, tendientes a remediar
la situación.
Palabras clave. Un elemento esencial, en este proceso de cuestionamiento y análisis sistemático,
es el uso de palabras guías o palabras claves para enfocar la atención del grupo
sobre las desviaciones y sus posibles causas. Estas palabras “guías” se dividen
en dos clases:
• Palabras primarias. Las cuales enfocan la atención en un proceso particular
del intento de diseño o una condición o parámetro asociado con el proceso.
• Palabras secundarias. Las cuales al combinarse con las palabras primarias
sugieren posibles desviaciones.
Las palabras primarias reflejan tanto el propósito, como aspectos operacionales.
Palabras típicas orientadas al proceso, algunos ejemplos de ellas son los
siguientes:
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• Flujo. • Corrosión/erosión. • Muestreo.
• Presión. • Temperatura. • Reducción.
• Viscosidad. • Viscosidad. • Nivel.
• Reacción. • Composición. • Composición.
• Instrumentación. • Adición. • Mezclado.
• Separación. • Prueba. • Mantenimiento.
Las palabras típicas que consideran los aspectos de operabilidad del proceso,
pudieran ser las siguientes:
• Aislamiento. • Inspección. • Purgado. • Ventilación. • Arranque. • Mantenimiento. • Drenaje. Cuando las palabras secundarias se combinan con las primarias, sugieren
desviaciones o problemas potenciales. Un listado estándar de las palabras
utilizadas como secundarias se menciona a continuación en las Tablas VI.1. y
VI.2.
Tabla VI.1. Significado de palabras guías estándar.
Palabra Significado
No/Ninguna Negación del intento de diseño
Más Incremento cuantitativo
Menos Decremento cuantitativo
Además de Incremento cualitativo
Parte de Decremento cualitativo
Reversa Opuesto lógico del intento
Otro que Sustitución completa
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Tabla VI.2. Significado de palabras guías para procedimientos.
Palabra Significado
No No realiza el paso u operación. Un paso u operación
importante en el proceso se omite.
Más Se hace más que lo especificado o requerido en un
sentido cuantitativo (ej. se abre válvula completamente
cuando se requiere solo abrir parcialmente).
Menos Se hace menos de lo especificado o requerido en un
sentido cuantitativo (ej. purgar un depósito por 5
minutos en lugar de 10 minutos).
Además de Se hace más de lo especificado en un sentido
cualitativo. (ej. se abren las válvulas para varios
tanques cuando solo se requiere para una).
Parte de Se realiza una parte de un paso en un sentido
cualitativo (ej. se cierra solo una válvula cuando el
procedimiento dice claramente que se cierren todo el
grupo y se abra la válvula de sangrado).
Reversa Se hace lo opuesto a lo especificado. (ej. se abre una
válvula cuando el procedimiento dice que se debe de
cerrar).
Otro que Se hace algo diferente a lo requerido (ej. se abra la
válvula equivocada).
El proceso de análisis HAZOP involucra aplicar de una manera sistemática, todas
las combinaciones relevantes de palabras claves, al sistema o proceso bajo
estudio, en un esfuerzo por descubrir problemas potenciales.
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Los resultados se registran en un formato de tabla o matriz con los siguientes
encabezados principales:
• Nodo/Paso.
• Parámetro.
• Guía.
• Desviación.
• Categoría –Causas.
• Categoría Consecuencias.
• Categoría-Salvaguarda.
• Categoría-Recomendación
Procedimiento de aplicación.
La secuencia que se utiliza es la siguiente:
• El proceso se secciona en nodos o pasos conforme a las actividades que se
ven involucradas, (ejemplo: almacenamiento, bombeo, mezclado,
enfriamiento, etc.)
• Se plantea una palabra clave primaria.
• Se plantea una palabra clave secundaria.
• Se plantea la desviación o problema derivado de la combinación de las
palabras claves primarias y secundarias referentes al nodo en cuestión
• Se plantean las causas potenciales que resultarían en la desviación. Para
después agrupar las causas según su origen, estas pueden clasificarse
conforme a las siguientes claves (categorías).
Como un ejemplo puede citarse “HUM – error en cálculo de capacidad del
recipiente” (el factor humano fue causa para la desviación referida).
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Tabla VI.3. Categorías de las causas.
Clave Categoría
HUM Error/Factor humano
EQP Falla de equipo
EXT Evento externo
DIS Distribución de la planta
FSA Falla de salvaguarda
PRV Evento previo
• Siguiendo con la secuencia, se deben plantear las consecuencias
potenciales que resultarían, tanto como efecto de la desviación, como por
efecto de la causa misma. Para después agrupar las consecuencias de
acuerdo a su nivel de afectación, estas pueden clasificarse conforme a las
claves (categorías) que se mencionan a continuación:
Tabla VI.4. Categorías de las consecuencias.
Clave Categoría
AMB Afectación al Ambiente
PER Afectación al Personal
PRP Afectación a la Propiedad
OPE Asuntos Operativos únicamente
Como un ejemplo puede citarse “AMB - derrame del producto al suelo natural”
(afectación al medio ambiente).
• En este punto se puede registrar cualquier equipo, instrumento o dispositivo
protector, ya sea que prevenga la causa o salvaguarde contra consecuencias
adversas. Para después agrupar las Salvaguardas según su fundamento,
estas pueden clasificarse conforme a las claves (categorías) de la Tabla VI.5.
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Tabla VI.5. Categorías de las salvaguardas.
Clave Categoría
MNT Mantenimiento
ADM Administrativa
ING Ingeniería
Como ejemplo, podemos citar “MNT- se aplica mantenimiento preventivo”.
• Cuando una causa creíble resulte en una consecuencia negativa, se debe
anotar una recomendación para tomar alguna acción al respecto. Las
acciones deben ser tomadas para eliminar las causas o para mitigar o eliminar
las consecuencias. Es en esta etapa, que se consideran las consecuencias y
sus salvaguardas asociadas. Cuando las medidas de protección son las
adecuadas, entonces no se requiere tomar ninguna acción y esto se indica en
esta columna. Posteriormente, se procede a agrupar las recomendaciones
según su fundamento, estas pueden clasificarse conforme a las siguientes
claves (categorías):
Tabla VI.6. Categorías de las recomendaciones.
Clave Categoría
ING Ingeniería/Diseño
PRO Procedimiento/Software
MNT Mantenimiento
GER Gerencia
SEG Seguridad
ADM Administración/capacitación
VI.2.1.1. HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro. A continuación se presenta la Tabla VI.7., la cual incluye la matriz resultante de la
aplicación de la metodología HAZOP.
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Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y
regulación.
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
MNT- Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas,
reguladoras, conexiones e instrumentación.
ING.- Verificar la instalación de válvulas de bloqueo y agregar en el plano.
No. Nodo/Paso Parámetro Guía
Mayor presión del gas natural en línea
de interconexión.OPE. Sobrepresión de la línea.
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
GASODUCTO DE 18" DIÁMETRO
Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación
SEG- Dar seguimiento a los procedimientos de respuesta a emergencia.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivos.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a reguladoras, manómetros y conexiones.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a reguladoras, manómetros y conexiones.
ING. Indicadores de presión y temperatura en área de medición (filtros y cromatógrafo)
ING. Indicadores de temperatura en la Estación 1
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la línea interconexión.
1
1.- LÍNEA DE INTERCONEXIÓN
GASODUCTO 48" CACTUS-SAN FERNANDO
PRESIÓN MAS
2
OPE. Potencial sobrepesión en la línea.
AMB. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
Menor presión del gas natural en línea
de interconexión.
OPE. Disminución de presión de gas con potencial interupción del servicio.
PRESIÓN NO
PRESIÓN MENOS
HUM-PRV.-Fuga de gas antes de la Estación 1.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo menor presión hacia la Estación 1 de medición .
HUM-PRV. Fuga de gas antesde la Estación 1.
ING. No se visualiza en el plano las válvula de bloqueo o válvulas de alivio en el tramo
de interconexión antes de llegar a la Estación 1.
4 TEMPERATURA MASMayor temperatura del gas natural en
la Estación 1,
No hay presión del gas natural en línea
de interconexión.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX al gasoducto de 18" no transmite presión hacia la Estación 1. OPE. Falta de gas y potencial interrupción
del servicio.ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control.
EXT. Evento externo.
3
ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control .
AMB-PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos y de respuesta a emergencias.emergencias.
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Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y
regulación. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
8
PRO. Realizar la interconexión de acuerdo al proecidimiento para Hot Tapping que
establezca PEMEX, verificando las condiciones de seguridad al momento de realizar la interconexión. El desarrollo de las actividades deberá estar a cargo de
personal capacitado y con experiencia en este tipo de procedimientos.
ING. Verificar que los equipos que se utilicen para el procedimiento de Hot Tapping se encuentren en buenas
condiciones.
ING. Dar seguimiento a los mantenimientos preventivo de los medidores de flujo y
alarmas, así como programas de calibración por parte de compañía externa avalados por
PEMEX.
Mayor flujo de gas natural en la Estación 1.
HUM-EQP. Falla de instalación de válvula de Hot Tap.
FLUJO
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo.
GASODUCTO DE 18" DIÁMETRO
Menor temperatura del gas natural en
la Estación 1.
MENOS
5
1.- LÍNEA DE INTERCONEXIÓN
GASODUCTO 48" CACTUS-SAN FERNANDO
TEMPERATURA MENOS
6 MAS
ING. Medidor de flujo y alarma en campo.
EXT. Falla de suministro de gas por PEMEX.
OPE. Potencial interrupción del servicio.
HUM. Error del operador.
EXT. Condiciones climatológicas extremas.
HUM-PRV. Fuga de gas antes o en Estación 1.
AMB-OPE. Potencial sobrepresión de la línea. Potencial fuga, incendio ó explosión de gas natural.
7 FLUJO
ING.- Medición de temperatura.
AMB-PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos y de respuesta a emergencias.
ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRESANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación
OPE.- Potencial interrupción del suministro.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
Menor flujo de gas natural en la Estación 1
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, selección inadecuada de la tubería y/o
accesorios y mala calidad del gas.CORROSIÓN MAS
Mayor corrosión a lo estimado en
diseño.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica.
MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a
tuberías y/o accesorios.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección
catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica y programas de seguridad industrial.
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Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y
regulación. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
9 No aplica
No aplica No aplica No aplica No aplica
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo menor presión hacia la Estación 1. Falla de válvula reguladora de la Estación.
13
ING. Válvula para interrumpir el flujo de gas natural. Válvulas de alivio por sobrepresión. Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.
HUM-PRV. Fuga de gas antes de la Estación.
PRESIÓN
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" hacia la Estación de medición. Falla de válvula reguladora de la Estación.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la Estación 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1. Taponamiento de filtros incrementándose presió diferencial.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
SEG. Aplicación de los programas de seguridad industrial.
OPE. Disminución de presión de gas con potencial interrupción del servicio.
ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
2.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 1
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
PRESIÓN MENOSMenor presión del
gas natural en Estación 1.
SEG. Dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
OPE. Sobrepresión de la línea y actuación del sistema de alivio.
NO No hay presión de gas natural en línea
de interconexión.
Mayor presión del gas natural en línea
de Estación 1.11
Categoría-SalvaguardaCategoría-Consecuencia
SEG. Dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
10 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
12
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.ING. Indicador de presión y alarma en
cuarto de control y en Estación.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento a los programas de seguridad industrial.
MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
ING. Medición de la calidad del gas natural por parte del proveedor.
ING. Sistema de protección catódica.
GASODUCTO DE 18" DIÁMETROESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación Categoría-Causa Categoría-Recomendación
CORROSIÓN MENOS
1.- LÍNEA DE INTERCONEXIÓN
GASODUCTO 48" CACTUS-SAN FERNANDO
HUM-PRV. Fuga de gas antes de la Estación.
OPE. Disminución de presión de gas con potencial interrupción del servicio.
PRESIÓN MAS
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Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y
regulación. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
OPE. Potencial sobrepesión en la línea.
PRO-SEG. Continuar aplicando los procedimientos operativos y dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
HUM.- Error del operador.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
PRO-SEG. Continuar aplicando los procedimientos operativos y dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
OPE. Potencial interrupción del servicio.
ING. Instrumentación para el control de la temperatura.
14 TEMPERATURA MASMayor temperatura del gas natural en
la Estación.
15 TEMPERATURA MENOS ING. Instrumentación para la medición de temperatura.
ING. Medidor de flujo y alarma en campo.
EXT.- Condiciones climatológicas extremas.
No aplica No aplicaNo aplica
OPE. Potencial interrupción del servicio.17 FLUJO MENOSMenor flujo de gas natural en Estación
de medición
EXT. Falla de suministro de gas por PEMEX.
HUM-EQP-PRV. Fuga de gas antes o en la Estación. Falla de válvula.
19
No aplica
18 CORROSIÓN MASMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
16 FLUJO MASMayor flujo de gas natural en Estación
de medición.
CORROSIÓN MENOS
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica y programas de seguridad industrial.
ING. Dar seguimiento a los mantenimientos preventivos de los medidores de flujo y programas de calibración por parte de compañía externa avalados por PEMEX.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
EXT. Evento externo.
No aplica No aplicaNo aplica No aplica
ING. Sistema de protección catódica.
Categoría-Salvaguarda
No aplica
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
GASODUCTO DE 18" DIÁMETROESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación Categoría-Causa Categoría-Recomendación
2.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 1
Categoría-Consecuencia
Menor temperatura del gas natural en
Estación.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o accesorios y mala calidad del gas.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
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Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y regulación. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"
OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a medidores de temperatura.
PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento a los programas de seguridad industrial.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a medidores de temperatura.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a reguladoras, manómetros y conexiones.
PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos.
No aplica
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica.
ING. Medición de la calidad del gas natural por parte del proveedor.
Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda
202.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN
Y REGULACIÓN 1 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
No aplica
Menor presión del gas natural en línea
de conducción hacia el interior de
TAMSA
22 PRESIÓN MENOSOPE. Disminución de presión de gas natural con potencial interrupción del suministro.
ING . Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.
EXT. Baja presión en el suministro de gas natural por parte de PEMEX.
HUM-OPE. Operación inadecuada de las válvulas.
No aplica
MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
23 TEMPERATURA MAYOR
Mayor presión del gas natural en línea
de proceso.
No aplica debido a que la presión depende de lo que se presente en la Estación 1.
21
3.- LÍNEA DE ALIMENTACIÓN DE GAS NATURAL A ESTACIÓN 2
(TAMSA)
PRESIÓN MAS
24 TEMPERATURA MENOS
Menor Temperatura del gas natural en
línea de conduccion al
interior de TAMSA
OPE. Potencial interrupción del servicio.
EXT.- Condiciones climatológicas extremas.
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
GASODUCTO DE 18" DIÁMETROESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación Categoría-Causa Categoría-Recomendación
Mayor temperatura del gas natural en
línea de conducción hacia el interior de TAMSA
OPE. Se acciona alarma de alta temperatura de gas natural de alimentación.
ING. Instrumentación para la medición de la temperatura.
EXT. Evento externo.
ING. Instrumentación para medir la temperatura del gas natural.
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Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y
regulación. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
No aplica
MNT.- Mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
PRO. Monitoreo de la presión diferencial en filtros para detectar la necesidad de limpieza o reemplazo . Medición a través del cromatógrafo para evaluar la composición del gas.
PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos.
No aplica
OPE. Potencial interrupción del suministro. ING. Medidor de flujo y alarma en cuarto de control.
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
Mayor flujo de gas natural en línea de conducción hacia el interior de TAMSA.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a medidores de flujo.
No aplica
Categoría-Salvaguarda Categoría-RecomendaciónCategoría-ConsecuenciaCategoría-Causa
25 FLUJO MAS
EXT. Falla de suministro de gas natural por PEMEX.
HUM-EQP. Inadecuado funcionamiento de válvulas.
3.- LÍNEA DE ALIMENTACIÓN DE GAS NATURAL A ESTACIÓN 2
(TAMSA)
26 FLUJO MENOS
Menor flujo de gas natural en línea de conducción hacia el interior de TAMSA
No aplica No aplica
29 COMPOSICIÓN ADEMÁS DE
No aplica
27 CORROSIÓN MAS
28 CORROSIÓN MENOS
Mayor corrosión a lo estimado en
diseño.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Filtros finos.
No aplica
ING. Dar seguimiento a los mantenimientos preventivos de tuberías y accesorios.
No aplica
ING.- Recubrimiento anticorrosivo en tuberías. filtros finos para eliminación de humedad.Mayor corrosión a
lo estimado en diseño.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o accesorios y mala calidad del gas.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación
GASODUCTO DE 18" DIÁMETROESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
Pagliai en Veracruz, Ver.”.
Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. VI-162
Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y
regulación. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
OPE. Potencial interrupción del servicio.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
EXT.- Condiciones climatológicas extremas.
ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control y en Estación 2.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
PRO-SEG. Continuar aplicando los procedimientos operativos y dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
34 TEMPERATURA MENOSMenor temperatura del gas natural en
Estación 2.
ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
HUM-PRV. Fuga de gas en la línea que alimenta a la Estación 2 a partir de la Estación 1.
SEG. Dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
32 PRESIÓN NO No hay presión de gas natural en línea
de interconexión.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" hacia la Estación de medición 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1 ó Estación 2. OPE. Disminución de presión de gas con
potencial interupción del servicio.
Mayor presión del gas natural en línea
de Estación 2.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la Estación 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1. OPE. Sobrepresión de la línea y actuación
del sistema de alivio.SEG. Dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
31 PRESIÓN MENOSMenor presión del
gas natural en Estación 2.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo menor presión hacia la Estación 2. Falla de válvula reguladora de la Estación. OPE. Disminución de presión de gas con
potencial interrupción del servicio.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Instrumentación para el control de la temperatura.
ING. Instrumentación para la medición de temperatura.
33 TEMPERATURA
30
4.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 2 (TAMSA)
PRESIÓN MAS
MASMayor temperatura del gas natural en
la Estación 2.
PRO-SEG. Continuar aplicando los procedimientos operativos y dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
ING. Válvula para interrumpir el flujo de gas natural. Válvulas de alivio por sobrepresión. Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.
OPE. Potencial sobrepesión en la línea.
HUM-PRV. Fuga de gas antes de la Estación.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
SEG. Aplicación de los programas de seguridad industrial.
GASODUCTO DE 18" DIÁMETROESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación
EXT. Evento externo.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
Categoría-Causa
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
Pagliai en Veracruz, Ver.”.
Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. VI-163
Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y
regulación. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento a los programas de seguridad industrial.
38
5.- LÍNEA DE ALIMENTACIÓN DE GAS NATURAL A ESTACIÓN 3
(MANIFOLD)
PRESIÓN MASMayor presión del
gas natural en línea de proceso.
No aplicaNo aplica debido a que la presión depende de lo que se presente en la Estación 1.
No aplica
37 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica.ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
ING. Medición de la calidad del gas natural por parte del proveedor.
CORROSIÓN MENOS No aplica No aplica No aplica No aplica
Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación
Mayor corrosión a lo estimado en
diseño.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o accesorios y mala calidad del gas.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica.ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica y programas de seguridad industrial.
No aplica
35 CORROSIÓN MAS
No. Parámetro Guía Desviación Categoría-Consecuencia
36
No aplica
39 PRESIÓN MENOS
Menor presión del gas natural en línea
de conducción hacia el manifold.
EXT. Baja presión en el suministro de gas natural por parte de PEMEX. Falla de la Estación 1.
OPE. Disminución de presión de gas natural con potencial interrupción del servicio.
ING . Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación 3.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a reguladoras, manómetros y conexiones.
HUM-OPE. Operación inadecuada de las válvulas.
PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos.
PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos.
40 TEMPERATURA MAYOR
Mayor temperatura del gas natural en
línea de conducción hacia el
manifold
EXT. Evento externo.
EXT. Condiciones climatológicas extremas.PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos.
OPE. Se acciona alarma de alta temperatura de gas natural de alimentación.
MENOS
Menor Temperatura del gas natural en
línea de conduccion hacia el
Manifold
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a medidores de temperatura.
41ING. Instrumentación para medir la temperatura del gas natural.
TEMPERATURA
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a medidores de temperatura.
ING. Instrumentación para la medición de la temperatura.
OPE. Potencial interrupción del servicio.
ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRESGASODUCTO DE 18" DIÁMETRO
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
Nodo/Paso Categoría-Causa
4.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 2 (TAMSA)
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
Pagliai en Veracruz, Ver.”.
Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. VI-164
Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y
regulación. (Continuación)
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
No aplica
46 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Filtros finos en la línea de interconexión y medición de la composición el gas natural mediante cromatógrafo.
PRO. Monitoreo de la presión diferencial en filtros para detectar la necesidad de limpieza o reemplazo . Medición a través del cromatógrafo para evaluar la composición del gas.
45 CORROSIÓN
ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRESANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a medidores de flujo.
HUM-EQP. Inadecuado funcionamiento de válvulas.
PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos.
42 FLUJO MAS
Mayor flujo de gas natural en línea de conducción hacia el
manifold
43 FLUJO
44 CORROSIÓN MASMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
Menor flujo de gas natural en línea de conducción hacia el
manifold
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o accesorios y mala calidad del gas.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING.- Recubrimiento anticorrosivo en tuberías. Filtros finos para eliminación de humedad en la línea de interconexión del gasoducto de 48" a la Estación 1..
EXT. Falla de suministro de gas natural por PEMEX. Falla de la Estación 1, falla en la válvula de alivio.
OPE. Potencial interrupción del servicio. ING. Medidor de flujo y alarma en cuarto de control.
ING. Dar seguimiento a los mantenimientos preventivos de tuberías y accesorios.
MNT.- Mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
No aplica No aplica No aplica
MENOS
MENOS No aplica No aplica
Categoría-Recomendación
5.- LÍNEA DE ALIMENTACIÓN DE GAS NATURAL A ESTACIÓN 3
(MANIFOLD)
GASODUCTO DE 18" DIÁMETRO
Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda
No aplica
No aplica
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
Categoría-Causa
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y
regulación. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
ING. Instrumentación para el control de la temperatura.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
OPE. Potencial interrupción del servicio.ING. Instrumentación para la medición de temperatura.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
EXT. Condiciones climatológicas extremas.
PRO-SEG. Continuar aplicando los procedimientos operativos y dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
OPE. Potencial sobrepesión en la línea.
EXT. Evento externo.
PRO-SEG. Continuar aplicando los procedimientos operativos y dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
51 TEMPERATURA MENOSMenor temperatura del gas natural en
Estación 2.
OPE. Disminución de presión de gas con potencial interupción del servicio.
ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control y en Estación 3.
HUM-PRV. Fuga de gas antes de la Estación. SEG. Aplicación de los programas de seguridad industrial.
50 TEMPERATURA MASMayor temperatura del gas natural en
la Estación 2.
OPE. Disminución de presión de gas con potencial interrupción del servicio.
ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
HUM-PRV. Fuga de gas en la línea que alimenta a la Estación 3 a partir de la Estación 1.
SEG. Dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
49 PRESIÓN NO No hay presión de gas natural en línea
de interconexión.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" hacia la Estación de medición 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1 ó Estación 3. Falla de válvula de alivio.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado. ING. Válvula para interrumpir el flujo de
gas natural. Válvulas de alivio por sobrepresión. Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
OPE. Sobrepresión de la línea y actuación del sistema de alivio.
SEG. Dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
48 PRESIÓN MENOSMenor presión del
gas natural en Estación 2.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo menor presión hacia la Estación 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1.
47
6.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 3
(MANIFOLD)
PRESIÓN MASMayor presión del
gas natural en línea de Estación 3.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18", falla de la Estación 1 y/o falla de la válvula de alivio.
GASODUCTO DE 18" DIÁMETRO
Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda
ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRESANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
No. Nodo/Paso Parámetro Categoría-RecomendaciónGuía
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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Tabla VI.7. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y
regulación. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento a los programas de seguridad industrial.
No aplica No aplica
ING. Dar seguimiento a los mantenimientos preventivos de los medidores de flujo y programas de calibración por parte de compañía externa avalados por PEMEX.
MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
56 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
6.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 3
(MANIFOLD)
No aplica
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica y programas de seguridad industrial.
ING. Dar seguimiento a los programas de ING. Medición de la calidad del gas natural MNT. Dar seguimiento a los programas de
54 CORROSIÓN MASMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o accesorios y mala calidad del gas.
55 CORROSIÓN MENOS No aplica No aplica
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica.
No aplica No aplica No aplica
53 FLUJO MENOSMenor flujo de gas natural en Estación
3.
EXT. Falla de suministro de gas por PEMEX. Falla de la operación de la Estación 1. Falla de la válvula de alivio
OPE. Potencial interrupción del servicio. ING. Medidor de flujo y alarma en campo.
52 FLUJO MASMayor flujo de gas natural en Estación
de medición.No aplica
HUM-EQP-PRV. Fuga de gas antes o en la Estación 3. Falla de válvula.
No. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación
GASODUCTO DE 18" DIÁMETROESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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I.18.2. Jerarquización de riesgos. Una vez realizada la identificación de riesgos a través de la aplicación del análisis
HAZOP, se procedió a jerarquizar aquellos eventos que pudieran derivar en un
accidente de riesgo ambiental.
Para efectos de realizar la jerarquización, se utilizó una Matriz de Riesgos, la cual
contempla los conceptos de Frecuencia y Severidad en las escalas que se indican
en la Tabla VI.8.
Tabla VI.8. Valores de frecuencia y severidad utilizados en la Jerarquización.
Frecuencia (F)
Severidad (S)
1 Una vez cada 50 años 1 Menor
2 Una vez cada 10 años 2 Apreciable
3 Una vez al año 3 Mayor
4 Una vez cada 6 meses 4 Severo
5 Una vez al mes 5 Catastrófico
Los eventos de riesgo que arrojaron consecuencias con afectación al medio
ambiente (AMB) se analizan mediante las escalas asignadas para Frecuencia y
Severidad aplicando la Calificación de Riesgos (Matriz de Riesgos) conforme a lo
siguiente:
• Columna de Frecuencia (F). Se establece un valor del 0 al 4 para indicar la
probabilidad potencial de ocurrencia de la desviación y sus consecuencias.
Considerando que la vida útil del ducto es del orden de 25 a 30 años, el
establecimiento de una frecuencia de 1 será considerada como de muy baja
probabilidad de ocurrencia.
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Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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• Columna de Severidad (S). Se establece un valor del 1 al 5 para indicar la
severidad potencial afectable por la desviación presentada y sus
consecuencias. Para realizar esto se deben tomar en cuenta las
características de peligrosidad del gas natural, así como las condiciones de
su manejo.
• Columna de Riesgo (F X S). Este valor se obtiene al multiplicar los valores
de Frecuencia y Severidad (magnitud del daño). A mayor resultado, mayor
se considera el riesgo potencial presente.
En la Tabla VI.9. se incluye un ejemplo de la matriz de riesgos.
Tabla VI.9. Matriz de Riesgos.
MATRIZ DE RIESGOS
G1 G2 G3 G4 G5
F1 1
2 3 4 5
F2 2 4 6 8 10 Método de Cálculo
F3 3 6 9 12 15 Riesgo = F * S
F4 4 8 12 16 20
F5 5 10 15 20 25
Mediante el desarrollo de de diferentes sesiones del grupo interdisciplinario de
trabajo, se realizó la evaluación de cada uno de los eventos clasificados como de
riesgo ambiental (AMB). El resultado se incluye en la Matriz de Jerarquización de
la Tabla VI.10.
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Tabla VI.10. Matriz de jerarquización de riesgos.
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
1 2 5 10
PRO. Realizar la interconexión de acuerdo al proecidimiento para Hot Tapping que
establezca PEMEX, verificando las condiciones de seguridad al momento de realizar la interconexión. El desarrollo de las actividades deberá estar a cargo de
personal capacitado y con experiencia en este tipo de procedimientos.
ING. Verificar que los equipos que se utilicen para el procedimiento de Hot Tapping se encuentren en buenas
condiciones.
MNT- Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas,
reguladoras, conexiones e instrumentación.
No. Nodo/Paso Parámetro Guía
Mayor presión del gas natural en línea
de interconexión.
Mayor flujo de gas natural en la Estación 1.
FLUJO
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
GASODUCTO DE 18" DIÁMETRO
Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación
AMB-OPE. Potencial sobrepresión de la línea. Potencial fuga, incendio ó explosión de gas natural.
6
ING. No se visualiza en el plano las válvula de bloqueo o válvulas de alivio en el tramo
de interconexión antes de llegar a la Estación 1.
AMB. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
PRESIÓN MASHUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la línea interconexión.
HUM-EQP. Falla de instalación de válvula de Hot Tap.
10 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
MAS
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento a los programas de seguridad industrial.
MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
ING. Medición de la calidad del gas natural por parte del proveedor.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
ING. Sistema de protección catódica.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, selección inadecuada de la tubería y/o
accesorios y mala calidad del gas.
842
CORROSIÓN
1.- LÍNEA DE INTERCONEXIÓN
GASODUCTO 48" CACTUS-SAN FERNANDO
8 MAS
F S Riesgo
2 5 10
1 5 5Mayor corrosión a
lo estimado en diseño.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica.
MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a
tuberías y/o accesorios.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección
catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica y programas de seguridad industrial.
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
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Tabla VI.10. Matriz de jerarquización de riesgos. (Continuación).
PROC Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)
SUSTSUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJEOBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección
catódica, tuberías y accesorios.
ING. Sistema de protección catódica.
SEG. Dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección
catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento
a los programas de seguridad industrial.
COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
MASMayor presión del
gas natural en línea de Estación 1.
4
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la Estación 1. Falla de
válvula reguladora de la Estación 1. Taponamiento de filtros incrementándose
presió diferencial.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Válvula para interrumpir el flujo de gas natural. Válvulas de alivio por
sobrepresión. Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas,
reguladoras, conexiones e instrumentación.
Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación
2.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 1
PRESIÓN
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica y programas de seguridad industrial.
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
GASODUCTO DE 18" DIÁMETROESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
8
1 4
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
No. Nodo/Paso
20 2 4 8
2 4
ING. Sistema de protección catódica.
ING. Medición de la calidad del gas natural por parte del proveedor.
MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o
accesorios.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
PROCESO:
RiesgoF S
MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a
tuberías y/o accesorios.
Parámetro Guía Desviación Categoría-Causa
11
18 MASCORROSIÓNMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o
accesorios y mala calidad del gas.
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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Tabla VI.10. Matriz de jerarquización de riesgos. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)
SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"
OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
27 1 3 3
29 2 3 6
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica. ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
ING. Medición de la calidad del gas natural por parte del proveedor.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento a los programas de seguridad industrial.
OPE. Sobrepresión de la línea y actuación del sistema de alivio. SEG. Dar seguimiento a los programas de
seguridad industrial.
Mayor corrosión a lo estimado en
diseño.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o accesorios y mala calidad del gas.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica. ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica y programas de seguridad industrial.
304.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 2 (TAMSA) PRESIÓN MAS
Mayor presión del gas natural en línea
de Estación 2.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la Estación 1. Falla de válvula reguladora de la Estación 1.
35 CORROSIÓN MAS
37 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
ING. Válvula para interrumpir el flujo de gas natural. Válvulas de alivio por sobrepresión. Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.
F S Riesgo
GASODUCTO DE 18" DIÁMETROESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
No. Nodo/Paso GuíaParámetro
3.- LÍNEA DE ALIMENTACIÓN DE GAS NATURAL A ESTACIÓN 2
(TAMSA)
CORROSIÓN
Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda
Mayor corrosión a lo estimado en
diseño.
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Filtros finos.
ING. Dar seguimiento a los mantenimientos preventivos de tuberías y accesorios.
Categoría-Recomendación
COMPOSICIÓN ADEMÁS DE
MASMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
ING.- Recubrimiento anticorrosivo en tuberías. filtros finos para eliminación de
humedad.
MNT.- Mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o
accesorios y mala calidad del gas.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
PRO. Monitoreo de la presión diferencial en filtros para detectar la necesidad de
limpieza o reemplazo . Medición a través del cromatógrafo para evaluar la
composición del gas.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado. MNT. Dar seguimiento a los programas de
mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
3
2 3 6
4.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 2 (TAMSA)
2 3 6
1 3
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno
Pagliai en Veracruz, Ver.”.
Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. VI-172
Tabla VI.10. Matriz de jerarquización de riesgos. (Continuación).
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
56 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento a los programas de seguridad industrial.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica y programas de seguridad industrial.
ING. Dar seguimiento a los programas de ING. Medición de la calidad del gas natural MNT. Dar seguimiento a los programas de
MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
OPE. Sobrepresión de la línea y actuación del sistema de alivio.
SEG. Dar seguimiento a los programas de seguridad industrial.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica.
54 CORROSIÓN MASMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o accesorios y mala calidad del gas.
PRO. Monitoreo de la presión diferencial en filtros para detectar la necesidad de limpieza o reemplazo . Medición a través del cromatógrafo para evaluar la composición del gas.
476.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN
Y REGULACIÓN 3 (MANIFOLD)
PRESIÓN MASMayor presión del
gas natural en línea de Estación 3.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18", falla de la Estación 1 y/o falla de la válvula de alivio.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado. ING. Válvula para interrumpir el flujo de
gas natural. Válvulas de alivio por sobrepresión. Indicadores de presión y alarma en cuarto de control y en Estación.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas, reguladoras, conexiones e instrumentación.
46 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Filtros finos en la línea de interconexión y medición de la composición el gas natural mediante cromatógrafo.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, inadecuada selección de la tubería y/o accesorios y mala calidad del gas.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING.- Recubrimiento anticorrosivo en tuberías. Filtros finos para eliminación de humedad en la línea de interconexión del gasoducto de 48" a la Estación 1.. ING. Dar seguimiento a los mantenimientos
preventivos de tuberías y accesorios.
MNT.- Mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
44 CORROSIÓN MASMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
F S RiesgoCategoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-RecomendaciónNo. Nodo/Paso Parámetro Guía Desviación
1 4 4
2 4 8
2 3 6
2 4 8
1 3 3
ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRESANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)
4.- ESTACIÓN DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN 2 (TAMSA)
GASODUCTO DE 18" DIÁMETRO
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. VI-173
De los resultados que se obtuvieron de la Matriz de jerarquización de eventos, se
puede mencionar que los que arrojaron el valor más alto de riesgo son los que
pueden llegar a presentarse en la línea de interconexión con el gasoducto de 48”
de diámetro. Dichos eventos, a pesar de que presentan una baja frecuencia de
ocurrencia, pueden llegar a ocasionar daños considerados como catastróficos
debido al elevado flujo de gas natural que conduce ese segmento de tubería del
gasoducto.
De forma general, puede mencionarse que los eventos derivados de daños a la
tubería y/o accesorios ocasionados por la acción de la corrosión, fueron
clasificados con la frecuencia más baja. Esto se realizó considerando los
antecedentes de incidentes que indican que la corrosión representa un porcentaje
muy bajo de incidentes en comparación con otro tipo de fallas como es el caso de
daños en la materia, errores humanos, etc.
En segundo orden, se encontraron clasificados los eventos que pueden derivarse
en el segmento de tubería que conduce a la estación de medición y regulación 1,
las frecuencias de ocurrencia asignadas a estos eventos van desde una vez cada
10 años hasta una vez cada año. Las afectaciones en caso de presentarse estos
eventos se considerarían con probabilidades de ocasionar daños severos.
Enseguida se colocaron los eventos que pudieran presentarse en la Estación de
medición y regulación 3 (manifold), los cuales fueron clasificados con frecuencias
de ocurrencia similares a las mencionadas anteriormente, sin embargo en el caso
de la severidad del daño se asignaron valores que van desde daños mayores
hasta daños severos. Finalmente, se jerarquizaron los eventos que pudieran
presentarse en la Estación de medición y regulación 2 (TAMSA), los cuales fueron
calificados con frecuencias de ocurrencia de un evento cada 10 años y un evento
cada año. Sin embargo, la gravedad del daño se consideró como severa, sin
llegar a presentarse un evento catastrófico, debido a la presión a la que se regula
y se descarga el gas natural en dicha estación.
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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I.19. RADIOS POTENCIALES DE AFECTACIÓN.
Con la finalidad de determinar los radios de afectación en caso de ocurrencia de
eventos extraordinarios (fugas, incendios, explosiones), se realizaron diferentes
modelaciones para determinar las afectaciones que pueden traer consigo en el
ambiente los eventos de riesgos potenciales que se presenten. Las modelaciones
fueron hechas utilizando el Software SCRI Modelos en su Versión 4.3 y SCRI
Fuego en su versión 1.3.1.
Para el funcionamiento del paquete computacional se requiere la alimentación de
los datos meteorológicos y del escenario, los cuales son proporcionados por el
usuario. A partir de estos datos, se desarrolla la estimación de los efectos
generados por las nubes inflamables, explosivas o de dispersión de los tóxicos, los
cuales se derivan de las liberaciones accidentales de materiales peligrosos. El
software cuenta con opciones para la utilización de los siguientes modelos.
• Modelos de dispersión y descarga.
• Modelos de inflamabilidad, incluyendo los efectos de radiación resultantes para
incendios de chorro “jet fire”, incendios de alberca y explosiones por la
expansión de vapores de líquidos en ebullición “BLEVEs”.
• Modelos para el riesgo por la liberación de sustancias tóxicas.
• Modelos de explosión para calcular la sobrepresión y los efectos generados
por esta, a partir del método TNT.
Con base en los resultados que arroja la aplicación de los modelos, es posible
obtener las distancias máximas de afectación para las condiciones de interés, ya
sean estas radiaciones, dispersión y sobrepresión. A continuación, se incluye una
descripción general de los eventos de riesgo considerados para el gasoducto.
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Eventos de Incendio. En un evento de incendio, los efectos principales se deben a la radiación emitida
por el fuego, la cual dependiendo de su intensidad, ocasiona daños desde leves
hasta catastróficos. En la Tabla VI.11. se incluye el significado práctico de los
niveles de radiación que establece la norma API 521, la cual contempla el valor de
diseño permisible (K), así como las condiciones esperadas para el nivel de
radiación equivalente a ese valor de diseño.
Tabla VI.11. Diseño sugerido para niveles de radiación de quemadores,
excluyendo la radiación solar (API 521).
Nivel de diseño permisible (K)
Condiciones
BTU/hr-ft2 kW/m2
5,000 15.77 Intensidad de calor en estructuras y en áreas donde no se
espera que los operadores realicen labores y haya protección
contra calor radiante disponible, por ejemplo, detrás de equipo.
3,000 9.46 Valor de K a la emisión de diseño en cualquier locación a la
cual la gente tenga acceso (ejemplo: escalera bajo el quemador
o en plataforma de servicio de una torre cercana). La
exposición debe limitarse a pocos segundos, suficientes solo
para retirarse de la zona.
2,000 6.31 Intensidad de calor en áreas donde puedan requerirse acciones
de emergencia, por parte de personal sin protección pero con
ropa adecuada. Se considera que las acciones tengan una
duración de hasta 1 minuto.
1,500 4.73 Intensidad de calor en áreas donde puedan necesitarse
acciones de emergencia que mantengan duración de varios
minutos. Dichas acciones se consideran que serán realizadas
por personal sin protección pero con ropa adecuada.
500 1.58 Valor de K a la emisión de diseño en cualquier locación que el
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personal esté continuamente expuesto.
Se encuentran disponibles por parte del Banco Mundial, reportes que declaran los
efectos observados para diferentes niveles de radiación térmica. En la Tabla VI.2.
se incluye esta información.
Tabla VI.12. Efectos de la radiación térmica (Banco Mundial).
Efectos de radiación
térmica (kW/m2)
Efecto observado
37.5 Suficiente para causar daño a equipo de proceso.
25 Energía mínima para encender la madera en exposiciones
indefinidamente largas (sin piloto).
12.5 Energía mínima para encender la madera con piloto, fusión de
tubería de plástico.
9.5 Umbral de dolor alcanzado después de 8 segundos: quemaduras
de segundo grado después de 20 segundos.
4 Suficiente para causar dolor a personal que no se cubra en 20
segundos, es posible la formación de ampollas en la piel
(quemaduras de segundo grado); 0 letalidad.
1.6 No causará incomodidad por exposición prolongada.
A partir de la información mostrada anteriormente, puede observarse que las
especies de flora o la vegetación aún presente en la zona, en caso de ocurrencia
de un incendio se verían afectadas del punto en donde se genere el evento hasta
la distancia en la que se encuentren 25 kW/m2, la cual representa la radiación a la
cual se enciende la madera sin necesidad de tener presente un piloto.
En la norma API 521, también es posible encontrar información que relaciona el
tiempo durante el cual se experimenta la radiación y las consecuencias que puede
sufrir la persona expuesta a ella. En la Tabla VI.13. se incluye el tiempo de
exposición necesario para alcanzar el umbral de dolor.
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Tabla VI.13. Tiempo de exposición necesario para alcanzar el umbral de dolor
(API 521).
Intensidad de radiación
(BTU/hr-ft2) Intensidad de radiación
(kW/m2) Tiempo de umbral de dolor
(segundos)
500 1.74 60
740 2.33 40
920 2.90 30
1,500 4.73 16
2,200 6.94 9
3,000 9.46 6
3,700 11.67 4
6,300 19.87 2
Eventos de Explosión.
En un evento de explosión, el efecto destructivo esta dado por la formación de
ondas de sobrepresión, las cuales tienen un valor máximo en el punto donde se
origina la explosión y disminuyen conforme nos alejamos de ese punto. La
magnitud de una explosión se encuentra directamente relacionada con la cantidad
de material involucrado en la explosión.
Las ondas de sobrepresión se calculan utilizando el modelo de explosión de TNT,
el cual iguala la nube con una masa equivalente de TNT considerando la siguiente
expresión:
fHcmm ATNT ×
Δ×=
120,1 (Ecuación VI.1.)
Donde: TNTm : masa equivalente de TNT (kg)
Am : masa del material presente en la explosión (kg)
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HcΔ : calor de combustión del material (kcal/kg)
f: fracción de masa del material que explota (1 a 10%)
El modelo que utiliza el SCRI, determina el valor de la sobrepresión a partir de la
masa equivalente de TNT empleando una aproximación a la gráfica de Kingery
and Bulmash publicadas en Lees, F. P., 1996, Loss prevention in the process
industries, 2nd Edition. Esta curva se incluye en la Figura VI.3. para su consulta.
Figura VI.3. Gráfica para la sobrepresión de onda de choque ocasionada por la
explosión de una nube de gas (Lees, F. P., 1996).
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La gráfica incluida en la Figura VI.1., permite obtener el valor de la distancia de
referencia a partir de un valor de interés de la sobrepresión.
Finalmente, a partir de la distancia de referencia y de la masa equivalente de TNT
se obtiene el radio de la onda de sobrepresión desde la fuente de explosión, pasa
lo cual se emplea la siguiente ecuación:
31
TNTmzr ×= (Ecuación VI.2.)
Donde: r: radio de sobrepresión (m)
z: distancia de referencia (m)
La sobrepresión que se genera a partir de una onda de choque, produce efectos
que pueden traducirse en un significado práctico, a partir de la estimación de las
afectaciones que podrían generarse a partir de la detonación de un material. En la
Tabla VI.14. se incluye un listado que muestra el significado práctico de diferentes
niveles de sobrepresión calculados.
En lo que respecta a las ondas de sobrepresión, la zona de alto riesgo se
encuentra definida por una onda de sobrepresión de 1 psi, la cual es suficiente
para ocasionar la demolición parcial de casas. En el caso de la zona de
amortiguamiento, ésta se encuentra definida por una onda de sobrepresión de 0.5
psi con la capacidad de causar la ruptura de vidrios de las ventanas.
Para el caso particular de las especies de fauna que ocasionalmente transitaran
en la zona, puede mencionarse que una sobrepresión de 0.02 psig ocasionaría un
ruido que pudiera tomarse como un factor de disturbio. En el caso de una
sobrepresión de 0.04 psig, se considera la presencia de un ruido fuerte con
capacidad de generar fallas en el vidrio.
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Tabla VI.14. Significado práctico de los niveles de sobrepresión. Presión (psig)
Daño producido
0.02 Ruido molesto (137 dB si es de baja frecuencia 10-15 Hz).
0.03 Ruptura ocasional de ventanas bajas que ya estén bajo tensión.
0.04 Ruido fuerte (143 dB), falla de vidrio por efecto sónico.
0.1 Ruptura de ventanas pequeñas bajo tensión.
0.15 Presión típica para ruptura de vidrio.
0.3 Distancia segura (probabilidad de 0.95 de que no haya daño serio después de este valor);
límite de proyectiles; algún daño a techos de casas; 10% del vidrio de ventanas se rompe.
0.4 Daño estructural menor limitado.
0.5 Ventanas grandes y pequeñas se hacen añicos; daño ocasional a marcos de ventanas.
0.7 Daño menor a estructuras de casas.
1.0 Demolición parcial de casas, volviéndolas inhabitables.
1-2 Asbestos corrugados se hacen añicos; falla de sujetadores de paneles de aluminio o acero
corrugado, después se doblan; sujetadores de paneles de madera (típicos en casas)
fallan, los paneles se rompen
1.3 Marcos de acero del revestimiento de edificios ligeramente distorsionados
2 Colapso parcial de paredes y techos de casas
2-3 Paredes de concreto o escoria, no reforzadas, se estrellan
2.3 Límite inferior de daño estructural serio
2.5 50% destrucción de la mampostería de casas
3 Máquinas pesadas (, lb) en edificios industriales sufrieron poco daño; edificio con marcos
de acero distorsionado y arrancado de sus cimientos
3-4 Demolición de edificio sin marcos o de paneles de acero; ruptura de tanques de
almacenamiento de petróleo
4 Ruptura de revestimiento de edificios industriales ligeros
5 Postes de madera para servicios partidos; prensa hidráulica alta (40,000 lb) en edificio
ligeramente dañada
5-7 Destrucción casi completa de casas
7 Volcadura de vagones de ferrocarril cargados
7-8 Paneles de ladrillo, 8-12 in de grosor, no reforzados, fallan por cizalla o flexión
9 Vagón de ferrocarril cargado completamente demolido
10-15 Probable destrucción total de edificios; máquinas herramienta pesadas (7,000 lb)
desplazadas y dañadas seriamente, herramientas para maquinaria muy pesadas (12,000
lb) sobrevivieron
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Evento de fuga y dispersión de compuestos tóxicos. La predicción de la dispersión atmosférica de vapores y sus consecuencias,
generalmente se desarrolla mediante cálculos de dispersión, lo cual nos indica el
área de afectación y la concentración probable en cierto punto. Para efectuar los
cálculos se requiere conocer la razón de fuga del gas o la cantidad total fugada,
así como las condiciones atmosféricas prevalecientes como velocidad del viento,
hora del día, nubosidad y otros factores que afecten la dispersión del gas en el
ambiente.
El modelo Gaussiano describe el comportamiento de una fuga de gas en la
dirección del viento y a la misma velocidad que este. Este modelo nos da una
aproximación del perfil de concentración tanto en la dimensión vertical como en la
horizontal. Dicho modelo, ha sido utilizado ampliamente en estudios de riesgo y
se ha encontrado mediante validaciones que presenta resultados apegados a la
realidad.
Existen diversos factores que pueden afectar la dispersión de gases como es el
caso de la estabilidad atmosférica, la velocidad del viento, los efectos del terreno,
la altura de la descarga medida desde el suelo así como la geometría de la
descarga desde la fuente.
La estabilidad de la atmósfera se refiere a las condiciones del clima al momento
de la descarga, y se refiere al flujo turbulento que mezclará el gas con el aire, si la
atmósfera se encuentra estable la descarga permanecerá constante sin
mezclarse.
En el caso de las modelaciones, se utilizaron dos diferentes velocidades de viento,
las cuales fueron 1.5 m/s, 4.6 m/s (velocidad media reportada en bases de diseño)
y 70 m/s (velocidad máxima reportada en bases de diseño). Se consideraron
escenarios en el día, bajo una nubosidad ligera y una radiación moderada, esto
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con la finalidad de obtener los valores más conservadores que pudieran significar
o presentar las mayores áreas de afectación.
La Guía del Estudio de Riesgo indica que deben determinarse los radios
potenciales de afectación por toxicidad empleando las concentraciones
correspondientes al IDLH y TLV de las sustancias.
Sin embargo, en la hoja de seguridad del gas natural no se tiene reportado IDLH y
TLV, pero se clasifica a este gas como asfixiantes simple. De acuerdo a la Norma
Oficial Mexicana NOM-005-STPS-1998, una atmósfera no respirable es un área
en la cual se tiene deficiencia o exceso de oxígeno, menos de 19.5% o más de
23.5% respectivamente.
Se sabe que la composición molar del aire es 21% de oxígeno y 79% de
nitrógeno, o bien, 3.76 moles de N2 por cada mol de O2. Para que se presente
una atmósfera no respirable por deficiencia de oxígeno debido a una fuga es
necesario que el gas liberado desplace una cantidad de aire tal que la
composición alcanzada sea la mostrada en la tabla siguiente:
Tabla VI.15. Atmósfera asfixiante por deficiencia de oxígeno.
Componente Composición molar
O2 19.5% = 19.5 %
N2 (3.76*O2)% = 73.36 %
Gas fugado (100-O2-N2)% = 7.14 %
Total 100 %
Tal como se presenta en la tabla anterior, el valor límite para la presencia de una
atmósfera asfixiante es de 7.14% volumen (71,400 ppm) de gas producto de la
fuga. Este valor fue empleado para obtener los radios de afectación por toxicidad
para el gas natural.
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VI.3.1. Planteamiento de escenarios y modelos empleados. En este apartado se presentan las modelaciones de los eventos de riesgo que
fueron identificados de acuerdo al análisis de riesgo aplicado a través del HAZOP
y la posterior jerarquización de eventos.
Como uno de los escenarios de riesgo se planteó la ruptura en diferentes puntos
del ducto de transporte de gas natural de 18” de diámetro. Como consecuencia de
este evento se produciría una fuga que a la vez podría provocar un incendio o
explosión del material liberado.
De acuerdo a la información proporcionada por la empresa en sus bases de
diseño, la totalidad del ducto mantiene un diámetro nominal de 18” de diámetro,
recibiendo la interconexión una presión de 70 kg/cm2 a partir del gasoducto de
PEMEX y regulándose a una presión de salida de 22 kg/cm2, la cual se suministra
a las Estaciones 1 y 2. Como ya se ha explicado, el gasoducto se considera de
forma general con una extensión de 4.3 km. En la Tabla VI.16. se incluye un
resumen de las condiciones generales del gasoducto.
Tabla VI.16. Red de distribución de gas natural.
Trayectoria Distancia
(m) Diámetro
(Pulgadas) Presión (kg/cm2)
Interconexión con el gasoducto de 48” a
través de la válvula Hot Tap a Estación 1
28 m 18” Entrada: 70
Salida: 22
Línea de la Estación 1 a Estación 2 en
TAMSA
2,669 18” 22
Línea de la Estación 1 a Estación 2 en
Parque Industrial
1,611 18” 22
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Se realizaron diferentes modelaciones que planteaban escenarios de ruptura total,
ruptura de un orificio equivalente al 50% del diámetro total de la línea y ruptura de
un orificio equivalente al 25% del diámetro total.
Es importante mencionar que el escenario de ruptura total correspondería a una
acción de sabotaje ya que es un evento extremo con muy baja probabilidad de
ocurrencia. Sin embargo, tomando en consideración los accidentes reportados en
nuestro país durante el año 2007, se incluyó la modelación de este escenario
catastrófico.
Se consideraron dos escenarios más que consideran rupturas parciales de la
tubería, uno de ellos asume que se presenta una ruptura equivalente al 50% del
diámetro total de la tubería, lo cual indica que se tendría un orificio de 9” de
diámetro, el cual representa una fuga originada por corrosión, fallas en materiales
o deterioro, falla en conexiones, válvulas, equipo o golpes externos. El último
escenario corresponde a una ruptura equivalente al 25% del diámetro nominal,
dando originen a un orificio equivalente a 4.5” de diámetro.
Para cada uno de los escenarios, resulta imprescindible evaluar la masa de gas
que se liberaría. Esta masa también puede ser calculada por el paquete
computacional, sin embargo se realizó el cálculo teórico para verificar los
resultados que arrojaba el software.
A continuación, se presenta el método utilizado para la obtención de la cantidad de
gas liberado para una de las rupturas planteadas, este procedimiento de cálculo
fue aplicado al resto de los casos.
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• Ruptura total de la línea de 18”. En este escenario se evaluó una ruptura catastrófica de la línea de conducción de
gas natural de 18” de diámetro, siendo el primer paso calcular la masa de gas
liberado a partir de las condiciones a las cuales se transporta el combustible.
El flujo de gas liberado a través de un orificio en una línea de conducción puede
obtenerse mediante la siguiente expresión:
⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢
⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−
⋅=− kkk
g
cD P
PPP
kk
TRMgAPCm
1
1
2
2
1
2
11 1
2& (Ecuación VI.3.)
Donde:
m&= flujo de masa a través del orificio (masa/tiempo)
CD = coeficiente de descarga (adimensional)
A = área del orificio de descarga (m2)
P1 = presión en la línea antes de la descarga (fuerza/área)
gc = constante de gravitacional (fuerza/masa-aceleración)
M = peso molecular el gas (masa/moles)
k = relación de capacidad calorífica Cp/Cv (adimensional)
Rg = constante del gas ideal
T1 = temperatura dentro de la línea de gas (°K)
P2 = presión en la línea después de la descarga
A medida que la presión P1 va decreciendo el flujo alcanza un valor máximo, éste
ocurre cuando la velocidad de la descarga de gas alcanza la velocidad del sonido.
A partir de este punto, el flujo se vuelve independiente de la caída de presión y
depende solamente de la presión que tiene el gas dentro de la línea. Por lo que la
ecuación (VI.3.) se transforma en la siguiente ecuación:
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( )( )1
1
11 1
2 −+
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
+⋅=
kk
g
cD kTR
MkgAPCm& (Ecuación VI.4.)
El peso molecular del gas natural se obtuvo considerando la composición que se
reporta en la Tabla VI.17. y que corresponde a una composición reportada por el
proveedor.
Tabla VI.17. Composición del gas natural.
Material % molar Peso molecular
(kg/mol)
Nitrógeno 0.2112 28.0135
Metano 93.1825 16.0428
Dióxido de carbono 1.0693 44.0098
Etano 3.7239 30.0696
Propano 1.0586 44.0965
Butano 0.755 58.1234
La masa molecular M de una mezcla de gases se obtiene mediante la expresión:
∑= ii MxM (Ecuación VI.5.)
En donde Mi y xi son los pesos moleculares y la fracción de cada componente del
gas natural mostrados en la tabla anterior. Tomando la ecuación VI.5. y
sustituyendo los parámetros se obtiene lo siguiente:
kg/kmol 5042427.171234580075500965440105860
︶0696.30︶ ︵037239.0︵︶0098.44︵︶010693.0︵︶0428.16︶ ︵931825.0︵︶0135.28︶ ︵002112.0︵
=++++++=
︶.︶ ︵.︵︶.︶ ︵.︵
M
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Por otro lado la relación de capacidad calorífica k se obtuvo de acuerdo a su
definición:
gRCpCp
CvCpk
−== (Ecuación VI.6.)
En la Tabla VI.18. se incluyen los valores de capacidades caloríficas reportadas en
la literatura, considerando una temperatura de 25°C.
Tabla VI.18. Capacidades caloríficas de los componentes del gas natural.
Componente Cp=J/mol°C
Nitrógeno 29.126
Metano 35.679
Dióxido de carbono 37.243
Etano 52.390
Propano 73.466
Butano 98.345
A partir del cálculo de las capacidades caloríficas y la composición, se evaluó la
capacidad calorífica del gas natural mediante la siguiente expresión:
iiCpxCp ∑= (Ecuación VI.7.) En donde Cpi y xi son el peso molecular y fracción molar de cada componente del
gas natural, al sustituirse estos parámetros se obtuvo el Cp=37.1775 J/molºC.
Tomando el valor obtenido de la capacidad calorífica y utilizando la constante de
los gases ideales en la ecuación de la relación de capacidad calorífica se obtuvo
que k = 1.29.
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En el escenario que contempla una ruptura total de la tubería de Gas Natural de
18” obtendríamos el área del orificio con la siguiente ecuación:
2
4DA Π
= (Ecuación VI.8.)
Donde D es el diámetro del orificio (m); sustituyendo para la tubería de 18”:
4"1
0254.0"181416.32
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛×
=
m
A = 0.1641 m2
En la Tabla VI.19. se presenta un resumen con los valores de las variables
involucradas en el cálculo del flujo de descarga de gas natural.
Tabla VI.19. Variables involucradas en el cálculo del flujo de descarga de gas (Tubería 18”).
Parámetro Valor Unidades Descripción
k 1.29 adimensional Relación de capacidad calorífica (Cp/Cv)
CD 1 adimensional Coeficiente de descarga
gc 1 kg m/ N s2 Constante gravitacional
M 17.5 kg/mol Peso molecular del gas
Rg 8,314.73 Pa m3/ kmol K Constante del gas ideal
T1 298.15 K Temperatura en la línea de gas
P1 6,866,166.51 Pa Presión en la línea de gas
A 0.07296
m2
Área del orificio de descarga (16” de diámetro)
Sustituyendo los valores de las variables en la Ecuación V1.4. se obtiene el flujo
de descarga del gas a través del orificio:
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( )( )( )
( )
( )( )129.1
129.1
3
2
2
22
129.12
15.29873.314,8
5.17129.151.166,866,61641.01
−+
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
+⋅
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛⋅
⋅
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
⋅⋅
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
KKkmol
mmN
kmolkg
sNmkg
mNmm&
m&= 1,992.18 kg/s Considerando que el suministro de gas natural se realizará de forma continua, la
masa total liberada en una fuga estaría determinada por el flujo de descarga a
través del orificio producido y por el tiempo de duración del evento.
Para todas las modelaciones realizadas se empleó un tiempo de 10 minutos (600
segundos), considerando que este valor representaría el tiempo máximo en el cual
se controlaría la fuga. El personal a cargo del estudio de riesgo considera que de
acuerdo a los dispositivos de control de las instalaciones, este tiempo (10 minutos)
sería suficiente para controlar una liberación extraordinaria. La masa de gas
liberada se calculó a partir de la siguiente expresión:
tmmGN ⋅= & (Ecuación VI.9.)
Sustituyendo el valor de descarga a través del orificio y el tiempo de duración de la
fuga se obtiene finalmente:
( )ss
kgmGN 600*18.992,1 ⎟⎠⎞
⎜⎝⎛= = 1,195,309.21
Se modelaron la ruptura total y rupturas de orificios equivalentes al 50% y 25% de
diámetro para la línea de 18” de diámetro, utilizando las presiones que se manejan
en cada tramo del gasoducto (70 kg/cm2 y 22 kg/cm2).
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VI.3.1.1. Datos que se alimentarán al simulador.
Evento de dispersión.
Para el evento de dispersión de gas natural, liberado a partir de una ruptura ya sea
total o parcial en la línea de conducción se requieren alimentar los datos de las
condiciones de operación de la línea (presión, diámetro), así como los datos de
velocidad de vientos y estabilidad atmosférica.
Para el caso de la presión, se manejaron los dos diferentes valores que se
reportan en las bases de diseño, los cuales corresponden a la presión máxima de
70 kg/cm2 y la presión mínima que se manejará, la cual equivale a 22 kg/cm2. La
primera se presenta en el tramo de interconexión entre el gasoducto de PEMEX y
la Estación 1 (City Gate), la segunda presión es la que se suministrará a través de
las líneas de interconexión entre la Estación 2 y la Estación 3.
En lo que se refiere a la velocidad de viento, se utilizaron 3 diferentes valores, los
cuales corresponden a 1.5 m/s, 4.6 m/s (velocidad media reportada en bases de
diseño) y 10 m/s. Se consideraron escenarios en el día, bajo una nubosidad ligera
y una radiación moderada, esto con la finalidad de obtener los valores más
conservadores que pudieran significar o presentar las mayores áreas de
afectación. También se agregó un escenario que corresponde a una velocidad de
viento muy baja, siendo de 1.5 m/s y condiciones de nubosidad cerrada por la
noche sin radiación.
La estabilidad de la atmósfera se refiere a las condiciones del clima al momento
de la descarga, y se refiere al flujo turbulento que mezclará el gas con el aire, si la
atmósfera se encuentra estable la descarga permanecerá constante sin
mezclarse.
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La concentración de interés corresponde a 71,400 ppm. Dicha concentración
corresponde a la suficiente para ocasionar asfixia, dado que para el gas natural no
se reportan IDLH o TLV.
Para los flujos de descarga en las rupturas, el simulador calcula estos valores a
partir de la presión de suministro y el diámetro del orificio. Sin embargo, se realizó
el cálculo teórico, de tal forma que se pueda verificar la información reportada por
el simulador.
En la Tabla VI.20. se presentan los valores alimentados al simulador bajo las
diferentes condiciones de presión que se manejan en el gasoducto, ya que el
diámetro nominal se mantiene uniforme en todos los segmentos.
Tabla VI.20. Datos de alimentación al simulador: condiciones de la ruptura que
permite la liberación el gas natural.
Nominal (in)
Interior (m)(in) (m)
Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 70 1,992.18 1,195,309.2150% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 70 498.05 298,827.3025% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 70 124.51 74,706.83Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 22 626.11 375,668.6150% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 22 156.53 93,917.1525% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 22 39.13 23,479.29
Masa descargada
(10 min)
Diámetro de tubería
Ruptura
Área transversal del
orificio (m2)Presión (kg/cm2)
Flujo de descarga
(kg/s)
Diámetro del orificio
Para los eventos modelados, se alimentan las condiciones de operación del ducto
y el flujo de descarga calculado a partir de las condiciones de la ruptura que
provoca la liberación del gas natural que se conduce. En el caso particular de la
explosión, se considera que el material se libera durante un máximo de 10
minutos, tiempo en el que se logra controlar la liberación del material, por lo que la
nube explosiva detona la masa equivalente al gas natural descargado en 10
minutos.
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En la Tabla VI.21. se incluye un resumen de los datos de alimentación al
simulador.
Tabla VI.21. Datos de alimentación al simulador: concentraciones de interés.
Evento Parámetro Datos
Condiciones
climatológicas
Velocidad de vientos
Temperatura ambiente
Humedad relativa
1.5 m/s, 4.6 m/s, 10 m/s
30°C
95%
Condiciones El evento ocurre de día con una
nubosidad ligera y una radiación
moderada
El evento ocurre de noche con una
nubosidad cerrada y sin radiación solar.
Estabilidad atmosférica Pasquill A: 1.5 m/s, día
Pasquill D: 1.5 m/s, noche
Pasquill B: 4.6 m/s, día
Pasquill C: 10 m/s, día
Dispersión Concentración de interés 71,400 ppm
Incendio Radiación de interés 25 kW/m2 (suficiente para incendiar
madera sin piloto y considerada como
suficiente para ocasionar daños a la
vegetación)
5 kW/m2, zona de alto riesgo (suficiente
para causar quemaduras de segundo
grado)
1.4 kW/m2, zona de amortiguamiento
(no se esperan alcanzar el umbral de
dolor)
Explosión Sobrepresión se interés 1 psig (ocasiona ruido y daños
estructurales)
0.5 psig (ocasiona ruido y ruptura de
ventanas)
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En el siguiente apartado se incluye el resumen de los resultados obtenidos, en el
Anexo 6 se incluyen los reportes que se generan por el simulador en los que
pueden observarse los datos de alimentación y los resultados obtenidos. En ese
mismo Anexo se incluyen también los planos que esquematizan las áreas de
afectación en la zona del proyecto.
VI.3.2. Resultados de la modelación de los escenarios planteados. En este apartado se incluyen los principales resultados que se obtuvieron para las
modelaciones realizadas con los paquetes computacionales SCRI Modelos
(versión 4.3) y SCRI Fuego (versión 1.3.1.), de la empresa Dinámica Heurística.
Fuga de gas natural por ruptura total en la tubería de 18” de diámetro @ 70 kg/cm2. Este escenario se considera de muy baja probabilidad de ocurrencia, debido a que
requiere de una acción de sabotaje para que llegue a presentarse. Sin embargo,
tomando en consideración que en nuestro país se han presentando eventos de
este tipo, se tomó la decisión de incluir la evaluación de este escenario que sería
considerado como catastrófico y el cual arrojaría las mayores áreas de afectación
para los eventos.
La probabilidad de ocurrencia del evento, considera que hay secciones de la
tubería que son aéreas, como puede ser las denominadas comúnmente bayonetas
que es la parte de la tubería que entra o sale de las estaciones de medición y
regulación y en donde la tubería se encuentra sobre la superficie.
A partir de este evento máximo, se modeló la dispersión del gas natural liberado
por una ruptura total (catastrófica) en la tubería de 18” que conduce la sustancia a
una presión de 70 kg/cm2. En este escenario, el flujo de gas descargado, formaría
una nube de gas que alcanzaría los límites de inflamabilidad. En la Figura VI.4. se
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incluye una imagen que muestra la gráfica de los radios de afectación que se
generarían.
100
1000
0.01 0.1 1 10 100
Rad
iaci
ón (k
W/m
2)
Distancia a nivel de piso (m)
Ruptura total, tubería de 18" a 70 kg/cm2 entre gasoducto de PEMEX y Estación 1 (City Gate)
Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%)
0
500
10000
30
60
90
120
150
180210
240
270
300
330
Ruptura total, tubería de 18" a 70 kg/cm2 entre gasoducto de PEMEX y Estación 1 (City Gate)
1.40 kW/m2 a 602.51 m5.00 kW/m2 a 325.02 m25.00 kW/m2 a 143.93 m
Figura VI.4. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio
derivado de la fuga de gas natural por la ruptura total de la tubería
de 18” @ 70 kg/cm2.
Los resultados indican que debido al incendio, se generaría una flama con una
longitud de 97.02 m, a partir de la cual se generaría una zona de alto riesgo con
una radiación en la periferia de 5 kw/m2, con una distancia máxima de afectación
de 325.01 m. La zona de amortiguamiento, definida por una radiación de 1.4
kW/m2, se presentaría a una distancia máxima de 602.51 m a partir del punto en
que se genere la flama. En el caso particular de las condiciones ambientales, es
importante mencionar que la radiación de 25 kW/m2, suficiente para encender
madera si utilizar piloto y la cual podría incendiar la vegetación presente en la
zona, se tendría a una distancia máxima de 143.93 m a partir del punto en donde
se genere la flama.
Al momento de presentarse la ruptura en la tubería, el gas natural liberado
mantiene la posibilidad de formar una nube explosiva. Debido a esto, es
necesario evaluar las distancias a las cuales se generarían las ondas de
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sobrepresión correspondientes a las zonas de alto riesgo y amortiguamento,
respectivamente. De acuerdo a los resultados obtenidos de la modelación, se
encontró que a partir de un escenario catastrófico de ruptura total de la tubería en
el segmento que se encuentra a 70 kg/cm2, generaría una distancia máxima de
afectación de 1,935.83 hasta la cual alcanzaría una sobrepresión de 1 psig,
suficiente para causar daños estructurales a casas habitación volviéndolas
inhabitables. La zona de amortiguamiento, definida con una sobrepresión de 0.5
psig se tendría a una distancia máxima de 3,294.63 m a partir del punto en el que
se genere la fuga.
En el caso particular de las condiciones ambientales, se considera que una
sobrepresión de 0.04 psig es suficiente para causar un ruido molesto que pueda
causar afectación a las especies de fauna que resulten sensibles. Sin embargo,
considerando que la afectación sería de una corta duración, ya que se trata de una
explosión, no se determinaron las áreas de afectación por esta sobrepresión,
considerándose la sobrepresión de 0.5 psig como aquella que puede afectar
especies de fauna, debido al movimiento de proyectiles ocasionados por el
derrumbe parcial de instalaciones.
En la Figura VI.5. se incluye la gráfica de las ondas de sobrepresión generada por
un evento de las características antes mencionadas.
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Ruptura total de la tubería de 18" a 70 kg/cm2 que conduce el gas natural del gasoducto de PEMEX a la Estación 1 (City Gate)(F.E.E. = 0.1)
Energía equivalente a 1277779.14 kg de TNT
200.00 kPa (29.01 psig) a 253.20 m150.00 kPa (21.76 psig) a 288.37 m70.00 kPa (10.15 psig) a 417.31 m50.00 kPa (7.25 psig) a 499.59 m30.00 kPa (4.35 psig) a 674.29 m20.00 kPa (2.90 psig) a 878.16 m15.00 kPa (2.18 psig) a 1075.07 m7.00 kPa (1.02 psig) a 1935.82 m3.50 kPa (.51 psig) a 3294.63 m
Figura VI.5. Gráfica de de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una
explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural por
la ruptura total de la tubería de 18” @ 70 kg/cm2.
Finalmente, otro escenario que podría presentarse corresponde a la formación de
una nube asfixiante. Considerando que el gas natural no tiene reportados valores
de IDLH ó TLV, sino que se encuentra definido como un asfixiante, capaz de
desplazar el oxígeno; se evaluó el escenario de formación de una nube asfixiante
originada por la liberación del gas natural a partir de la ruptura catastrófica de la
línea.
En el caso de la dispersión, se evaluaron diferentes escenarios meteorológicos,
resultando el que arroja las mayores afectaciones, el que corresponde a una
velocidad de viento de 1.5 m/s y un escenario nocturno con nubosidad cerrada. A
partir de los resultados arrojados por el simulador, la distancia de afectación por la
concentración de 71,400 ppm, suficiente para formar una atmósfera asfixiante,
sería de 34.73 m a partir del punto en donde se presente la ruptura.
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Fuga de gas natural por ruptura parcial, equivalente al 50% del diámetro total en la tubería de 18” de diámetro @ 70 kg/cm2.
Considerando que una ruptura total de la línea es un evento de muy baja
probabilidad de ocurrencia, se evalúo un segundo escenario con mayor
probabilidad de presentarse y el cual equivale a una ruptura parcial equivalente al
50% del diámetro total de la línea, originando un orificio de 9” de diámetro, el cual
podría originarse por diversas causas como corrosión, falla de válvulas, etc.
Una vez que se forma el orificio del 50% del diámetro total de la línea, se
generaría una emisión de gas natural que alcanzaría los límites de flamabilidad de
la sustancia, formando una nube inflamable la cual al momento de alcanzar una
fuente de ignición originaría un incendio cuya longitud de flama alcanzaría 48.53
m. Los resultados de la modelación del incendio, indican que al presentarse el
incendio, se generaría un área de afectación de alto riesgo por radiación de 5
kW/m2 a una distancia máxima de 167.53.
El área de amortiguamiento, definida como aquella que mantiene en su periferia
una radiación de 1.4 kW/m2, se presentaría a una distancia máxima de 310.52 m.
En el caso particular de la radiación de 25 kW/m2, suficiente para dañar especies
vegetales se tendría a una distancia máxima de 74.25 m a partir del punto del
incendio.
En la Figura VI.6. se incluyen las gráficas de las zonas de afectación por radiación
en caso de ocurrencia del evento.
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10
100
1000
0.01 0.1 1 10 100
Rad
iaci
ón (k
W/m
2)
Distancia a nivel de piso (m)
Ruptura parcial (50%), tubería de 18" a 70 kg/cm2 entre gasoducto de PEMEX y Estación 1 (City Gate)
Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%)
0
200
4000
30
60
90
120
150180
210
240
270
300
330
Ruptura parcial (50%), tubería de 18" a 70 kg/cm2 entre gasoducto de PEMEX y Estación 1 (City Gate)
1.40 kW/m2 a 310.52 m5.00 kW/m2 a 167.53 m25.00 kW/m2 a 74.25 m
Figura VI.6. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio
derivado de la fuga de gas natural por la ruptura parcial (50% del
diámetro) de la tubería de 18” @ 70 kg/cm2.
En el caso particular de que la liberación del gas natural llegara a las condiciones
para formar una nube explosiva que detonara, la onda de sobrepresión que define
la zona de alto riesgo (1 psig) se tendría a una distancia máxima de 1,219.49 m y
la zona de amortiguamiento se tendría a una distancia máxima de 2,075.49 m.
En la Figura VI.7. se incluye la gráfica que muestra las ondas de sobrepresión que
se generarían.
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Ruptura parcial (50%) de la tubería de 18" a 70 kg/cm2 que conduce el gas natural del gasoducto de PEMEX a la Estación 1 (City Gate)(F.E.E. = 0.1)
Energía equivalente a 319447.99 kg de TNT
200.00 kPa (29.01 psig) a 159.50 m150.00 kPa (21.76 psig) a 181.66 m70.00 kPa (10.15 psig) a 262.89 m50.00 kPa (7.25 psig) a 314.73 m30.00 kPa (4.35 psig) a 424.78 m20.00 kPa (2.90 psig) a 553.21 m15.00 kPa (2.18 psig) a 677.25 m7.00 kPa (1.02 psig) a 1219.49 m3.50 kPa (.51 psig) a 2075.49 m
Figura VI.7. Gráfica de de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una
explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural por
la ruptura parcial (50% del diámetro) de la tubería de 18” @ 70
kg/cm2.
Finalmente, se evalúo un escenario de dispersión para determinar la formación de
una nube asfixiante con una concentración de 71,400 ppm de gas natural. Los
resultados de la modelación indican que la distancia máxima de afectación se
presentaría a 16.38 m. La mayor distancia de afectación, también corresponde a
un escenario con una velocidad de vientos de 1.5 m/s y condiciones nocturnas de
nubosidad cerrada.
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Fuga de gas natural por ruptura parcial, equivalente al 25% del diámetro total en la tubería de 18” de diámetro @ 70 kg/cm2. Un orificio en la tubería de estas características pudiera llegar a presentarse por
daños en la tubería, válvulas o accesorios, o bien por corrosión. La cantidad de
gas natural liberada podría formar tres escenarios, uno de ellos corresponde a la
generación de una nube inflamable que de encontrar una fuente de ignición
generara un incendio; el segundo escenario corresponde a la formación de una
nube explosiva y el tercer escenario corresponde a la formación de una atmósfera
asfixiante.
A través de la modelación con el paquete computacional, se determinaron las
áreas de afectación por formación de un incendio. Considerando las condiciones
del orificio generado, la masa liberada quedaría entre los límites de inflamabilidad
por lo que de encontrar la fuente de ignición se presentaría una llama con una
longitud de 24.26 m. Bajo estas condiciones de incendio;, se formaría un área de
afectación por radiación, la cual tendría una distancia máxima de 38.21 para una
radiación de 25 kW/m2, suficiente para encender la vegetación natural.
La radiación de 5 kW/m2, que define el área de alto riesgo, se presentaría a una
distancia máxima de afectación de 86.28 m y finalmente la zona de
amortiguamiento con una radiación equivalente a 1.4 kW/m2 tendría una distancia
máxima de 159.94.
A continuación, en la Figura VI.8. se incluye la gráfica de las áreas de afectación
por radiación.
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Ruptura parcial (25%), tubería de 18" a 70 kg/cm2 entre gasoducto de PEMEX y Estación 1 (City Gate)
1.40 kW/m2 a 159.94 m5.00 kW/m2 a 86.28 m25.00 kW/m2 a 38.21 m
10
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1000
0.01 0.1 1 10 100
Rad
iaci
ón (k
W/m
2)
Distancia a nivel de piso (m)
Ruptura parcial (25%), tubería de 18" a 70 kg/cm2 entre gasoducto de PEMEX y Estación 1 (City Gate)
Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%)
Figura VI.8. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio
derivado de la fuga de gas natural por la ruptura parcial (25% del
diámetro) de la tubería de 18” @ 70 kg/cm2.
A partir de la fuga, se puede originar la formación de una nube explosiva, cuyo
material al momento de detonar generaría ondas de sobrepresión que causan
daños. Tomando en consideración el flujo emitido por la ruptura parcial,
equivalente al 25% del diámetro total de la línea de conducción se tendría una
distancia máxima de afectación por una sobrepresión de 1 psig de 768.23 m,
definiendo el área de alto riesgo.
El área de amortiguamiento (con una sobrepresión de 0.5 psig) se tendría a una
distancia máxima de afectación de 1,307.47 m a partir del centro de la nube
explosiva. En la Figura VI.9. se presenta la gráfica que muestra las ondas de
sobrepresión.
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Ruptura parcial (25%) de la tubería de 18" a 70 kg/cm2 que conduce el gas natural del gasoducto de PEMEX a la Estación 1 (City Gate)(F.E.E. = 0.1)
Energía equivalente a 79860.39 kg de TNT
200.00 kPa (29.01 psig) a 100.48 m150.00 kPa (21.76 psig) a 114.44 m70.00 kPa (10.15 psig) a 165.61 m50.00 kPa (7.25 psig) a 198.26 m30.00 kPa (4.35 psig) a 267.59 m20.00 kPa (2.90 psig) a 348.50 m15.00 kPa (2.18 psig) a 426.64 m7.00 kPa (1.02 psig) a 768.23 m3.50 kPa (.51 psig) a 1307.47 m
Figura VI.9. Gráfica de de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una
explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural por
la ruptura parcial (25% del diámetro) de la tubería de 18” @ 70
kg/cm2.
Finalmente, otro de los escenarios que puede presentarse corresponde a la
formación de una atmósfera explosiva. Bajo las condiciones de una ruptura
equivalente al 25% del diámetro total de la línea, el flujo emitido formaría una
atmósfera asfixiante con una concentración equivalente a 71,400 ppm, a una
distancia máxima de 7.74 m a partir del punto en el que se libere el material.
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Fuga de gas natural por ruptura total en la tubería de 18” de diámetro @ 22 kg/cm2. Adicionalmente al evento de mayor afectación, dado que es el que maneja el gas
natural a una mayor presión, también se evaluaron escenarios que corresponden
a los segmentos del gasoducto que mantienen una presión de 22 kg/cm2, de
acuerdo a las bases de diseño el diámetro nominal se mantiene en 18” para todos
los segmentos.
En el caso de presentarse una ruptura total de la línea de 18” que conduce el gas
natural de la Estación 1 (City Gate) a la Estación 2 o a la Estación 3, es posible
que se de lugar a la formación de una nube inflamable, la cual al encontrar una
fuente de ignición generaría una flama con una longitud de 97 m. Las áreas de
afectación por radiación mantendrían una distancia máxima de 72.14 m para la
radiación de daños a la vegetación 25 kW/m2, 182.41 m para el área de alto
riesgo, con una radiación equivalente a 5 kW/m2 y 344.01 m como distancia del
área de amortiguamiento con una radiación de 1.4 kW/m2. En la Figura VI.10. se
incluye la gráfica de afectación por radiación para este escenario.
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Distancia a nivel de piso (m)
Ruptura total de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3
Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%)
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Ruptura total de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3
1.40 kW/m2 a 344.01 m5.00 kW/m2 a 182.41 m25.00 kW/m2 a 72.14 m
Figura VI.10. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio
derivado de la fuga de gas natural por la ruptura total de la tubería
de 18” @ 22 kg/cm2.
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
Sistemas de Innovación y Desarrollo Ambiental, S. C.; Guadalupe, N. L.; Tel.: (81) 8334.74.59. VI-206
En caso de que se formara una nube explosiva que detonara en la zona, se
generarían áreas de afectación por sobrepresión. La distancia máxima que
presentaría el área de alto riesgo con una sobrepresión de 1 psig, se tendría a una
distancia de 1,316.15 m. El área de amortiguamiento, definida con una
sobrepresión de 0.5 psig se tendría a una distancia máxima de 2,239.99 m. En la
Figura VI.11. se incluye la gráfica que muestra las ondas de sobrepresión.
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Ruptura total de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 que conduce el gas natural entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3(F.E.E. = 0.1)
Energía equivalente a 401585.35 kg de TNT
200.00 kPa (29.01 psig) a 172.15 m150.00 kPa (21.76 psig) a 196.06 m70.00 kPa (10.15 psig) a 283.73 m50.00 kPa (7.25 psig) a 339.67 m30.00 kPa (4.35 psig) a 458.44 m20.00 kPa (2.90 psig) a 597.06 m15.00 kPa (2.18 psig) a 730.93 m7.00 kPa (1.02 psig) a 1316.15 m3.50 kPa (.51 psig) a 2239.99 m
Figura VI.11. Gráfica de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una
explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural
por la ruptura total de la tubería de 18” @ 22 kg/cm2.
En el caso de la dispersión del gas natural, dando paso a la formación de una
nube asfixiante, se encontró mediante la modelación que la distancia máxima de
afectación se tendría a 34.9 m. La concentración que equivale a la formación de
atmósfera asfixiante es de 71,400 ppm y en este caso, la mayor área de
afectación se presenta bajo el escenario de 1.5 m/s para la velocidad de vientos y
condiciones nocturnas de nubosidad cerrada.
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
Distribución de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.”.
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Fuga de gas natural por ruptura parcial, equivalente al 50% del diámetro total en la tubería de 18” de diámetro @ 22 kg/cm2.
También se evaluó un segundo escenario que corresponde a una ruptura parcial,
la cual origina la formación de un orificio que equivale al 50% del diámetro total de
la tubería, en este caso el orificio sería de 9” de diámetro. Al momento de
liberarse el gas natural, es posible que se de lugar a la formación de una nube
inflamable, la cual al encontrar una fuente de ignición generaría una flama con una
longitud de 48.53 m.
Las áreas de afectación por radiación presentarían una distancia máxima de 37.22
m para la radiación de daños a la vegetación 25 kW/m2. En el caso de la radiación
que define la zona de de alto riesgo (5 kW/m2), se tendría a una distancia máxima
de 94.03 m.
Finalmente, la zona de amortiguamiento con una radiación equivalente a 1.4
kW/m2, se presentaría a una distancia máxima de 177.24. En la Figura VI.12. se
muestra una gráfica de la afectación por radiación para este escenario.
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2)
Distancia a nivel de piso (m)
Ruptura parcial (50%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3
Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%)
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Ruptura parcial (50%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3
1.40 kW/m2 a 177.24 m5.00 kW/m2 a 94.03 m25.00 kW/m2 a 37.33 m
Figura VI.12. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio
derivado de la fuga de gas natural por la ruptura parcial (50% del
diámetro) de la tubería de 18” @ 22 kg/cm2.
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En el caso particular de que llegara a formarse una nube explosiva y que ésta
llegara a detonar formando ondas de sobrepresión, mediante la modelación se
encontró que la distancia máxima que presentaría el área de alto riesgo con una
sobrepresión de 1 psig, se tendría a una distancia de 829.13 m. El área de
amortiguamiento, definida con una sobrepresión de 0.5 psig se tendría a una
distancia máxima de 1,411.11 m. En la Figura VI.13. se incluye la gráfica que
muestra las ondas de sobrepresión por explosión.
Finalmente, la evaluación del escenario de la dispersión de una nube de gas
natural, originada por la liberación de la sustancia a partir de la ruptura parcial,
formando un orificio equivalente al 50% del diámetro total de la de la línea,
desencadenaría una nube asfixiante, con una distancia máxima de afectación de
16.49 m, a partir del punto en el que se genere la fuga, para una velocidad de
vientos de 1.5 m/s y condiciones de escenario nocturno y de nubosidad cerrada.
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Ruptura parcial (50%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 que conduce el gas natural entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3(F.E.E. = 0.1)
Energía equivalente a 100397.94 kg de TNT
200.00 kPa (29.01 psig) a 108.45 m150.00 kPa (21.76 psig) a 123.51 m70.00 kPa (10.15 psig) a 178.74 m50.00 kPa (7.25 psig) a 213.98 m30.00 kPa (4.35 psig) a 288.80 m20.00 kPa (2.90 psig) a 376.13 m15.00 kPa (2.18 psig) a 460.46 m7.00 kPa (1.02 psig) a 829.13 m3.50 kPa (.51 psig) a 1411.11 m
Figura VI.13. Gráfica de de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una
explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural por
la ruptura parcial (50% de diámetro) de la tubería de 18” @ 22
kg/cm2.
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Fuga de gas natural por ruptura parcial, equivalente al 25% del diámetro total en la tubería de 18” de diámetro @ 22 kg/cm2.
Una ruptura parcial equivalente al 25% del diámetro, originando un orificio de 4.5”,
el cual daría paso a la liberación de un flujo másico que puede llegar a una nube
inflamable, la cual al encontrar una fuente de ignición daría origen a un incendio.
Mediante la modelación, se determinaron las áreas de afectación por la presencia
de un incendio, el cual considerando la cantidad de material liberado presentaría
una llama con una longitud de 24.26 m. A partir de estas condiciones, se formaría
un área de afectación por radiación, la cual tendría una distancia máxima de 19.15
m para una radiación de 25 kW/m2, suficiente para encender la vegetación natural
(daño a las condiciones ambientales).
La radiación de 5 kW/m2, que define el área de alto riesgo, se presentaría a una
distancia máxima de afectación de 48.4 m y finalmente la zona de
amortiguamiento con una radiación equivalente a 1.4 kW/m2 tendría una distancia
máxima de 91.28 m. En la Figura VI.14. se incluye la gráfica de las áreas de
afectación por radiación.
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Ruptura parcial (25%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3
1.40 kW/m2 a 91.28 m5.00 kW/m2 a 48.40 m25.00 kW/m2 a 19.15 m
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Distancia a nivel de piso (m)
Ruptura parcial (25%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3
Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%) Figura VI.14. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio
derivado de la fuga de gas natural por la ruptura parcial (25% del
diámetro) de la tubería de 18” @ 22 kg/cm2.
Estudio de Riesgo Ambiental, modalidad Ductos Terrestres del Proyecto: “Plan Maestro de Ordenamiento de la
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Una vez liberado el material, se puede dar paso a la formación de una nube
explosiva, la cual al momento de detonar genera ondas de sobrepresión que
causan afectaciones. Tomando en consideración el flujo emitido por la ruptura
parcial se tendría una distancia máxima de afectación por una sobrepresión de 1
psig de 522.31 m, definiendo el área de alto riesgo. El área de amortiguamiento
se tendría a una distancia máxima de afectación de 888.93 m a partir del centro de
la nube explosiva. En la Figura VI.15. se presenta la gráfica que muestra las
ondas de sobrepresión.
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Ruptura parcial (25%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 que conduce el gas natural entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3(F.E.E. = 0.1)
Energía equivalente a 25097.88 kg de TNT
200.00 kPa (29.01 psig) a 68.31 m150.00 kPa (21.76 psig) a 77.80 m70.00 kPa (10.15 psig) a 112.60 m50.00 kPa (7.25 psig) a 134.80 m30.00 kPa (4.35 psig) a 181.93 m20.00 kPa (2.90 psig) a 236.94 m15.00 kPa (2.18 psig) a 290.07 m7.00 kPa (1.02 psig) a 522.31 m3.50 kPa (.51 psig) a 888.93 m
Figura VI.15. Gráfica de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una
explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural por
la ruptura parcial (25% del diámetro) de la tubería de 18” @ 22
kg/cm2.
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Finalmente, otro de los escenarios que puede presentarse corresponde a la
formación de una atmósfera asfixiante, con una concentración equivalente a
71,400 ppm. En estas condiciones de emisión, la concentración de interés se
presentaría a una distancia máxima de 7.78 m a partir del punto en el que se
genere la fuga.
En la Tabla VI.22. se incluyen los resultados de los eventos de incendio y
explosión que se modelaron y en la Tabla VI.23. se incluyen los resultados para
los eventos de dispersión (formación de atmósfera asfixiante).
En el Anexo 6 se incluyen los reportes que genera el simulador en el que pueden
apreciarse los datos alimentados (Tabla VI.20. y Tabla VI.21).
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Tabla VI.22. Resultados de la modelación de incendio y explosión para el gasoducto de 18” de diámetro.
(in) (m)Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 70 97.02 602.51 325.01 143.93 1,935.83 3,294.6350% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 70 48.53 310.52 167.53 74.25 1,219.49 2,075.4925% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 70 24.26 159.94 86.28 38.21 768.23 1,307.47Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 22 97.06 344.01 182.41 72.14 1,316.15 2,239.9950% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 22 48.53 177.24 94.03 37.33 829.13 1,411.1125% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 22 24.26 91.28 48.4 19.15 522.31 888.93
ExplosiónIncendio
Presión (kg/cm2)
1.4 kW/m2
(m)5 kW/m2
(m)25 kW/m2
(m)1 psig
(m)0.5 psig
(m)Longitud de la flama (m)
Diámetro de tubería
Ruptura
Nominal (in) Interior (m)
Área transversal del orificio (m2)
Diámetro del orificio
Tabla VI.23. Resultados de la modelación de dispersión para el gasoducto de 18” de diámetro.
Velocidad de viento 1.5 m/s (día)
Velocidad de viento 1.5 m/s (noche)
Velocidad de viento 4.6 m/s (día)
Velocidad de viento 10 m/s (día)
(m) (m) (m) (m)Total 18" 0.429 0.1642 70 1,992.18 32.97 34.73 33.46 34.250% 18" 0.429 0.0410 70 498.05 15.76 16.38 15.93 16.1925% 18" 0.429 0.0103 70 124.51 7.61 7.74 7.64 7.7Total 18" 0.429 0.1642 22 626.11 33.17 34.95 33.63 34.5950% 12" 0.429 0.0410 22 156.53 15.86 16.49 16.05 16.4125% 12" 0.429 0.0103 22 39.13 7.65 7.78 7.68 7.76
Distancia a la que se presentan 71,400 ppm de gas naturalDiámetro de tubería
Ruptura
(in) (m)
Área transversal del orificio (m2)
Presión (kg/cm2)
Flujo de descarga
(kg/s)
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I.20. INTERACCIONES DE RIESGO. El gasoducto de 18” de diámetro cuenta con segmentos de tubería que conducen
el gas natural a diferentes presiones, pero que sin embargo mantienen el mismo
diámetro nominal. En la interconexión a la Estación 1 (City Gate) representa el
punto en donde confluye la tubería que transporta el gas natural a la mayor
presión, siendo ésta de 70 kg/cm2. Existen otras secciones del gasoducto que
reciben la presión regulada de las estaciones de medición y regulación de gas
natural a una presión mínima de 22 kg/cm2, por lo que de forma general puede
mencionarse que el rango de presiones que se manejan van desde los 70 kg/cm2
hasta los 22 kg/cm2.
Los eventos que se modelaron involucran la ruptura total (18”), así como dos
diferentes rupturas parciales, una de ellas considera que el orificio equivale al 50%
del diámetro total (9”) de la tubería y la segunda una ruptura equivalente al 25% de
diámetro (4.5”) de la tubería.
A consideración del grupo de trabajo, los eventos que involucran la ruptura total
son eventos considerados como catastróficos y que únicamente pudieran llegar a
ocurrir en situaciones de sabotaje. Sin embargo, dado los acontecimientos en
nuestro país que se presentaron durante el año 2007 se incluyó la modelación de
este tipo de eventos. También se consideró que la tubería en su mayoría se
encuentra subterránea, pero una instalación de este tipo también mantiene
segmentos expuestos de tubería, como pueden ser el caso de las bayonetas que
alimentan las estaciones de medición y regulación de gas natural, en donde la
tubería se mantiene de forma expuesta y no subterránea.
El anexo 6 muestra los resultados de la modelación realizada y los planos de las
áreas de afectación resultantes.
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Dispersión de gas natural proveniente de una ruptura de las tuberías de conducción.
En lo que se refiere a interacciones de riesgo, en el caso de los modelos de
dispersión para evaluación de la formación de una atmósfera asifixiante por
desplazamiento del oxígeno por el gas natural, se obtuvo que la distancia máxima
de afectación es del orden de 34.9 m/s, la cual éste corresponde a un escenario
de velocidad de viento de 1.5 m/s. En el caso de la velocidad de vientos que se
incluye en las bases de diseño (4.6 m/s) la distancia máxima de afectación se
tendría a 33.4 m, a partir del punto en donde se genere la ruptura. También se
incluyó un tercer escenario que corresponde a una velocidad del doble de la
reportada como promedio en las bases de diseño, equivalente a 10 m/s. Bajo esta
última condición de velocidad de vientos, la distancia máxima que se obtiene para
una concentración de 71,400 ppm de gas natural correspondió a 34.6 m.
Con estas distancias máximas de afectación, es posible mencionar que la
formación de una nube asfixiante no alcanzaría ninguno de los poblados cercanos
a la zona del proyecto. Sin embargo, parte de la trayectoria es paralela a la
carretera México Veracruz vía Xalapa, por lo que en caso de ocurrencia del evento
pudiera afectarse a población o trabajadores de la zona industrial Bruno Pagliai
que circulen por la zona del evento al momento de ocurrencia de la fuga. La
afectación, en caso de presentarse sería de forma muy puntual..
Incendio derivado de una fuga de gas natural proveniente de una ruptura de las tuberías de conducción.
En el caso de un incendio derivado de un evento catastrófico como es el caso de
la ruptura total de la línea de 70 kg/cm2, se generarían las mayores distancias de
afectación por radiación derivada de un incendio, quedando comprendida el área
de amortiguamiento (1.4 kW/m2) a una distancia máxima de 602.51 m a partir de
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donde se genere el incendio. La zona de alto riesgo (5 kW/m2) se tendría a una
distancia máxima de 325.01 m y en el caso de la afectación para vegetación (25
kW/m2), la distancia máxima de afectación se tendría a 143.93 m.
A partir de estas distancias de afectación, es posible mencionar que para un
evento catastrófico, las áreas de alto riesgo por radiación de incendio para daños
a la población no alcanzarían los poblados más cercanos como es el caso de
Santa Rita (0.31 km) y Ejido Las Brisas (0.35 km). En el caso de los daños
ambientales, la vegetación que estuviera comprendida hasta una distancia
máxima de 143.93 m se vería afectada (distancia a la cual no se encuentran aún
mosaicos de vegetación natural) y el incendio generado debería controlarse para
evitar que se propague a zonas aledañas.
Se modelaron eventos derivados de las condiciones de transporte en otros
segmentos, encontrándose que las áreas de afectación por radiación generada a
partir de un incendio serían menores a las del evento catastrófico antes descrito,
con lo que se puede mencionar que los eventos derivados de las presiones de 22
kg/cm2 no tendrían afectación sobre los poblados cercanos.
Sin embargo, en el caso de la trayectoria que se encuentra paralela a la carretera
y a las instalaciones de TAMSA, las áreas de afectación por alto riesgo y
amortiguamiento pudieran afectar al personal e instalaciones que se encuentren a
una distancia de hasta 182.41 m para la zona de alto riesgo y 344.01 m para la
zona de amortiguamiento (radiación de seguridad). En el caso de daños
ambientales, al presentarse un incendio, la afectación sobre la vegetación se
tendría hasta una distancia de 72.14 m a partir del punto en donde se genere el
incendio.
En el caso de las afectaciones sobre la vegetación de la zona, es posible
mencionar que la mayor parte de la superficie que cubre el gasoducto, se
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encuentra dominada por pastizales cultivados o inducidos, principalmente por
presentarse la trayectoria paralela a vías de comunicación, dentro de sus
derechos de vía. Las principales especies encontradas fueron los zacates Guinea
(Panicum maximum), Bermuda (Cynodon dactylon), Negro (Paspalum plicatum)
Estrella africana (Cynodon plectostachyus), Cola de zorra (Rhynchelytrum repens),
Cadillo (Cenchrus echinatus) y Limón (Cymbopogon citratus). Cabe destacar que
de estas siete especies de pastos, solamente Paspalum plicatum es considerada
especie nativa.
Algunas herbáceas observadas fueron Clitoria (Clitoria ternatea), Kudzú (Pueraria
phaseoloides), Bejuco de chivo (Centrosema pubescens) Centaura (Centaurea
scabiosa), Esponjilla (Luffa operculata), Lantana (Lantana camara), Mala mujer
(Solanum elaeagnifolium) y Piña de ratón (Bromelia pinguen).
El estrato arbóreo de los alrededores se encuentra conformado por especies de
Selva baja caducifolia secundaria, de las cuales es común observar: Palo mulato,
(Bursera simaruba), Matapalo (Ficus cotinifolia), Higo prieto (Ficus obtusifolia),
Nanche (Byrsonima crassifolia) y Tepeguaje (Leucaena leucocephala), entre otras.
Es importante mencionar que las especies antes listadas pueden resultar
afectadas por la radiación derivada de un incendio a partir de una liberación
extraordinaria de gas natural.
Explosión derivada de una fuga de gas natural proveniente de una ruptura de las tuberías de conducción.
En el caso particular de que existan las condiciones para formación de nubes
explosivas, los eventos generarían áreas de afectación que pudieran llegar a los
poblados de Ejido Las Brisas (0.35 km), Ejido Ampliación Delfino Victoria (0.64
km), Ejido San Juan (0.72 km), Ejido Ampliación Delfino Victoria (0.38), Santa Rita
(0.31 km), Ejido El Pando (1.22 km) y Ejido Santa Rita (1.02 km).
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Las distancias máximas de afectación en el caso de un evento catastrófico que
involucre la ruptura total de la tubería que conduce el gas a 70 kg/cm2, se tendrían
a 3.2 km a partir del punto en el que se genere la explosión. Es importante
mencionar que para esta distancia, la sobrepresión que se mantendría sería de
0.5 psig, la cual solo ocasionaría la ruptura de ventanas.
En lo que se refiere a la zona de alto riesgo, con una sobrepresión de 1 psig,
suficiente para causar daños a casas habitación, la distancia máxima de
afectación se tendría a 1.9 km a partir del punto en donde se genere la explosión.
Bajo este criterio, en caso de que un evento de sabotaje ocasionara la ruptura total
de la tubería (70 kg/cm2), los poblados que pudieran resultar afectados son Ejido
Las Brisas (0.35 km), Ejido Ampliación Delfino Victoria (0.64 km), Ejido San Juan
(0.72 km), Ejido Ampliación Delfino Victoria (0.38), Santa Rita (0.31 km) y Ejido
Santa Rita (1.02 km).
A partir de las modelaciones para la formación de una nube explosiva derivada de
una fuga en la línea de 22 kg/cm2, se encontró que la distancia máxima de
afectación para alto riesgo es de 2.2 km, y la zona de amortiguamiento se tendría
a una distancia máxima de 1.3 km. Como puede observarse, las distancias de
afectación se reducen considerablemente conforme se modelan los eventos en los
segmentos de tubería que conducen el gas natural a menor presión. Es
importante mencionar que las sobrepresiones que definen las áreas de
amortiguamiento y de alto riesgo no son suficientes para causar fatalidades en la
población o personal expuesto, sin embargo se consideran estos criterios por
parte de la autoridad, tomando en cuenta que la formación de proyectiles pudiera
ocasionar afectaciones al personal de la empresa, población y fauna de la zona en
donde se presente el evento.
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I.21. RECOMENDACIONES TÉCNICO OPERATIVAS.
I.21.1. Sistemas de seguridad. De acuerdo a la información proporcionada por la empresa, el gasoducto contará con los sistemas
de seguridad que se requieren en las Normas de PEMEX, así como de algunas expedidas por
organismos internacionales. Algunos de los sistemas con los que se contará son los siguientes:
Válvulas de Relevo.
Estas válvulas se encontrarán colocadas a la salida de cada una de las válvulas de regulación, con
la finalidad de prevenir una sobrepresión en el sistema de gas en el caso de que alguno de los
reguladores llegara a fallar.
El programa de mantenimiento de las mismas en anual y en caso de detectarse fugas a menor
presión del punto de ajuste, dichas válvulas deberán reemplazarse de forma inmediata para
proceder a su reparación.
Válvulas de Bloqueo.
Las válvulas de bloqueo para aislamiento que pueden ser utilizadas durante una emergencia, se
encontrarán instaladas y se incluirán dentro del programa de mantenimiento por lo menos de
manera anual. Los accesos a las válvulas de bloqueo se mantendrán libres para garantizar una
operación ágil. En el caso de que más del 50% de las válvulas de bloqueo llegaran a presentar
fugas, la línea deberá sacarse de servicio inmediatamente, como una medida de seguridad.
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Válvulas de cierre automático (OSE y Slam-Shut) Operación.
Se contará con válvulas de cierre automático. En el caso de las unidades reguladoras que cuenten
con Slam-Shut se operarán conforme los procedimientos establecidos. Las operaciones de paro y
arranque de los reguladores que cuenten con dispositivo de seguridad de cierre automático (Slam-
Shut) y de las válvulas de cierre automático (OSE), deberán estar de acuerdo a las instrucciones
del fabricante incluyendo las que se requieren para cada uno de los equipos. Los ajustes en las
presiones de disparo, de los mecanismos de cierre automático por baja o alta presión, deben
instalarse acordes a las instrucciones del fabricante. El operador deberá estar familiarizado con
cada uno de los procedimientos antes de proceder al paro y arranque de los equipos.
Patrullaje al derecho de vía.
De acuerdo a la información mencionada por el promovente, se realizará una vigilancia continua
del sistema de transporte a partir de la cual se cubrirá lo siguiente:
1. Inspección visual del total de las instalaciones, con la finalidad de detectar y registrar lo
siguiente
a) Modificación en la densidad de población y cambio de clase de localización.
b) Efecto de la exposición a la intemperie o movimiento de la tubería.
c) Cambios en la topografía que pudieran afectar a las instalaciones.
d) Posible manipulación peligrosa, vandalismo o daños.
e) Acciones de terceros sobre las tuberías.
f) Posible filtración de gas natural a edificios desde registros o fosas, a través de entradas de
aire.
g) Condiciones de seguridad de las instalaciones.
2. Revisión y análisis periódicos de documentación.
a) Inspección de fugas.
b) Inspección de válvulas
c) Inspección de equipos de regulación, alivio y limitación de presión.
d) Inspección de control de corrosión.
e) Investigación de fallas de las instalaciones en general.
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3. Patrullaje al derecho de vía.
a) Observación de las irregularidades en el derecho de vía.
b) Verificación de la existencia de afectación de la vegetación en el entorno, condiciones
inseguras del ducto o la señalización de la tubería.
Detección y atención de fugas. Se cubrirá un programa anual de detección de fugas de todo el sistema de gas natural. Para
cumplir lo anterior se utilizará un detector de flama ionizada en el recorrido, con el cual se
verificarán los límites de explosividad de mezcla de gas natural con aire LIE 4.5 % y LSE de 15%.
A partir de los resultados de las mediciones, se realizará la clasificación de las fugas basándose en
la localización y magnitud de las mismas para verificar la prioridad de reparación de cada una de
ellas, integrando la información al registro del historial de fugas.
Control de la corrosión.
La empresa tiene definidos los procedimientos y políticas operativas para el control de la corrosión
externa en la tubería sumergida y las instalaciones superficiales. Adicionalmente, debe
mencionarse que la tubería contará con un recubrimiento de protección exterior, un sistema de
protección catódica, así como la implantación de un sistema de verificación de la resistividad del
suelo
Plan Integral de Seguridad y Protección Civil.
Este Plan está fundamentado en el Manual de Procedimientos de Operación, Procedimientos de
Mantenimiento, Procedimientos de Atención de Emergencias, el Programa de Recuperación y las
Carpetas de Atención de Emergencias; para lograr una capacitación integral y respuesta efectiva
en caso de presentarse alguna emergencia,
En el Anexo 4 se incluye una copia del Plan de Respuesta a Emergencias,
elaborado por la empresa Gulf Energy, la cual estará a cargo de la operación del
gasoducto.
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I.21.2. Medidas preventivas. En cualquier instalación que presente riesgos de accidentes mayores se tendrá que disponer de
medidas de prevención que refuercen sus esfuerzos en la seguridad. El tipo y características de
dichas medidas, dependerá de los riesgos que se pretendan minimizar en el gasoducto y las
estaciones de medición y regulación de gas natural.
Dentro de las medidas preventivas con que se contará, puede mencionarse el establecimientos de
operación, mantenimiento y atención a emergencias (ver Anexo 5). A través de dichos
procedimientos la empresa realiza la distribución de funciones y competencias para garantizar una
correcta respuesta a una situación e emergencia. Dentro de los puestos con que se contará se
mantendrá los siguientes: Director General, Coordinador de Operación y Mantenimiento,
Coordinador Administrativo, Coordinador de Calidad, Ingeniero instrumentista, Ingeniero Mecánico
y Asistente Técnico.
Registros.
Como parte de las medias de prevención, se contará con una serie de registros que permitirán
evaluar la correcta operación del gasoducto. Dentro de los registros se mantendrán los siguientes:
a) Los registros oficiales, es decir registros de personal y financieros, deben controlarse y tener
a disposición en las oficinas centrales.
b) Los formatos listados en el Manual de Procedimientos, así como los registros generados a
consecuencia de las actividades de operación y mantenimiento, deberán conservarse en la
oficina corporativa.
c) El operador es responsable de llenar y resguardar una copia de los registros operativos, de
acuerdo con las leyes y reglamentos federales según sea requerido.
Contratación de seguros.
En este rubro, de acuerdo a lo mencionado por la empresa, se mantendrá vigente
un seguro de responsabilidad civil, asegurándose que éste cuente con una
cobertura adecuada para hacer frente a cualquier eventualidad que pudiera
presentarse. Los procedimientos de seguridad para realizar trabajos en líneas de
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conducción de gas natural, se encontrarán definidos previamente y deberán
difundirse mediante pláticas de capacitación y procedimientos escritos a todo el
personal de Gulf Energy, de los contratistas y en algunos casos a persona de la
planta a la que se le presta el servicio. De la totalidad de las actividades de
difusión y capacitación, se deberá mantener un registro en la oficina corporativa. Programas de actividades.
La programación de los servicios y/o mantenimientos al sistema, deberá ser realizada y
supervisada por el Coordinador de Operación y Mantenimiento. Las órdenes o solicitudes de
trabajo, ya sean verbales o escritas, deben realizarse con un criterio de acuerdo a las
especificaciones de diseño del gasoducto, y asea para modificaciones o reparaciones del sistema.
No se podrán realizar reparaciones mayores o cambios en las condiciones de operación del
gasoducto sin contar con la autorización escrita del Coordinador.
La aprobación de los servicios y/o mantenimientos será responsabilidad de la Coordinación de
Operación y Mantenimiento, encontrándose obligada a mantener una copia de los mismos en la
oficina central.
En caso de presentarse un paro o interrupción programada al sistema, ya sea motivado por
demanda o por requerimientos de seguridad, debe hacerse en coordinación con el cliente,
mantenimiento un registro escrito de la misma. Los servicios al sistema de gas no podrán
reanudarse sin un representante del cliente con la finalidad de que atestigüe la disponibilidad del
flujo. Cualquier paro o interrupción no programada al sistema, deberá reportarse en forma verbal y
posteriormente de forma escrita a la Coordinación de Operación Mantenimiento, en un plazo que
no deberá exceder las 24 horas de haber ocurrido el sucedo.
La totalidad de las situaciones en donde se presenten condiciones anormales de operación,
deberán ser documentadas.
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Programas de capacitación.
La empresa Gulf Energy que realizará la operación del gasoducto, deberá contar con programas y
registros de capacitación para su personal. Dichos programas deberán estar enfocados a
mantener la seguridad del sistema en cuanto a las actividades de operación y mantenimiento se
refiere. La Coordinación de Operación y Mantenimiento será responsable de determinar los
requerimientos específicos de capacitación y entrenamiento del personal a su cargo. Así como
también será responsable de programar en forma anual la capacitación y entrenamiento requeridos
por el personal de operación.
Reportes de fugas.
Los reportes de fugas, deberán comunicarse de forma inmediata a la Gerencia de Operación y a la
Dirección General de Gulf Energy. La Gerencia de Administración de Riesgos deberá notificar a
las instancias o dependencias Privadas, Municipales, Estatales y Federales, de acuerdo a los
plazos y formas establecidos por ellas.
Seguimientos de cumplimiento de actividades.
Se realizará una revisión periódica de la ejecución de las actividades de operación y
mantenimiento, como parte de las responsabilidades del Coordinador de Operación y
Mantenimiento, a través del Programa Anual de Operación, con el propósito de determinar la
efectividad y aplicabilidad de los procedimientos utilizados en la operación y mantenimiento
normales.
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Cuando se encuentren deficiencias en su aplicación, se harán las adecuaciones necesarias a los
procedimientos operativos. El Coordinador de Calidad será el encargado de verificar que las
deficiencias señaladas en la minuta de campo hayan sido corregidas de acuerdo con las fechas
compromiso que estén conformes con las especificaciones de diseño y operativas.
El Coordinador de Calidad mantendrá la atribución de detener cualquier actividad o trabajo, si éste
se realiza en contraposición a las medidas de seguridad requeridas para su realización, o en caso
de que se detecte que no se está realizando conforme a las especificaciones de diseño o
procedimientos de operación y mantenimiento señalados en el Manual de la empresa.
Programa de mantenimiento.
De acuerdo a lo indicado por la empresa se contará con un Programa anual de mantenimiento a la
totalidad de las instalaciones del gasoducto. En la Tabla VI.24. se incluye el programa de
mantenimiento que indica las frecuencias de cada actividad.
Tabla VI.24. Programa de mantenimiento. Frecuencia Comentarios
1.1.Supervisión de la válvula troncal de conexión Semestral Esta válvula es responsabilidad de PGPB
1.2. Celaje Mensual1.3. Revisión de señalamiento (1) Mensual1.4. Pintura y señales y postes P.C. (1) Anual
2.1.Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual Es responsabilidad de PGPB
2.2. Detección de fugas Trimestral Operador o PGPB
2.3. Lubricación y engrasados de válula Trimestral Es responsabilidad de PGPB2.4. Pinturas de muros tuberías y válvulas Anual** Operador o PGPB2.5. Revisión de señalamientos Mensual Operador o PGPB2.6. Revisión de cercos y puertas Mensual Operador o PGPB2.7. Revisión de aislamientos Mensual Es responsabilidad de PGPB2.8. Revisión y ajuste de soportes Trimestral Operador o PGPB2.9. Reporte de actividades Mensual Operador y PGPB
Concepto1. Derecho de vía
2. Interconexión válvulas de secc.
Tabla VI.24. Programa de mantenimiento. (Continuación).
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Frecuencia Comentarios
3.1. Verificación de protección mecánica Anual
3.2.Revisión de cruzamientos encamisados Mensual Se realiza un reporte mensual
3.3. Revisión de obras especiales Mensual Se realiza un reporte mensual
3.4. Detección de fugas Semestral
Se realiza inspección en forma semestral como lo requiere la norma con equipo de detección de fugas para ionización de flama
3.5. Reporte de actividades SemestralSe realiza reporte semestral y entrega a la CRE
3.6.Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual
Se realiza reporte semestral y entrega a la CRE
4.1. Toma de potenciales de P.C. Mensual, Semestral
Se realizan muestreos aleatorios de forma mensual y se toman todas las lecturas en forma semestral. Se realiza reporte semestral.
4.2. Revisión de camas de ánodos Semestral4.3. Revisión de aislamientos Semestral
4.4. Reporte de potenciales actividades Semestral
5.1.Reporte de operación medición (ambas) Mensual
5.2. Limpieza general (ambas) Semanal
5.3.Pintura de la obra civil (caseta) (Ambas) Anual
5.4. Revisión de cerco y puertas (ambas) Semanal
5.5. Revisión de señalamientos (ambas) Semanal
5.6. Detección de fugas (ambas) Diario
Se realiza inspección en forma semestral como lo requiere la norma con equipo de detección de fugas para ionización de flama
5.7. Pintura de obra mecánica (ambas) Anual
5.8.Revisión instalación eléctrica, Rep., Focos (Ambas) Semestral
5.9.Revisión sistema de tierra física (ambas) Semanal
5.10.Revisión y limpieza de filtro y separados (ambas) Semanal
5. Estacón de medición y regulación 2 y 3 (City Gate y Estaciones 2 y 3)
3. Ducto
4. Sistema de protección catódica
Concepto
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Tabla VI.24. Programa de mantenimiento. (Continuación).
Frecuencia Comentarios
5.11.Caibración tuberías en zonas de desgaste (ambas) Anual
Para evaluar la corrosión interna del gasoducto, previamente se debe realizar un estudio tubo suelo que esta incluido. Esta la medición de espesores de la tubería aérea en zona de cambio de dirección o reducción dipámetro, esta actividad se realiza anualmente.
5.12.Revisión, lubricación engrase válvulas de paso (ambas) Mensual
5.13.revisión y ajuste válvula de control (ambas) Mensual
5.14.Revisión y calibración válulas de relevo (ambas) Anual
5.15. Limpieza placas de orificio (city gate) Mensual
5.16.Limpieza, revisión, calibración tubos de medición (ambas) Anual
El tuvo no se calibra, solo requiere de la medición de espesores, rugosidad, esta actividad se realiza trianualmente.
5.17.Limpieza, revisión, calibración medidores (city gate) Trimestral
Las actividades se realizan acorde con los acuerdos de realización con PGPB. Nota: los medidores de placa de orificio no están clasificados como medidores positivos, sino diferenciales.
5.18.Limpieza, revisión de turbinas de medición (estaciones industriales) Mensual
La turbina requiere la revisión de los compomentes de envío de pulsos, y el engrasado del eelemento rotatorio.
5.19.Calibración medidores (estaciones industriales) Lustro
Cada cinco años máximo se debe mandar calibrar la turbina.
5.20.Limpieza, revisión, calibración de graficador (city gate) Trimestral
Las actividades se realizan acorde con los acuerdos de realización con PGPB.
5.21.Limpieza, revisión, calibración de manómetros (ambas) Semestral
Las actividades en caso que los equipos estén descalibrados reomendamos reemplazaros por nuevos (el reemplazo de los equipos está incluido)
5.22.Revisión y calibración computador de flujo (ambas) Trimestral
Las actividades se realizan de acuerdo con los acuerdos realizados con PGPB.
5.23. Reporte de calibración (ambas) Trimestral
5.24.Revisión de extinguidores manuales de fuego (ambas) Mensual
5.25.Limpieza, revisión calibración de reguladores (ambas) Trimestral
6.1. Actualización de planos Anual
6.2.Revisión del manual de operación y mantenimiento Anual
6.3. Entrega de reporte anual para la CRE Anual
6.4.
Verificación anual según la NOM-007-SECRE-1999, "Transporte de gas natural" por parte de una Unidad de Verificación debidamente acreditada y aprobada po la EMA y CRE respectivamente. Anual
6. Cumplimiento del programa
Concepto
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I.21.3. Recomendaciones. Cualquier instalación que presente riesgos de accidentes mayores tendrá que disponer de medidas
de prevención orientadas a reforzar sus esfuerzos en materia de seguridad. El tipo y
características de dichas medidas, dependerá de los riesgos que se pretendan minimizar en el
gasoducto y las estaciones.
Considerando que la operación del gasoducto representa una Actividad Altamente Riesgosa, la
empresa deberá elaborar su Programa de Prevención de Accidentes de acuerdo a lo establecido
en el artículo 147 de La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.
El presente estudio llevó a la conclusión de que los riesgos mayores del Proyecto recaen en el
posible incendio y explosión por afectación de la tubería o en sus accesorios en sus distintos
niveles de presión. En el caso de la formación de atmósfera asfixiante, las áreas de afectación son
muy reducidas en comparación con las de los eventos de incendio y explosión. En los diferentes
segmentos de tuberías y equipos que conforman al gasoducto, deberán de establecerse medidas
adicionales de seguridad. A continuación se sugieren algunas recomendaciones que surgen del
desarrollo del estudio por parte del grupo de trabajo a cargo del mismo.
• La vigilancia de los parámetros más importantes del proceso deberán de contar con alarmas,
que alerten de las desviaciones del proceso que han salido de control y sean captadas por
los operadores.
• En complemento con las recomendaciones de funcionamiento y control, la empresa deberá
de contemplar la instalación de sensores de presión y flujo con recepción remota al centro de
control.
• La empresa debe efectuar auditorias periódicas sobre el funcionamiento de los distintos
sistemas de operación y mantenimiento de seguridad y de prevención.
De acuerdo a lo que indican las Normas Oficiales Mexicanas, las Normas de Referencia y los
Estándares Internacionales, se plantean las siguientes recomendaciones:
• El gas natural que se distribuye deberá estar odorizado bajo la especificación dada por la
norma NOM-006-SECRE-1999.
• Las estaciones de regulación y medición deben de contar con válvulas de seguridad para
evitar el sobrepresionamiento del sistema de alta presión.
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• El sistema de distribución corriente abajo deberá estar protegido por válvulas de seguridad
de las estaciones de regulación distribuidas a lo largo de la red.
• La empresa Gulf Energy, que será la encargada de la operación el gasoducto, deberá
evaluar la posibilidad de incluir en sus procedimientos de operación y mantenimiento, el
monitoreo de fugas bajo la norma NOM-003-SECRE-2002 y en cumplimiento del estándar
ASME B 31.8 punto 851.3.
• El proveedor de gas natural, en este caso PEMEX (PGPB), deberá de contar con
procedimientos y planes de emergencia para ataque de contingencias en cualquiera de sus
Estaciones.
• Deberán existir canales de comunicación directa entre la distribuidora y el suministrador
(PGPB), para la coordinación de movimientos operativos y acciones de respuesta a
situaciones de emergencia.
• La empresa Gulf Energy, debe contar con procedimientos de emergencia donde se
involucran todos los recursos del distribuidor, disponer de personal capacitado para atender
cualquier eventualidad en las instalaciones de distribución de gas y realizar periódicamente
simulacros en coordinación con Protección Civil y realizar simulacros de atención de
contingencias en conjunto, verificando los tiempos de respuesta y delimitando las
responsabilidades que atañen a cada uno.
• El distribuidor deberá de contar con un servicio de emergencia las 24 horas del día, durante
los 365 días del año, de manera ininterrumpida, así como contar con la identificación visible
de los teléfonos de emergencia en el exterior de las Estaciones a los que se podrá llamar en
caso de la detección de un siniestro. Esto permitirá a los vecinos eventuales o empresas
cercanas o futuras, denunciar o notificar algún evento anormal en las instalaciones o
inmediaciones (en el caso de incendios cercanos).
• La empresa Gulf Energy debe de verificar la Prevención de incendios accidentales.
Derivado de una previa valoración del riesgo, se deben instrumentar las medidas de
seguridad aplicables para minimizar el peligro de un incendio accidental en áreas donde la
presencia de gas constituya un riesgo de fuego o explosión. Por lo que se debe tener
cuidado de retirar del área cualquier fuente potencial de incendio y contar con el equipo
adecuado en caso de emergencia.
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• La soldadura o corte eléctrico o con gas no se debe realizar en el tubo o en componentes de
tubo que contengan una mezcla explosiva de gas - aire en el área de trabajo.
• La empresa Gulf Energy debe contar con procedimientos escritos para manejar documentos
de ingeniería, entre los que se incluyen planos, croquis, diagramas y especificaciones con su
respectivo código de identificación, lista de revisión, aprobación y fechados de las
instalaciones del Sistema. Se recomienda realizar la recopilación de las memorias de
cálculo de los principales sistemas (protección catódica, sistema de tierras, etc).
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá de construir el gasoducto y
las Estaciones proyectadas mediante planos y especificaciones que hayan sido aprobados y
controlados mediante procedimientos escritos, basados en las Normas NOM-003-SECRE-
2002 y NOM-007-SECRE-1999, NRF-030-PEMEX-2006.
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá asegurarse de que la
construcción de su gasoducto y Estaciones quede plasmado en planos o diagramas, que
consignen todos los cambios o diferencias que se dieran en el proceso de instalación.
• La empresa distribuidora de gas (PEMEX) debe efectuar una inspección efectiva a las
uniones soldadas en tuberías de acero, de acuerdo al ASME B 31.8 – 99 párrafos 826 y 827,
la Norma NRF-020-PEMEX-2005 y NRF-030-PEMEX-2006.
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe asegurarse que las tuberías
de entrada y salida de la estación, queden aisladas eléctricamente de la protección catódica
del gasoducto que alimente y abastezca la estación No 1 y sean respetadas las
especificaciones de la norma NOM-008-SECRE-1999.
• La totalidad de los materiales utilizados por Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A.
de C. V. en la construcción del gasoducto y sus estaciones, deberán estar certificados por
los fabricantes sobre el cumplimiento de las especificaciones solicitadas.
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe garantizar que las tuberías,
equipos y accesorios de su estación de distribución sean probadas y dictaminadas conforme
a la norma NOM-003-SECRE-2002 o vigente.
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá asegurarse de que las
tuberías de acero que integren todos los accesorios y equipos de la estación, cumplan como
mínimo el estándar API 5L y las uniones el API 1104.
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• Una vez en operación, la empresa Gulf Energy debe establecer una coordinación intensiva
con las compañías y dependencias prestadoras de servicios, que realicen las actividades en
la entorno del gasoducto y estaciones, para notificación de obras y su consecuente
prevención de riesgos.
• La distribuidora deberá considerar la instrumentación de sus estaciones de medición y
regulación, con sistemas de información que permita al personal operativo la toma de
decisiones en tiempo real.
• Gulf Energy debe asegurarse que ante un descontrol en las Estaciones de alguna de las
variables del proceso, tales como presiones y flujos, fuera de su rango normal, una
respuesta automática deberá de llevar nuevamente a valores normales a dicha variable.
• Gulf Energy deberá contar con procedimientos escritos y evidencias de cumplimiento de la
instalación y mantenimiento de los dispositivos de protección de la estación, tales como
válvulas de seguridad o alivio.
• Gulf Energy debe tener en sus programas de mantenimiento preventivo, la inspección y
calibración de los accesorios de protección de cada estación de regulación y medición,
acorde a las instalaciones del gasoducto.
• Gulf Energy debe implementar programas de capacitación al personal sobre las técnicas y
procedimientos de operación, mantenimiento y actuación en emergencias sobre el
gasoducto y sus Estaciones, tal como lo señala en su “Manual de Procedimientos de
Operación, Mantenimiento y Emergencias” así como realizar las evaluaciones del personal
periódicamente como constancia de su capacitación y aprendizaje.
• Gulf Energy deberá de establecer los dispositivos en los puntos críticos de control de las
variables que puedan llegar a sobrepasar su valor límite de control, para que sea señalada
por un dispositivo de vigilancia.
• Gulf Energy debe cumplir con programas de mantenimiento predictivo, preventivo y
correctivo que comprendan la totalidad de las instalaciones, manteniendo registros de sus
condiciones.
• Gulf Energy debe asegurar la atención a reportes de fugas y emergencias en la estación, en
un lapso mínimo de tiempo. Estableciendo y ejecutando Programas de simulacros y
reforzando sus puntos débiles. Y Participar en conjunto en simulacros con Protección Civil y
empresas vecinas (GRAME).
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• Gulf Energy debe contar con un Programa de revision periódica y reemplazo de filtros. Esto
es independiente al monitoreo de un posible incremento en la diferencial de presión en los
filtros que pudiera alertar sobre un posible taponamiento.
• Gulf Energy debe de llevar a cabo el Mantenimiento del cromatógrafo para garantizar el
registro de la calidad del gas natural recibido.
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe de prever la instalación de
Separadores de líquidos del gas natural recibidos para evitar la corrosión interior en las
instalaciones.
• Gulf Energy debe contar con equipo de detección de fugas, herramental especializado y
personal calificado para atender cualquier emergencia en las estaciones de regulación y
medición de gas.
• Los procedimientos de operación y mantenimiento del distribuidor deberán de ser aprobados
por la Comisión Reguladora de Energía y su cumplimiento verificado anualmente por una
Unidad de Verificación aprobada por la propia Comisión.
En lo que se refiere al sistema de protección catódica, dada la importancia de su adecuado
funcionamiento, se recomienda a la empresa realizar el monitoreo de las condiciones de los
componentes de dicho sistema, así como la evaluación de espesores, resistividad del suelo, etc.
Lo anterior permitirá determinar la velocidad de desgaste para este gasoducto en particular, lo cual
facilitará el seguimiento en la vida útil de la instalación.
Se sugiere realizar la recopilación de las memorias de cálculo y planos de construcción del
gasoducto, incluyendo sus sistemas de seguridad como es el caso de protección catódica, válvulas
de bloqueo, válvulas de relevo, etc. Con esta información se facilitará el seguimiento a las
condiciones de operación del gasoducto.
Como recomendación a la empresa Gulf Energy y a partir de la recopilación de las memorias de
cálculo y planos de construcción, podrá evaluarse la elaboración de un programa de administración
de cambios, a través del cual se garantice que cualquier modificación en las instalaciones cubra los
requisitos de diseño que establece la normatividad y quede registrada para posteriores
modificaciones de los procedimientos operativos.
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Muros contraincendio.
En este apartado en particular, puede mencionarse que PEMEX cuenta con la Norma NRF-072-
PEMEX-2004, en la cual se establecen las condiciones de diseño para la instalación de Muros
Contra Incendio.
En la norma se establece de forma clara que la implementación de muros contraincendio surge a
partir de los eventos probables de derrame y fuga de hidrocarburos con consecuencias de fuego y
explosión. En este caso en particular, se evaluaron eventos de incendio y explosión derivados de
una liberación extraordinaria de gas natural. El segmento más crítico es aquel que comprende la
interconexión hasta el City Gate que es en donde se conduce el gas a mayor presión (70 kg/cm2) y
por consiguiente, en caso de ocurrencia de un evento extraordinario, se generarían las mayores
áreas de afectación.
La norma antes citada establece los requerimientos y características mínimas de carácter
obligatorio que se deben cumplir en el diseño, adquisición, instalación y mantenimiento de muros
contraincendio, para las instalaciones PEMEX.
De forma estricta, este tipo de instalaciones no se establecen como obligatorias, sino que se dejan
al criterio derivado de la conducción de un análisis de riesgo. En este caso en particular, el
gasoducto de 18” de diámetro, en la estación de medición y regulación 1 (City Gate) se encuentra
relativamente cercano a una carretera y a un poblado, por lo que las áreas de afectación en caso
de ocurrencia de los eventos podrían tener afectación sobre esos lugares.
Dadas las condiciones de las modelaciones, los eventos catastróficos pueden derivarse
únicamente de acciones de sabotaje, con lo que a partir de los dispositivos y medidas de seguridad
puede disminuirse considerablemente la probabilidad de ocurrencia.
Sin embargo, se recomienda a la empresa evaluar la posibilidad de instalar un muro contraincendio
para protección de la Estación 1 (City Gate) y para evitar que un evento de sobrepresión incida de
forma inmediata sobre el poblado cercano. Una de las finalidades del muro es amortiguar la
sobrepresión y retardar los efectos de la radiación.
Existen diversas clasificaciones de muros contraincendio que proporcionan desde 2 horas de
estabilidad e integridad (H-120), combinadas con un aislamiento térmico de 1 a 2 horas (H-60). De
acuerdo a las categorías de riesgo en instalaciones petroleras, el gasoducto de 18” de diámetro se
entraría en la categoría III que indica que el material liberado es menor a 2 toneladas. Sin
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embargo, de acuerdo a las modelaciones efectuadas el material liberado si tendría la posibilidad de
formar una nube explosiva, por lo que quedaría comprendido en la Categoría II.
Los materiales de construcción de este tipo de instalaciones contraincendio, pueden seleccionarse
de acuerdo a los lineamientos establecidos por la NRF-072-PEMEX-2004, considerando la
necesidad de instalar accesos o rutas de evacuación, los cuales no deben incidir sobre la
integridad del muro.
La colocación de un muro contraincendio podría ofrecer una seguridad adicional a la empresa en
caso de que el crecimiento del poblado se extienda a áreas más cercanas al city gate. Sin
embargo, es importante mencionar que las áreas de afectación más extensas (zona de
amortiguamiento), están definidas para la presencia de daños en ventanas que no necesariamente
ocasionan fatalidades en los seres humanos.
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Cumplimiento con legislación ambiental aplicable.
Dentro de sus procedimientos, la empresa deberá elaborar un procedimiento de clasificación de
sus residuos, inscribiéndose ante la SEMARNAT como empresa generadora de residuos
peligrosos y elaborando sus planes de manejo de los residuos de acuerdo a los lineamientos de la
Ley General para la Gestión Integral de los Residuos.
El estado anual de generación de residuos peligrosos deberá reportarse en la Sección IV de la
Cédula de Operación Anual y entregarse a SEMARNAT en el primer cuatrimestre de cada año. La
empresa deberá incluir en sus procedimientos de manejo de residuos los requisitos que deberán
cumplir las empresas prestadoras de servicio que se contraten, los cuales se encuentran
establecidos por SEMARNAT y SCT.
Como ya se mencionó al inicio de esta sección de recomendaciones, dado que la empresa realiza
Actividades Altamente Riesgosas deberá elaborar y presentar ante SEMARNAT su Programa de
Prevención de Accidentes, de acuerdo a lo que establece el artículo 147 de la Ley General del
Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.
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I.22. RESIDUOS, DESCARGAS Y EMISIONES GENERADAS DURANTE LA OPERACIÓN DEL PROYECTO.
I.22.1. Caracterización.
Residuos peligrosos.
De acuerdo a las actividades que se pretenden llevar a cabo durante las diferentes
etapas del proyecto y tomando en cuenta lo estipulado en la NOM-052-
SEMARNAT-2005, los residuos peligrosos que se producirán consisten
básicamente en: trapos y estopas impregnadas con aceite, grasas, pinturas y
recubrimientos; mismos que serán almacenados temporalmente en contenedores
apropiados, separando los líquidos de los sólidos para que con anticipación se
contrate a una empresa prestadora de servicios para su recolección y transporte,
debidamente registrada en el padrón de la SEMARNAT, y disponerlos en los sitios
de disposición temporal o final que cumplan con lo establecido en la legislación
aplicable.
Ya se mencionó con anterioridad que el promovente deberá gestionar como
empresa generadora de residuos peligrosos ante la SEMARNAT, estableciendo
las acciones necesarias para dar cumplimiento a las disposiciones de la Ley
General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos y su Reglamento.
Dentro de estas obligaciones se encuentra la restricción de que la promovente
únicamente podrá contratar los servicios de empresas debidamente autorizadas
por SEMARNAT para el manejo de residuos peligrosos.
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Residuos no peligrosos. Dada la naturaleza del proyecto, durante la fase de Preparación del sitio se
generarán residuos domésticos y orgánicos. La fuente emisora de los primeros
serán los trabajadores contratados y los últimos se constituirán por los productos
resultantes de las prácticas de limpieza del componente herbáceo y gramíneo en
las superficies de uso agropecuario. En la estancia de los trabajadores se
generarán residuos no contaminantes, que serán depositados en contenedores
con tapa y recolectados posteriormente por el servicio de limpia municipal. Para el
caso de los residuos orgánicos, no se requiere de infraestructura adicional para su
disposición.
Caracterizada por la generación de residuos de construcción (material estructural,
escombros, pedacería de fierro, madera de cimbrado, cartón, papel, etc.) y del tipo
doméstico, durante la segunda fase del proyecto se cuentan como principales
fuentes los frentes de construcción y los emitidos por los trabajadores contratados.
Dichos residuos serán almacenados temporalmente en la misma franja de
afectación que constituye el derecho de vía (de la misma manera que en la etapa
de Preparación del sitio) y extraídos del área de estudio mediante el uso de
camiones de carga para ser trasladados a los sitios autorizados en el Municipio a
través de empresas prestadoras de servicio.
Los residuos sólidos que se generen como resultado de las actividades de
operación y mantenimiento, deberán ser confinados de acuerdo con la
normatividad correspondiente, siendo obligación del transportista contratado su
cumplimiento. Por otra parte, es necesario mencionar que el único residuo líquido
que se originará durante la ejecución del proyecto es el agua en forma residual por
el uso de los sanitarios portátiles que se emplearán en las fases de preparación
del sitio y construcción y el agua utilizada para las pruebas hidrostáticas; esta
última que podrá descargarse en los terrenos aledaño al trazo previo permiso de la
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Autoridad competente. Las aguas residuales producidas por el uso de las letrinas
serán recolectadas por pipas y llevadas a sitios de tratamiento para su disposición
adecuada, servicios que serán subcontratados a través de empresas autorizadas y
especializadas para dicho fin.
Emisiones a la atmósfera.
Con respecto a las emisiones atmosféricas, éstas serán las que se generen por la
combustión que se lleva a cabo durante el funcionamiento de los equipos,
maquinaria y vehículos empleados en las etapas de preparación del sitio y
construcción, así como los gases provenientes de los vehículos que se utilizarán
para el mantenimiento del ducto y sus instalaciones. Estas emisiones consistirán
principalmente de óxidos de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (CO), para
las cuales no se prevé rebasar los límites establecidos en las normas vigentes en
la materia (NOM-041-SEMARNAT-1999 y NOM-045-SEMARNAT-1996); ya que
todo vehículo será sometido a prácticas de mantenimiento preventivo y correctivo,
de manera que no alteren la calidad del aire de la región. Por lo que se refiere a la
emisión del ruido producido por el funcionamiento de los mismos vehículos,
maquinaria y equipo que se utilizarán durante todas las etapas del proyecto, se
cumplirá con lo establecido en la NOM-080-SEMARNAT-1994, que establece los
límites máximos permisibles y su método de medición.
I.22.2. Factibilidad de reciclaje o tratamiento.
Con respecto a las alternativas para reciclaje o tratamiento de los residuos, es
importante resaltar en este aspecto, que la zona conurbada de Veracruz cuenta
con la infraestructura necesaria para el manejo y disposición final de los residuos,
misma que cubre las demandas del presente proyecto en sus etapas de
preparación del sitio y construcción, así como las futuras producto de la operación
y mantenimiento del desarrollo propuesto.
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VII. RESUMEN.
En este Capítulo se presenta el resumen del Estudio de Riesgo Ambiental en su
modalidad Ductos Terrestres que fue realizado para el proyecto, así como también
las conclusiones a las que llegó el personal a cargo de la realización del estudio
mediante la revisión de la información de diseño del gasoducto, verificaciones en
campo y la aplicación de las metodologías de identificación, jerarquización y
modelación de eventos de riesgo. Es necesario mencionar que se utilizó este
formato para facilitar el manejo de la información por parte de la empresa, sin
embargo el documento cumple con lo establecido en materia de riesgo ambiental
por el Reglamento en Materia de Evaluación de Impacto Ambiental de la LGEEPA.
VII.1. RESUMEN.
El proyecto ha sido denominado “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución
de Gas Natural en el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver.” El Plan
Maestro de Ordenamiento contempla la construcción de un gasoducto con una
longitud total de 4.28 kilómetros con origen en la Estación No. 1 (City Gate) hacia
la Estación No. 2 (alojada en la Planta de tubos de Tenaris-TAMSA), corriendo
paralelo al camino a Santa Rita - Soledad de Doblado y sobre el derecho de vía
hasta entroncar con la Carretera Federal México - Veracruz (Vía Jalapa),
continuando posteriormente también en paralelo a la Carretera sobre su derecho
de vía con una derivación a la Estación No. 3.
Con el establecimiento de la nueva infraestructura se pretende satisfacer la
demanda de parte de las industrias ubicadas en el Parque Industrial Bruno Pagliai
(PIBP) desde el Gasoducto Cactus–San Fernando de 48”.
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El diseño de la ingeniería, así como la construcción del ducto será responsabilidad
de la empresa Constructora ANTAR, S.A. de C.V. De forma general, puede
mencionarse que la instalación consiste en la construcción de un gasoducto de 18”
de diámetro y 0.460” de espesor en material API 5L X 52, el cual se construirá en
una gran parte de forma paralela a la carretera federal México-Veracruz vía
Xalapa, entre los kilómetros 430 y 435.
La finalidad del ducto será realizar el transporte de gas natural desde el gasoducto
de 48” de Cactus-San Fernando, hasta las plantas del Parque Industrial Bruno
Pagliai, bajo condiciones que permitan garantizar una operación eficiente y
segura.
Considerando que las instalaciones de distribución de gas natural están regidas
por normas, códigos y estándares, la fase de diseño de las instalaciones
contempla aspectos para dar seguridad física a los gasoductos y sus instalaciones
de operación y control.
La norma oficial mexicana NOM-003-SECRE-2002 “Distribución de gas natural” es
la principal regulación aplicada en el desarrollo de una red de distribución. Es
importante mencionar que la empresa constructora es auditada anualmente por
una Unidad de Verificación quien evalúa la conformidad con la norma antes
mencionada, así como también con la vigilancia de la Comisión Reguladora de
Energía.
El diseño bajo el cual se ha construido la red de distribución de gas natural desde
el Gasoducto de 48” Cactus-San Fernando hasta las Plantas del Parque Industrial
Bruno Pagliai, cubre aspectos que se mencionan a continuación.
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• Las cargas estáticas a las que esté sometida la tubería, consideran la no
afectación por cargas externas originadas por suelos inestables, vibraciones
mecánicas o sónicas y adición de pesos adicionales a la tubería.
• Se considerarán las cargas dinámicas por cruces especiales, tales como
carreteras, autopistas, ferrocarril, etc., incluyendo el menor número de
eventos posibles.
• La determinación del espesor necesario para soportar la presión de
operación de los ductos son corroborados con la fórmula de Barlow,
utilizando factores para clase de localización 4, en el caso de tuberías
metálicas.
• La tubería de alimentación a las Estaciones de Medición y Regulación de
Gas No. 1, No. 2 y No. 3, es de 18 pulgadas de diámetro y estará protegida
mediante recubrimiento antioxidante bajo la norma NOM-008-SECRE-1999,
Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o
sumergidas.
• Los esfuerzos debidos a afectaciones exteriores, están considerados en los
procedimientos de diseño utilizados por la empresa en los ductos de la red
de distribución.
- La tubería metálica de la red y sus estaciones cumplirá con los requisitos
de la NOM-007-SECRE-1999, que establece las especificaciones técnicas
que deben cumplir los materiales, tuberías, equipos, instalaciones
principales y accesorias y dispositivos que son necesarios para el diseño,
construcción, operación, mantenimiento e inspección de los sistemas de
transporte de gas natural.
- Las instalaciones como casetas de regulación y medición de la red de
distribución se encontrarán debidamente resguardadas de agentes
externos, a través de bardas perimetrales y/o cercas metálicas con acceso
permitido solo a personal de la propia empresa o de PEMEX Gas y
Petroquímica Básica
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El diseño de los trenes de medición y regulación, equipos de filtrado y dispositivos
de seguridad fueron realizados por la empresa constructora ANTAR, especialista
en este tipo de trabajos.
Las estaciones de medición y regulación de gas natural (EMR) City Gates 1, 2 y 3,
contarán con dos trenes de regulación y válvulas necesarias, uno funcionará de
“by pass” del otro, para cuando se requieran labores de mantenimiento y
reparación a los reguladores. Cada sistema consiste en un regulador “monitor” y
otro “activo”. El regulador de presión monitor incluye un módulo de corte por alta
presión, a fin de proteger la instalación de la sección de baja presión, el regulador
activo entrará en operación a fin de mantener la presión de salida regulada dentro
de los parámetros de diseño establecidos.
Los dos trenes de regulación están interconectados entre sí para poder recibir el
gas natural del sistema de filtración a través de un filtro coalescente vertical
diseñado y construido en base a la sección VIII del ASME div. 1 con 10 elementos
filtrantes y a su vez ambas poder suministrar gas natural a la etapa de regulación y
medición.
Una vez que se tenga el gas natural regulado a presión constante, se dejará pasar
a través de los tubos de medición tipo placa orificio marca, de igual forma se
contará con dos trenes de medición y que uno servirá de respaldo al otro en
épocas de mantenimiento o calibración.
El sistema de medición incluirá un computador de flujo marca sensores de
temperatura, un transmisor multivariable, el electro corrector de flujo tendrá la
capacidad de poder conectarse al sistema Scada de PEMEX Gas y Petroquímica
Básica bajo la característica de “modbus PEMEX”, trabajará bajo el estándar API
21.1. y contendrá la estructura de base de datos solicitada incluyendo datos
acumulados por hora y por día.
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Toda la tubería y accesorios del lado de alta presión de la estación están
diseñados bajo el estándar ANSI 600 y la parte de baja presión bajo ANSI 300.
VII.1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO.
El sistema de distribución de gas natural de Pemex Gas y Petroquímica Básica
está compuesto por una red de tuberías construidas en materiales de acero, de
diferentes diámetros, de las cuales se derivan múltiples ramales para abastecer a
las industrias de la transformación, maquiladoras o distribuidores.
En el caso que nos ocupa, la derivación del gasoducto de 48” Cactus-San
Fernando, será de 18” recibiéndose a través de una Estación de Medición y
Regulación de Gas Natural (ERM) City Gate, denominada No. 1.
El nuevo gasoducto a construir, mantendrá las características de diseño que se
mencionan en la Tabla VII.1.
Tabla VII.1. Condiciones generales de diseño.
Parámetro Máximo Normal Mínimo
Flujo de gas 147,895 m3/hr 110,404 m3/hr 8,660 m3/hr
Presión 70 kg/cm2 25 kg/cm2 22 kg/cm2
Temperatura 33 °C 23 °C 10 °C
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El proyecto contempla la construcción de una línea de 18” de diámetro X 4.3 km,
la cual tendrá la finalidad de operar el gas a una razón de 147,895 m3/hr como
máximo. El gasoducto contará con la siguiente infraestructura:
• Diseño y construcción e dos trampas, una de envío y otra de recibo de
diablos de limpieza e inspección.
• Diseño y construcción de una Estación de Filtración, Medición, Cromatografía
y Regulación (City Gate).
• Diseño y construcción de una Estación de Medición y Regulación (Estación
No. 2), localizada al interior de la Planta Tenaris-TAMSA.
• Diseño y construcción de una Estación de Medición y Regulación (Estación
No. 3).
• Un Hot-Tap de 20” de diámetro, el cual conectará la línea de 18” al ducto ya
existente de 48” Cactus San Fernando.
Adicionalmente, puede mencionarse que el gasoducto contará con la siguiente
infraestructura.
• Cuarto con equipo de Telecomunicación y monitoreo en áreas de
“Abastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai, S.A. de C.V.”
• Sistema de alimentación eléctrica propio.
• Sistema de relevo por sobrepresión.
En la Figura VII.1. se incluye un esquema en el que se puede apreciar la
distribución del gasoducto. Es importante mencionar que la presión ya regulada
oscilará entre 25-22 kg/cm2.
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Interconexión
Estación 1
Estación 2
Estación 3
28 m18” @ 70 kg/cm2 2,669 m
18” @ 22 kg/cm2
1,611 m18” @ 22 kg/cm2
Interconexión con tubería existente de
la estación reguladora
actualmente en uso
18”
18”Arreglo manifold con
5 disparos (válvulas bridadas de 6” de diámetro)
Figura VII.1. Condiciones de operación de las diferentes secciones del ducto de 18”.
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La Estación No. 1 estará anexa al punto de interconexión con el gasoducto de 48”
a través de un “Hot Tap” de 20” de diámetro, que luego se reduce a 18”. La
recepción del gas será a una presión de 70 kg/cm2, pasando posteriormente por
un sistema de filtrado, un cromatógrafo, un sistema de medición y un sistema de
regulación que bajará la presión a 25-22 kg/cm2 para ser inyectado en el
gasoducto cercano a la Trampa de Envío de Diablos (TED).
La Estación No. 2, la cual será localizada al interior de la Planta de TENARIS
TAMSA, se interconectará al gasoducto. En dicha estación se localizará una
válvula reductora, posteriormente la tubería en 18” de diámetro seguirá enterrada
dentro de las instalaciones para salir y recorrer sobre el rack de tuberías existente
para conectarse con la tubería de gas existente proveniente de la estación
reguladora actualmente en uso.
En la Estación No. 3, ubicada al otro extremo del gasoducto, se dejará preparado
el sistema para abastecer a otras plantas de la zona a través de una válvula
reductora y un arreglo (manifold) con 5 disparos, contando con terminación en
válvulas bridadas de 6” de diámetro.
VII.1.2. MANEJO DE SUSTANCIAS PELIGROSAS. El único material involucrado en el sistema de transporte es el gas natural o gas
metano por contener esta sustancia en mayor porcentaje de su composición, en el
Anexo 5 se presenta la hoja de seguridad (HDS). En la Tabla VII.2. se presentan
las principales propiedades físicas y químicas.
La reactividad del gas natural con el agua no existe aunque a bajas temperaturas
produce hidratos. El contacto con la piel en forma líquida causa quemaduras por
evaporación violenta, mientras que el contacto con los ojos produce
enrojecimiento e irritación en los mismos, principalmente por el agente odorizante
que se aplica al gas natural.
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La inhalación causa asfixia simple por desplazamiento del oxígeno, efectos como
náuseas o mareos son generador por el odorizante.
El gas natural no se considera tóxico. El gas natural no tiene clasificación de
afectación crónica, teratogénica, carcinogénica o mutagénica. Deberá evitarse el
contacto del gas natural con oxidantes fuertes como el flúor, cloro, pentafluoruro
de plomo, trifluoruro de cloro, heptafluoruro de yodo, dióxido de flúor, oxígeno
líquido y tetrafluoruro de dioxigenilo, por su alta reactividad.
En el caso del gas natural, éste es calificado positivamente en dos de las
características derivadas de un estudio CRETIB (corrosivo, reactivo, explosivo,
tóxico, inflamable y biológico-infeccioso), siendo explosivo e inflamable.
Tabla VII.2. Propiedades físicas y químicas del gas metano.
Especificaciones Valores
Nombre comercial
Gas natural
Peso molecular 16.042
Familia química Hidrocarburo parafínico
Punto de fusión (760 mm Hg) - 182.50 C
Punto de ebullición (760 mm Hg) - 161.50 C
Estado físico, color y olor Gas incoloro, inodoro e insípido
Temperatura crítica - 82.50 C
Presión crítica 45.8 atm.
Volumen crítico 0.098 m3/kg/mol
Densidad crítica 0.162
Densidad del vapor (760 mm Hg)
Densidad específica (aire= 1)
kg/litro (650 C)
Litros vapor / Litros líquido
0.554
0.68
442
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Tabla VII.2. Propiedades físicas y químicas del gas metano. (Continuación).
Especificaciones Valores
Temperatura de autoignición Entre 5370 C y 6510 C según la mezcla
Solubilidad en agua 0.4 – 20 microgramos/100cm3
Punto de inflamación 5370 C
Límite inferior de explosividad 5.0 % gas en el aire
Límite superior de explosividad 15.0 % gas en el aire
M3 de aire para quemar 1 M3 de
gas
9.53
Calor de fusión 14 Kcal/kg
Calor de vaporización 122 Kcal/kg
Calor específico 1.308 Kcal/kg
El metano que es el principal componente del gas natural, se encuentra en el
Segundo Listado de Actividades Altamente Riesgosas, publicado en 1992. La
cantidad de reporte que se establece para esta sustancia es de 500 kg.
Para determinar la cantidad de metano presente en el gasoducto de 18” de
diámetro y con una longitud aproximada de 4.28 km (para efectos de facilitar la
evaluación se considerarán 4.3 kilómetros), se procedió a determinar la cantidad
almacenada en tuberías, mediante la evaluación de las longitudes y las secciones
transversales de los segmentos que componen el gasoducto. También se realizó
la evaluación del flujo másico de gas natural. En el Anexo 5 se incluye la memoria
de cálculo, a partir de la cual se evaluaron los datos que aquí se reportan.
Para la realización de los cálculos se tomó en consideración una composición
típica del gas natural que se reporta por PEMEX que es el proveedor del
combustible. Utilizando esta composición y mediante la evaluación de diferentes
ecuaciones de estado, se determinó la masa de gas natural que se reporta en la
Tabla VII.3.
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Tabla VII.3. Masa de gas natural presente en las tuberías de distribución.
TrayectoriaLongitud
(m)Diámetro
(in)Diámetro
interior (m)Presión kg/cm2 Volumen (m3) Gas ideal
Ecuación general Peng Robinson
Redlich Kwong
Interconexión a Estación 1 28 18" 0.429 70 4.05 187.11 215.19 216.43 212.09Estación 1 (City Gate) a Estación 2 (TAMSA) 2,669 18" 0.429 22 385.79 5,606.44 5,850.66 5,887.63 5,842.23Estación 1 (City Gate) a Estación 3 1,611 18" 0.429 22 232.86 3,384.01 3,531.42 3,553.73 3,526.33TOTAL 9,177.56 9,597.27 9,657.78 9,580.64
En la Tabla VII.4. se incluye el flujo másico determinado para cada segmento del gasoducto, de acuerdo a las
condiciones de presión que se reportan.
Tabla VII.4. Flujo másico en los segmentos del gasoducto de 18”.
TrayectoriaLongitud
(m)Diámetro
(in)Diámetro
interior (m)Presión kg/cm2 Volumen (m3)
Flujo másico (kg/s)
Interconexión a Estación 1 28 18" 0.429 70 4.04 2,752.37Estación 1 (City Gate) a Estación 2 (TAMSA) 2,669 18" 0.429 22 385.16 68.27Estación 1 (City Gate) a Estación 3 1,611 18" 0.429 22 232.48 87.88
De acuerdo a los resultados obtenidos, se determina que el gasoducto de 18” de diámetro realiza una actividad altamente
riesgosa, al exceder la cantidad de reporte (500 kg) para el metano contenida en el Segundo Listado de Actividades
Altamente Riesgosas.
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VII.1.3. IDENTIFICACIÓN Y JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS. Para realizar la identificación de los riesgos potenciales se seleccionó la
metodología HAZOP (“HAZard and OPerability”), también denominada como
Análisis de Operabilidad y Riesgos de los Procesos, la cuál es una técnica que
involucra la investigación de desviaciones del diseño o propósito de un proceso.
El método consiste en utilizar un conjunto de palabras “guías” o “claves” (no,
mayor, menor, etc.) con la finalidad de examinar desviaciones de las condiciones
normales de un proceso en varios puntos clave (nodos) de todo el sistema. Estas
palabras “guías” se aplican a parámetros relevantes del proceso, tales como: flujo,
temperatura, presión, composición, etc. para identificar las causas y
consecuencias de desviaciones en estos parámetros de sus valores normales.
Finalmente, la identificación de las consecuencias, resulta en recomendaciones
para mejorar el proceso. Estas pueden indicar modificaciones en el diseño,
requerimientos en los procedimientos operativos, modificaciones en la
documentación, mayor investigación, etc.
La metodología HAZOP involucra tener una descripción y documentación del
proceso que se va a analizar con la finalidad de cuestionar cada parte, para
identificar como se pueden producir desviaciones de las condiciones de diseño u
operación. Posteriormente, se hace una evaluación para determinar si tales
desviaciones y sus consecuencias, pueden tener un efecto negativo en la
seguridad, operación o el medio ambiente. En el caso de que se considere
necesario, se establecerán una serie de recomendaciones, tendientes a remediar
la situación.
A continuación, se incluye en la Tabla VII.5. un ejemplo de la aplicación de la
metodología HAZOP, a través de la cual se analizaron un total de 6 nodos,
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generándose un total de 56 condiciones que fueron evaluadas de forma individual.
Los nodos utilizados fueron los siguientes:
1. Línea de interconexión gasoducto 48” Cactus-San Fernando.
2. Estación de medición y regulación 1.
3. Línea de alimentación de gas natural a estación 2 (TAMSA).
4. Estación de medición y regulación 2 (TAMSA).
5. Línea de alimentación de gas natural a estación 3 (manifold).
6. Estación de medición y regulación 3 (Manifold).
El Análisis HAZOP completo se incluye en la Sección VI.2. del Capítulo II de este
documento.
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Tabla VII.5. Análisis HAZOP aplicado al gasoducto de 18” de diámetro, incluyendo las estaciones de medición y regulación.
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
MNT- Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas,
reguladoras, conexiones e instrumentación.
ING.- Verificar la instalación de válvulas de bloqueo y agregar en el plano.
No. Nodo/Paso Parámetro Guía
Mayor presión del gas natural en línea
de interconexión.OPE. Sobrepresión de la línea.
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
GASODUCTO DE 18" DIÁMETRO
Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación
SEG- Dar seguimiento a los procedimientos de respuesta a emergencia.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivos.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a reguladoras, manómetros y conexiones.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a reguladoras, manómetros y conexiones.
ING. Indicadores de presión y temperatura en área de medición (filtros y cromatógrafo)
ING. Indicadores de temperatura en la Estación 1
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la línea interconexión.
1
1.- LÍNEA DE INTERCONEXIÓN
GASODUCTO 48" CACTUS-SAN FERNANDO
PRESIÓN MAS
2
OPE. Potencial sobrepesión en la línea.
AMB. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
Menor presión del gas natural en línea
de interconexión.
OPE. Disminución de presión de gas con potencial interupción del servicio.
PRESIÓN NO
PRESIÓN MENOS
HUM-PRV.-Fuga de gas antes de la Estación 1.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo menor presión hacia la Estación 1 de medición .
HUM-PRV. Fuga de gas antesde la Estación 1.
ING. No se visualiza en el plano las válvula de bloqueo o válvulas de alivio en el tramo
de interconexión antes de llegar a la Estación 1.
4 TEMPERATURA MASMayor temperatura del gas natural en
la Estación 1,
No hay presión del gas natural en línea
de interconexión.
HUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX al gasoducto de 18" no transmite presión hacia la Estación 1. OPE. Falta de gas y potencial interrupción
del servicio.ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control.
EXT. Evento externo.
3
ING. Indicador de presión y alarma en cuarto de control .
AMB-PRO. Continuar con la aplicación de los procedimientos operativos y de respuesta a emergencias.emergencias.
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Jerarquización de eventos de riesgo. Una vez que se finalizó con la identificación de riesgos a través de la aplicación de
la metodología HAZOP, se procedió a jerarquizar aquellos eventos que pudieran
derivar en un accidente de riesgo ambiental.
Para efectos de realizar la jerarquización, se utilizó una Matriz de Riesgos, la cual
contempla los conceptos de Frecuencia y Severidad en las escalas que se indican
en la Tabla VII.6.
Tabla VII.6. Valores de frecuencia y severidad utilizados en la Jerarquización.
Frecuencia (F)
Severidad (S)
1 Una vez cada 50 años 1 Menor
2 Una vez cada 10 años 2 Apreciable
3 Una vez al año 3 Mayor
4 Una vez cada 6 meses 4 Severo
5 Una vez al mes 5 Catastrófico
Los eventos de riesgo que arrojaron consecuencias con afectación al medio
ambiente (AMB) se analizan mediante las escalas asignadas para Frecuencia y
Severidad aplicando la Calificación de Riesgos (Matriz de Riesgos) conforme a lo
siguiente:
• Columna de Frecuencia (F). Se establece un valor del 0 al 4 para indicar la
probabilidad potencial de ocurrencia de la desviación y sus consecuencias.
Considerando que la vida útil del ducto es del orden de 25 a 30 años, el
establecimiento de una frecuencia de 1 será considerada como de muy baja
probabilidad de ocurrencia.
• Columna de Severidad (S). Se establece un valor del 1 al 5 para indicar la
severidad potencial afectable por la desviación presentada y sus
consecuencias. Para realizar esto se deben tomar en cuenta las
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características de peligrosidad del gas natural, así como las condiciones de
su manejo.
• Columna de Riesgo (F X S). Este valor se obtiene al multiplicar los valores
de Frecuencia y Severidad (magnitud del daño). A mayor resultado, mayor
se considera el riesgo potencial presente.
En la Tabla VII.7. se incluye un ejemplo de la matriz de riesgos, la evaluación para
la totalidad de los eventos identificados mediante HAZOP que se determinaron
con posibilidad de derivar en situaciones de riesgo ambiental, se incluye en la
matriz que se presenta en el Capítulo VI de este documento
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Tabla VII.7. Matriz de jerarquización de riesgos.
PROCESO: Sistema de alimentación de gas natural (incluye ERM)SUSTANCIAS: Gas natural ALCANCE: Gasoducto de 18"OBJETIVOS: Alimentar gas natural a las Estaciones 2 y 3 PLANOS: Plan Maestro de Ordenamiento de las Redes de Gas Natural
1 2 5 10
PRO. Realizar la interconexión de acuerdo al proecidimiento para Hot Tapping que
establezca PEMEX, verificando las condiciones de seguridad al momento de realizar la interconexión. El desarrollo de las actividades deberá estar a cargo de
personal capacitado y con experiencia en este tipo de procedimientos.
ING. Verificar que los equipos que se utilicen para el procedimiento de Hot Tapping se encuentren en buenas
condiciones.
MNT- Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo a válvulas,
reguladoras, conexiones e instrumentación.
No. Nodo/Paso Parámetro Guía
Mayor presión del gas natural en línea
de interconexión.
Mayor flujo de gas natural en la Estación 1.
FLUJO
ANÁLISIS DE RIESGO Y DE OPERABILIDAD DE LOS PROCESOS (HAZOP)ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL DUCTOS TERRESTRES
GASODUCTO DE 18" DIÁMETRO
Desviación Categoría-Causa Categoría-Consecuencia Categoría-Salvaguarda Categoría-Recomendación
AMB-OPE. Potencial sobrepresión de la línea. Potencial fuga, incendio ó explosión de gas natural.
6
ING. No se visualiza en el plano las válvula de bloqueo o válvulas de alivio en el tramo
de interconexión antes de llegar a la Estación 1.
AMB. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
PRESIÓN MASHUM-EQP. Falla de válvula troncal de PEMEX con gasoducto de 18" transmitiendo mayor presión hacia la línea interconexión.
HUM-EQP. Falla de instalación de válvula de Hot Tap.
10 COMPOSICIÓN ADEMÁS DEMayor corrosión a
lo estimado en diseño.
EXT. Falla en la calidad del gas natural que suministra PEMEX.
MAS
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica, medición de la calidad del gas natural y seguimiento a los programas de seguridad industrial.
MNT. Programa de medición de espesores y mantenimiento preventivo a tuberías y/o accesorios.
ING. Medición de la calidad del gas natural por parte del proveedor.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
ING. Sistema de protección catódica.
HUM-EQP. Falta de mantenimiento, selección inadecuada de la tubería y/o
accesorios y mala calidad del gas.
842
CORROSIÓN
1.- LÍNEA DE INTERCONEXIÓN
GASODUCTO 48" CACTUS-SAN FERNANDO
8 MAS
F S Riesgo
2 5 10
1 5 5Mayor corrosión a
lo estimado en diseño.
AMB-PER. Fuga y potencial incendio ó explosión del gas liberado.
ING. Sistema de protección catódica.
MNT. Programas de medición de espesores y mantenimiento preventivo a
tuberías y/o accesorios.
ING. Dar seguimiento a los programas de medición de espesores.
MNT. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento de los equipos de protección
catódica, tuberías y accesorios.
MNT-SEG. Continuar con el monitoreo del estado de la protección catódica y programas de seguridad industrial.
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De los resultados que se obtuvieron de la Matriz de jerarquización de eventos, se
puede mencionar que los que arrojaron el valor más alto de riesgo son los que
pueden llegar a presentarse en la línea de interconexión con el gasoducto de 48”
de diámetro. Dichos eventos, a pesar de que presentan una baja frecuencia de
ocurrencia, pueden llegar a ocasionar daños considerados como catastróficos
debido al elevado flujo de gas natural que conduce ese segmento de tubería del
gasoducto.
De forma general, puede mencionarse que los eventos derivados de daños a la
tubería y/o accesorios ocasionados por la acción de la corrosión, fueron
clasificados con la frecuencia más baja. Esto se realizó considerando los
antecedentes de incidentes que indican que la corrosión representa un porcentaje
muy bajo de incidentes en comparación con otro tipo de fallas como es el caso de
daños en la materia, errores humanos, etc.
En segundo orden, se encontraron clasificados los eventos que pueden derivarse
en el segmento de tubería que conduce a la estación de medición y regulación 1,
las frecuencias de ocurrencia asignadas a estos eventos van desde una vez cada
10 años hasta una vez cada año. Las afectaciones en caso de presentarse estos
eventos se considerarían con probabilidades de ocasionar daños severos.
Enseguida se colocaron los eventos que pudieran presentarse en la Estación de
medición y regulación 3 (manifold), los cuales fueron clasificados con frecuencias
de ocurrencia similares a las mencionadas anteriormente, sin embargo en el caso
de la severidad del daño se asignaron valores que van desde daños mayores
hasta daños severos. Finalmente, se jerarquizaron los eventos que pudieran
presentarse en la Estación de medición y regulación 2 (TAMSA), los cuales fueron
calificados con frecuencias de ocurrencia de un evento cada 10 años y un evento
cada año. Sin embargo, la gravedad del daño se consideró como severa, sin
llegar a presentarse un evento catastrófico, debido a la presión a la que se regula
y se descarga el gas natural en dicha estación.
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VII.1.4. MODELACIÓN DE EVENTOS DE RIESGO.
Para determinar los radios de afectación en caso de ocurrencia de eventos
extraordinarios (fugas, incendios, explosiones), se realizaron diferentes
modelaciones para determinar las afectaciones que pueden traer consigo en el
ambiente los eventos de riesgos potenciales que se presenten. Las modelaciones
fueron hechas utilizando el Software SCRI Modelos en su Versión 4.3 y SCRI
Fuego en su versión 1.3.1.
Para el funcionamiento del paquete computacional se requiere la alimentación de
los datos meteorológicos y del escenario, los cuales son proporcionados por el
usuario. A partir de estos datos, se desarrolla la estimación de los efectos
generados por las nubes inflamables, explosivas o de dispersión de los tóxicos, los
cuales se derivan de las liberaciones accidentales de materiales peligrosos. Los
criterios que se utilizaron para determinar las áreas de afectación se indican a
continuación.
• Incendio: zona de alto riesgo (radiación 5 kW/m2, suficiente para causar
quemaduras de segundo grado en exposición prolongada); zona de
amortiguamiento (1.4 kW/m2, no se esperan daños físicos), daños a flora y
fauna (radiación 25 kW/m2, suficiente para encender madera sin piloto).
• Sobrepresión: zona de alto riesgo (1 psig, suficiente para causar daños
estructurales a casas); zona de amortiguamiento (0.5 psig, ruptura de
ventanas). En el caso de daños a flora y fauna también se consideró el
criterio de 0.5 psig, debido a que algún proyectil puede afectar a las especies
de fauna que se encuentren en el área de afectación.
• Dispersión: se utilizó la concentración necesaria para formación de atmósfera
asfixiante por desplazamiento de oxígeno por el gas natural.
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En este resumen, se describen los resultados obtenidos para dos de los
escenarios evaluados, los cuales corresponden a las rupturas catastróficas o
totales de la línea de 18” de diámetro a una presión de 70 kg/cm2 y 18” de
diámetro a una presión de 22 kg/cm2. Estos dos escenarios corresponden el
mayo y el menor que se pueden presentar para los de mayor riesgo, ya que
consideran la presión máxima y la mínima, cualquier otro evento quedaría
comprendido en el rango de áreas de afectación que se calcularon para ambas
presiones.
VII.1.4.1. Datos que se alimentarán al simulador.
Evento de dispersión.
Para el evento de dispersión de gas natural, liberado a partir de una ruptura ya sea
total o parcial en la línea de conducción se requieren alimentar los datos de las
condiciones de operación de la línea (presión, diámetro), así como los datos de
velocidad de vientos y estabilidad atmosférica.
Para el caso de la presión, se manejaron los dos diferentes valores que se
reportan en las bases de diseño, los cuales corresponden a la presión máxima de
70 kg/cm2 y la presión mínima que se manejará, la cual equivale a 22 kg/cm2. La
primera se presenta en el tramo de interconexión entre el gasoducto de PEMEX y
la Estación 1 (City Gate), la segunda presión es la que se suministrará a través de
las líneas de interconexión entre la Estación 2 y la Estación 3.
En lo que se refiere a la velocidad de viento, se utilizaron 3 diferentes valores, los
cuales corresponden a 1.5 m/s, 4.6 m/s (velocidad media reportada en bases de
diseño) y 10 m/s. Se consideraron escenarios en el día, bajo una nubosidad ligera
y una radiación moderada, esto con la finalidad de obtener los valores más
conservadores que pudieran significar o presentar las mayores áreas de
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afectación. También se agregó un escenario que corresponde a una velocidad de
viento muy baja, siendo de 1.5 m/s y condiciones de nubosidad cerrada por la
noche sin radiación.
La estabilidad de la atmósfera se refiere a las condiciones del clima al momento
de la descarga, y se refiere al flujo turbulento que mezclará el gas con el aire, si la
atmósfera se encuentra estable la descarga permanecerá constante sin
mezclarse. La concentración de interés corresponde a 71,400 ppm. Dicha
concentración corresponde a la suficiente para ocasionar asfixia, dado que para el
gas natural no se reportan IDLH o TLV.
Para los flujos de descarga en las rupturas, el simulador calcula estos valores a
partir de la presión de suministro y el diámetro del orificio. Sin embargo, se realizó
el cálculo teórico, de tal forma que se pueda verificar la información reportada por
el simulador. En la Tabla VII.8. se presentan los valores alimentados al simulador
bajo las diferentes condiciones de presión que se manejan en el gasoducto, ya
que el diámetro nominal se mantiene uniforme en todos los segmentos.
Tabla VII.8. Datos de alimentación al simulador: condiciones de la ruptura que
permite la liberación el gas natural.
Nominal (in)
Interior (m)(in) (m)
Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 70 1,992.18 1,195,309.2150% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 70 498.05 298,827.3025% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 70 124.51 74,706.83Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 22 626.11 375,668.6150% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 22 156.53 93,917.1525% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 22 39.13 23,479.29
Masa descargada
(10 min)
Diámetro de tubería
Ruptura
Área transversal del
orificio (m2)Presión (kg/cm2)
Flujo de descarga
(kg/s)
Diámetro del orificio
Para los eventos modelados, se alimentan las condiciones de operación del ducto
y el flujo de descarga calculado a partir de las condiciones de la ruptura que
provoca la liberación del gas natural que se conduce. En el caso particular de la
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explosión, se considera que el material se libera durante un máximo de 10
minutos, tiempo en el que se logra controlar la liberación del material, por lo que la
nube explosiva detona la masa equivalente al gas natural descargado en 10
minutos. En la Tabla VII.9. se incluye un resumen de los datos de alimentación al
simulador.
Tabla VII.9. Datos de alimentación al simulador: concentraciones de interés. Evento Parámetro Datos
Condiciones
climatológicas
Velocidad de vientos
Temperatura ambiente
Humedad relativa
1.5 m/s, 4.6 m/s, 10 m/s
30°C
95%
Condiciones El evento ocurre de día con una nubosidad
ligera y una radiación moderada
El evento ocurre de noche con una
nubosidad cerrada y sin radiación solar.
Estabilidad atmosférica Pasquill A: 1.5 m/s, día
Pasquill D: 1.5 m/s, noche
Pasquill B: 4.6 m/s, día
Pasquill C: 10 m/s, día
Dispersión Concentración de interés 71,400 ppm
Incendio Radiación de interés 25 kW/m2 (suficiente para incendiar madera
sin piloto y considerada como suficiente
para ocasionar daños a la vegetación)
5 kW/m2, zona de alto riesgo (suficiente
para causar quemaduras de segundo
grado)
1.4 kW/m2, zona de amortiguamiento (no se
esperan alcanzar el umbral de dolor)
Explosión Sobrepresión se interés 1 psig (ocasiona ruido y daños
estructurales)
0.5 psig (ocasiona ruido y ruptura de
ventanas)
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A continuación se incluye un resumen de los resultados obtenidos, en el Anexo 6
se incluyen los reportes que se generan por el simulador en los que pueden
observarse los datos de alimentación y los resultados obtenidos. En ese mismo
Anexo se incluyen también los planos que esquematizan las áreas de afectación
en la zona del proyecto.
Fuga de gas natural por ruptura total en la tubería de 18” de diámetro @ 70 kg/cm2.
Este escenario se considera de muy baja probabilidad de ocurrencia, debido a que
requiere de una acción de sabotaje para que llegue a presentarse. Sin embargo,
tomando en consideración que en nuestro país se han presentando eventos de
este tipo, se tomó la decisión de incluir la evaluación de este escenario que sería
considerado como catastrófico y el cual arrojaría las mayores áreas de afectación
para los eventos.
La probabilidad de ocurrencia del evento, considera que hay secciones de la
tubería que son aéreas, como puede ser las denominadas comúnmente bayonetas
que es la parte de la tubería que entra o sale de las estaciones de medición y
regulación y en donde la tubería se encuentra sobre la superficie.
A partir de este evento máximo, se modeló la dispersión del gas natural liberado
por una ruptura total (catastrófica) en la tubería de 18” que conduce la sustancia a
una presión de 70 kg/cm2. En este escenario, el flujo de gas descargado, formaría
una nube de gas que alcanzaría los límites de inflamabilidad. En la Figura VII.2.
se incluye una imagen que muestra la gráfica de los radios de afectación que se
generarían.
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100
1000
0.01 0.1 1 10 100
Rad
iaci
ón (k
W/m
2)
Distancia a nivel de piso (m)
Ruptura total, tubería de 18" a 70 kg/cm2 entre gasoducto de PEMEX y Estación 1 (City Gate)
Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%)
0
500
10000
30
60
90
120
150
180210
240
270
300
330
Ruptura total, tubería de 18" a 70 kg/cm2 entre gasoducto de PEMEX y Estación 1 (City Gate)
1.40 kW/m2 a 602.51 m5.00 kW/m2 a 325.02 m25.00 kW/m2 a 143.93 m
Figura VII.2. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio
derivado de la fuga de gas natural por la ruptura total de la tubería
de 18” @ 70 kg/cm2.
Los resultados indican que debido al incendio, se generaría una flama con una
longitud de 97.02 m, a partir de la cual se generaría una zona de alto riesgo con
una radiación en la periferia de 5 kw/m2, con una distancia máxima de afectación
de 325.01 m. La zona de amortiguamiento, definida por una radiación de 1.4
kW/m2, se presentaría a una distancia máxima de 602.51 m a partir del punto en
que se genere la flama. En el caso particular de las condiciones ambientales, es
importante mencionar que la radiación de 25 kW/m2, suficiente para encender
madera si utilizar piloto y la cual podría incendiar la vegetación presente en la
zona, se tendría a una distancia máxima de 143.93 m a partir del punto en donde
se genere la flama.
Al momento de presentarse la ruptura en la tubería, el gas natural liberado
mantiene la posibilidad de formar una nube explosiva. Debido a esto, es
necesario evaluar las distancias a las cuales se generarían las ondas de
sobrepresión correspondientes a las zonas de alto riesgo y amortiguamiento,
respectivamente. De acuerdo a los resultados obtenidos de la modelación, se
encontró que a partir de un escenario catastrófico de ruptura total de la tubería en
el segmento que se encuentra a 70 kg/cm2, generaría una distancia máxima de
afectación de 1,935.83 hasta la cual alcanzaría una sobrepresión de 1 psig,
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suficiente para causar daños estructurales a casas habitación volviéndolas
inhabitables. La zona de amortiguamiento, definida con una sobrepresión de 0.5
psig se tendría a una distancia máxima de 3,294.63 m a partir del punto en el que
se genere la fuga.
En el caso particular de las condiciones ambientales, se considera que una
sobrepresión de 0.04 psig es suficiente para causar un ruido molesto que pueda
causar afectación a las especies de fauna que resulten sensibles. Sin embargo,
considerando que la afectación sería de una corta duración, ya que se trata de una
explosión, no se determinaron las áreas de afectación por esta sobrepresión,
considerándose la sobrepresión de 0.5 psig como aquella que puede afectar
especies de fauna, debido al movimiento de proyectiles ocasionados por el
derrumbe parcial de instalaciones.
En la Figura VII.3. se incluye la gráfica de las ondas de sobrepresión generada por
un evento de las características antes mencionadas.
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Ruptura total de la tubería de 18" a 70 kg/cm2 que conduce el gas natural del gasoducto de PEMEX a la Estación 1 (City Gate)(F.E.E. = 0.1)
Energía equivalente a 1277779.14 kg de TNT
200.00 kPa (29.01 psig) a 253.20 m150.00 kPa (21.76 psig) a 288.37 m70.00 kPa (10.15 psig) a 417.31 m50.00 kPa (7.25 psig) a 499.59 m30.00 kPa (4.35 psig) a 674.29 m20.00 kPa (2.90 psig) a 878.16 m15.00 kPa (2.18 psig) a 1075.07 m7.00 kPa (1.02 psig) a 1935.82 m3.50 kPa (.51 psig) a 3294.63 m
Figura VII.3. Gráfica de de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una
explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural por
la ruptura total de la tubería de 18” @ 70 kg/cm2.
Finalmente, otro escenario que podría presentarse corresponde a la formación de
una nube asfixiante. Considerando que el gas natural no tiene reportados valores
de IDLH ó TLV, sino que se encuentra definido como un asfixiante, capaz de
desplazar el oxígeno; se evaluó el escenario de formación de una nube asfixiante
originada por la liberación del gas natural a partir de la ruptura catastrófica de la
línea.
En el caso de la dispersión, se evaluaron diferentes escenarios meteorológicos,
resultando el que arroja las mayores afectaciones, el que corresponde a una
velocidad de viento de 1.5 m/s y un escenario nocturno con nubosidad cerrada. A
partir de los resultados arrojados por el simulador, la distancia de afectación por la
concentración de 71,400 ppm, suficiente para formar una atmósfera asfixiante,
sería de 34.73 m a partir del punto en donde se presente la ruptura.
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Fuga de gas natural por ruptura total en la tubería de 18” de diámetro @ 22 kg/cm2. Adicionalmente al evento de mayor afectación, dado que es el que maneja el gas
natural a una mayor presión, también se evaluaron escenarios que corresponden
a los segmentos del gasoducto que mantienen una presión de 22 kg/cm2, de
acuerdo a las bases de diseño el diámetro nominal se mantiene en 18” para todos
los segmentos.
En el caso de presentarse una ruptura total de la línea de 18” que conduce el gas
natural de la Estación 1 (City Gate) a la Estación 2 o a la Estación 3, es posible
que se de lugar a la formación de una nube inflamable, la cual al encontrar una
fuente de ignición generaría una flama con una longitud de 97 m. Las áreas de
afectación por radiación mantendrían una distancia máxima de 72.14 m para la
radiación de daños a la vegetación 25 kW/m2, 182.41 m para el área de alto
riesgo, con una radiación equivalente a 5 kW/m2 y 344.01 m como distancia del
área de amortiguamiento con una radiación de 1.4 kW/m2. En la Figura VII.4. se
incluye la gráfica de afectación por radiación para este escenario.
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Distancia a nivel de piso (m)
Ruptura total de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3
Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%)
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Ruptura total de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3
1.40 kW/m2 a 344.01 m5.00 kW/m2 a 182.41 m25.00 kW/m2 a 72.14 m
Figura VII.4. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio
derivado de la fuga de gas natural por la ruptura total de la tubería
de 18” @ 22 kg/cm2.
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En caso de que se formara una nube explosiva que detonara en la zona, se
generarían áreas de afectación por sobrepresión. La distancia máxima que
presentaría el área de alto riesgo con una sobrepresión de 1 psig, se tendría a una
distancia de 1,316.15 m. El área de amortiguamiento, definida con una
sobrepresión de 0.5 psig se tendría a una distancia máxima de 2,239.99 m. En la
Figura VII.5. se incluye la gráfica que muestra las ondas de sobrepresión.
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Ruptura total de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 que conduce el gas natural entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3(F.E.E. = 0.1)
Energía equivalente a 401585.35 kg de TNT
200.00 kPa (29.01 psig) a 172.15 m150.00 kPa (21.76 psig) a 196.06 m70.00 kPa (10.15 psig) a 283.73 m50.00 kPa (7.25 psig) a 339.67 m30.00 kPa (4.35 psig) a 458.44 m20.00 kPa (2.90 psig) a 597.06 m15.00 kPa (2.18 psig) a 730.93 m7.00 kPa (1.02 psig) a 1316.15 m3.50 kPa (.51 psig) a 2239.99 m
Figura VII.5. Gráfica de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una
explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural
por la ruptura total de la tubería de 18” @ 22 kg/cm2.
En el caso de la dispersión del gas natural, dando paso a la formación de una
nube asfixiante, se encontró mediante la modelación que la distancia máxima de
afectación se tendría a 34.9 m. La concentración que equivale a la formación de
atmósfera asfixiante es de 71,400 ppm y en este caso, la mayor área de
afectación se presenta bajo el escenario de 1.5 m/s para la velocidad de vientos y
condiciones nocturnas de nubosidad cerrada.
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Fuga de gas natural por ruptura parcial, equivalente al 50% del diámetro total en la tubería de 18” de diámetro @ 22 kg/cm2.
También se evaluó un segundo escenario que corresponde a una ruptura parcial,
la cual origina la formación de un orificio que equivale al 50% del diámetro total de
la tubería, en este caso el orificio sería de 9” de diámetro. Al momento de
liberarse el gas natural, es posible que se de lugar a la formación de una nube
inflamable, la cual al encontrar una fuente de ignición generaría una flama con una
longitud de 48.53 m.
Las áreas de afectación por radiación presentarían una distancia máxima de 37.22
m para la radiación de daños a la vegetación 25 kW/m2. En el caso de la radiación
que define la zona de de alto riesgo (5 kW/m2), se tendría a una distancia máxima
de 94.03 m.
Finalmente, la zona de amortiguamiento con una radiación equivalente a 1.4
kW/m2, se presentaría a una distancia máxima de 177.24. En la Figura VII.6. se
muestra una gráfica de la afectación por radiación para este escenario.
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Distancia a nivel de piso (m)
Ruptura parcial (50%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3
Escenario 1 (HR= 95%) Escenario 2 (HR= 95%) Escenario 3 (HR= 00%) Escenario 4 (HR= 00%)
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Ruptura parcial (50%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3
1.40 kW/m2 a 177.24 m5.00 kW/m2 a 94.03 m25.00 kW/m2 a 37.33 m
Figura VII.6. Gráfica de los radios de afectación generados por un incendio
derivado de la fuga de gas natural por la ruptura parcial (50% del
diámetro) de la tubería de 18” @ 22 kg/cm2.
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En el caso particular de que llegara a formarse una nube explosiva y que ésta
llegara a detonar formando ondas de sobrepresión, mediante la modelación se
encontró que la distancia máxima que presentaría el área de alto riesgo con una
sobrepresión de 1 psig, se tendría a una distancia de 829.13 m. El área de
amortiguamiento, definida con una sobrepresión de 0.5 psig se tendría a una
distancia máxima de 1,411.11 m. En la Figura VII.7. se incluye la gráfica que
muestra las ondas de sobrepresión por explosión.
Finalmente, la evaluación del escenario de la dispersión de una nube de gas
natural, originada por la liberación de la sustancia a partir de la ruptura parcial,
formando un orificio equivalente al 50% del diámetro total de la de la línea,
desencadenaría una nube asfixiante, con una distancia máxima de afectación de
16.49 m, a partir del punto en el que se genere la fuga, para una velocidad de
vientos de 1.5 m/s y condiciones de escenario nocturno y de nubosidad cerrada.
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Ruptura parcial (50%) de la tubería de 18" a 22 kg/cm2 que conduce el gas natural entre la Estación 1 (City Gate) y la Estación 2 ó Estación 3(F.E.E. = 0.1)
Energía equivalente a 100397.94 kg de TNT
200.00 kPa (29.01 psig) a 108.45 m150.00 kPa (21.76 psig) a 123.51 m70.00 kPa (10.15 psig) a 178.74 m50.00 kPa (7.25 psig) a 213.98 m30.00 kPa (4.35 psig) a 288.80 m20.00 kPa (2.90 psig) a 376.13 m15.00 kPa (2.18 psig) a 460.46 m7.00 kPa (1.02 psig) a 829.13 m3.50 kPa (.51 psig) a 1411.11 m
Figura VII.7. Gráfica de de las ondas de sobrepresión ocasionadas por una
explosión de gas natural originada por una fuga de gas natural por
la ruptura parcial (50% de diámetro) de la tubería de 18” @ 22
kg/cm2.
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Tabla VII.10. Resultados de la modelación de incendio y explosión para el gasoducto de 18” de diámetro.
(in) (m)Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 70 97.02 602.51 325.01 143.93 1,935.83 3,294.6350% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 70 48.53 310.52 167.53 74.25 1,219.49 2,075.4925% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 70 24.26 159.94 86.28 38.21 768.23 1,307.47Total 18" 0.429 18" 0.4572 0.1642 22 97.06 344.01 182.41 72.14 1,316.15 2,239.9950% 18" 0.429 9" 0.2286 0.0410 22 48.53 177.24 94.03 37.33 829.13 1,411.1125% 18" 0.429 4.5" 0.1143 0.0103 22 24.26 91.28 48.4 19.15 522.31 888.93
ExplosiónIncendio
Presión (kg/cm2)
1.4 kW/m2
(m)5 kW/m2
(m)25 kW/m2
(m)1 psig
(m)0.5 psig
(m)Longitud de la flama (m)
Diámetro de tubería
Ruptura
Nominal (in) Interior (m)
Área transversal del orificio (m2)
Diámetro del orificio
Tabla VII.11. Resultados de la modelación de dispersión para el gasoducto de 18” de diámetro.
Velocidad de viento 1.5 m/s (día)
Velocidad de viento 1.5 m/s (noche)
Velocidad de viento 4.6 m/s (día)
Velocidad de viento 10 m/s (día)
(m) (m) (m) (m)Total 18" 0.429 0.1642 70 1,992.18 32.97 34.73 33.46 34.250% 18" 0.429 0.0410 70 498.05 15.76 16.38 15.93 16.1925% 18" 0.429 0.0103 70 124.51 7.61 7.74 7.64 7.7Total 18" 0.429 0.1642 22 626.11 33.17 34.95 33.63 34.5950% 12" 0.429 0.0410 22 156.53 15.86 16.49 16.05 16.4125% 12" 0.429 0.0103 22 39.13 7.65 7.78 7.68 7.76
Distancia a la que se presentan 71,400 ppm de gas naturalDiámetro de tubería
Ruptura
(in) (m)
Área transversal del orificio (m2)
Presión (kg/cm2)
Flujo de descarga
(kg/s)
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VII.1.5. MEDIDAS DE SEGURIDAD. De acuerdo a la información proporcionada por la empresa, el gasoducto contará con los sistemas
de seguridad que se requieren en las Normas de PEMEX, así como de algunas expedidas por
organismos internacionales. Algunos de los sistemas con los que se contará son los siguientes:
De acuerdo a la información proporcionada por la empresa, el gasoducto contará con los sistemas
de seguridad que se requieren en las Normas de PEMEX, así como de algunas expedidas por
organismos internacionales. Algunos de los sistemas con los que se contará son los siguientes:
Válvulas de Relevo.
Estas válvulas se encontrarán colocadas a la salida de cada una de las válvulas de regulación, con
la finalidad de prevenir una sobrepresión en el sistema de gas en el caso de que alguno de los
reguladores llegara a fallar.
El programa de mantenimiento de las mismas en anual y en caso de detectarse fugas a menor
presión del punto de ajuste, dichas válvulas deberán reemplazarse de forma inmediata para
proceder a su reparación.
Válvulas de Bloqueo.
Las válvulas de bloqueo para aislamiento que pueden ser utilizadas durante una emergencia, se
encontrarán instaladas y se incluirán dentro del programa de mantenimiento por lo menos de
manera anual. Los accesos a las válvulas de bloqueo se mantendrán libres para garantizar una
operación ágil. En el caso de que más del 50% de las válvulas de bloqueo llegaran a presentar
fugas, la línea deberá sacarse de servicio inmediatamente, como una medida de seguridad.
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Válvulas de cierre automático (OSE y Slam-Shut) Operación.
Se contará con válvulas de cierre automático. En el caso de las unidades reguladoras que cuenten
con Slam-Shut se operarán conforme los procedimientos establecidos. Las operaciones de paro y
arranque de los reguladores que cuenten con dispositivo de seguridad de cierre automático (Slam-
Shut) y de las válvulas de cierre automático (OSE), deberán estar de acuerdo a las instrucciones
del fabricante incluyendo las que se requieren para cada uno de los equipos. Los ajustes en las
presiones de disparo, de los mecanismos de cierre automático por baja o alta presión, deben
instalarse acordes a las instrucciones del fabricante. El operador deberá estar familiarizado con
cada uno de los procedimientos antes de proceder al paro y arranque de los equipos.
Patrullaje al derecho de vía.
De acuerdo a la información mencionada por el promovente, se realizará una vigilancia continua
del sistema de transporte a partir de la cual se cubrirá lo siguiente:
1. Inspección visual del total de las instalaciones, con la finalidad de detectar y registrar lo
siguiente
h) Modificación en la densidad de población y cambio de clase de localización.
i) Efecto de la exposición a la intemperie o movimiento de la tubería.
j) Cambios en la topografía que pudieran afectar a las instalaciones.
k) Posible manipulación peligrosa, vandalismo o daños.
l) Acciones de terceros sobre las tuberías.
m) Posible filtración de gas natural a edificios desde registros o fosas, a través de entradas de
aire.
n) Condiciones de seguridad de las instalaciones.
2. Revisión y análisis periódicos de documentación.
f) Inspección de fugas.
g) Inspección de válvulas
h) Inspección de equipos de regulación, alivio y limitación de presión.
i) Inspección de control de corrosión.
j) Investigación de fallas de las instalaciones en general.
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3. Patrullaje al derecho de vía.
c) Observación de las irregularidades en el derecho de vía.
d) Verificación de la existencia de afectación de la vegetación en el entorno, condiciones
inseguras del ducto o la señalización de la tubería.
Detección y atención de fugas. Se cubrirá un programa anual de detección de fugas de todo el sistema de gas natural. Para
cumplir lo anterior se utilizará un detector de flama ionizada en el recorrido, con el cual se
verificarán los límites de explosividad de mezcla de gas natural con aire LIE 4.5 % y LSE de 15%.
A partir de los resultados de las mediciones, se realizará la clasificación de las fugas basándose en
la localización y magnitud de las mismas para verificar la prioridad de reparación de cada una de
ellas, integrando la información al registro del historial de fugas.
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Control de la corrosión.
La empresa tiene definidos los procedimientos y políticas operativas para el control de la corrosión
externa en la tubería sumergida y las instalaciones superficiales. Adicionalmente, debe
mencionarse que la tubería contará con un recubrimiento de protección exterior, un sistema de
protección catódica, así como la implantación de un sistema de verificación de la resistividad del
suelo
Programa de mantenimiento.
De acuerdo a lo indicado por la empresa se contará con un Programa anual de mantenimiento a la
totalidad de las instalaciones del gasoducto. En la Tabla VII.12. se incluye el programa de
mantenimiento que indica las frecuencias de cada actividad.
Tabla VII.12. Programa de mantenimiento.
Frecuencia Comentarios
1.1.Supervisión de la válvula troncal de conexión Semestral Esta válvula es responsabilidad de PGPB
1.2. Celaje Mensual1.3. Revisión de señalamiento (1) Mensual1.4. Pintura y señales y postes P.C. (1) Anual
2.1.Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual Es responsabilidad de PGPB
2.2. Detección de fugas Trimestral Operador o PGPB
2.3. Lubricación y engrasados de válula Trimestral Es responsabilidad de PGPB2.4. Pinturas de muros tuberías y válvulas Anual** Operador o PGPB2.5. Revisión de señalamientos Mensual Operador o PGPB2.6. Revisión de cercos y puertas Mensual Operador o PGPB2.7. Revisión de aislamientos Mensual Es responsabilidad de PGPB2.8. Revisión y ajuste de soportes Trimestral Operador o PGPB2.9. Reporte de actividades Mensual Operador y PGPB
Concepto1. Derecho de vía
2. Interconexión válvulas de secc.
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Tabla VII.12. Programa de mantenimiento. (Continuación).
Frecuencia Comentarios
3.1. Verificación de protección mecánica Anual
3.2.Revisión de cruzamientos encamisados Mensual Se realiza un reporte mensual
3.3. Revisión de obras especiales Mensual Se realiza un reporte mensual
3.4. Detección de fugas Semestral
Se realiza inspección en forma semestral como lo requiere la norma con equipo de detección de fugas para ionización de flama
3.5. Reporte de actividades SemestralSe realiza reporte semestral y entrega a la CRE
3.6.Limpieza del registro de tuberías y válvulas Mensual
Se realiza reporte semestral y entrega a la CRE
4.1. Toma de potenciales de P.C. Mensual, Semestral
Se realizan muestreos aleatorios de forma mensual y se toman todas las lecturas en forma semestral. Se realiza reporte semestral.
4.2. Revisión de camas de ánodos Semestral4.3. Revisión de aislamientos Semestral
4.4. Reporte de potenciales actividades Semestral
5.1.Reporte de operación medición (ambas) Mensual
5.2. Limpieza general (ambas) Semanal
5.3.Pintura de la obra civil (caseta) (Ambas) Anual
5.4. Revisión de cerco y puertas (ambas) Semanal
5.5. Revisión de señalamientos (ambas) Semanal
5.6. Detección de fugas (ambas) Diario
Se realiza inspección en forma semestral como lo requiere la norma con equipo de detección de fugas para ionización de flama
5.7. Pintura de obra mecánica (ambas) Anual
5.8.Revisión instalación eléctrica, Rep., Focos (Ambas) Semestral
5.9.Revisión sistema de tierra física (ambas) Semanal
5.10.Revisión y limpieza de filtro y separados (ambas) Semanal
5. Estacón de medición y regulación 2 y 3 (City Gate y Estaciones 2 y 3)
3. Ducto
4. Sistema de protección catódica
Concepto
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Tabla VII.12. Programa de mantenimiento. (Continuación).
Frecuencia Comentarios
5.11.Caibración tuberías en zonas de desgaste (ambas) Anual
Para evaluar la corrosión interna del gasoducto, previamente se debe realizar un estudio tubo suelo que esta incluido. Esta la medición de espesores de la tubería aérea en zona de cambio de dirección o reducción dipámetro, esta actividad se realiza anualmente.
5.12.Revisión, lubricación engrase válvulas de paso (ambas) Mensual
5.13.revisión y ajuste válvula de control (ambas) Mensual
5.14.Revisión y calibración válulas de relevo (ambas) Anual
5.15. Limpieza placas de orificio (city gate) Mensual
5.16.Limpieza, revisión, calibración tubos de medición (ambas) Anual
El tuvo no se calibra, solo requiere de la medición de espesores, rugosidad, esta actividad se realiza trianualmente.
5.17.Limpieza, revisión, calibración medidores (city gate) Trimestral
Las actividades se realizan acorde con los acuerdos de realización con PGPB. Nota: los medidores de placa de orificio no están clasificados como medidores positivos, sino diferenciales.
5.18.Limpieza, revisión de turbinas de medición (estaciones industriales) Mensual
La turbina requiere la revisión de los compomentes de envío de pulsos, y el engrasado del eelemento rotatorio.
5.19.Calibración medidores (estaciones industriales) Lustro
Cada cinco años máximo se debe mandar calibrar la turbina.
5.20.Limpieza, revisión, calibración de graficador (city gate) Trimestral
Las actividades se realizan acorde con los acuerdos de realización con PGPB.
5.21.Limpieza, revisión, calibración de manómetros (ambas) Semestral
Las actividades en caso que los equipos estén descalibrados reomendamos reemplazaros por nuevos (el reemplazo de los equipos está incluido)
5.22.Revisión y calibración computador de flujo (ambas) Trimestral
Las actividades se realizan de acuerdo con los acuerdos realizados con PGPB.
5.23. Reporte de calibración (ambas) Trimestral
5.24.Revisión de extinguidores manuales de fuego (ambas) Mensual
5.25.Limpieza, revisión calibración de reguladores (ambas) Trimestral
6.1. Actualización de planos Anual
6.2.Revisión del manual de operación y mantenimiento Anual
6.3. Entrega de reporte anual para la CRE Anual
6.4.
Verificación anual según la NOM-007-SECRE-1999, "Transporte de gas natural" por parte de una Unidad de Verificación debidamente acreditada y aprobada po la EMA y CRE respectivamente. Anual
6. Cumplimiento del programa
Concepto
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VII.1.6. RECOMENDACIONES. Cualquier instalación que presente riesgos de accidentes mayores tendrá que disponer de medidas
de prevención orientadas a reforzar sus esfuerzos en materia de seguridad. El tipo y
características de dichas medidas, dependerá de los riesgos que se pretendan minimizar en el
gasoducto y las estaciones.
Considerando que la operación del gasoducto representa una Actividad Altamente Riesgosa, la
empresa deberá elaborar su Programa de Prevención de Accidentes de acuerdo a lo establecido
en el artículo 147 de La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.
El presente estudio llevó a la conclusión de que los riesgos mayores del Proyecto recaen en el
posible incendio y explosión por afectación de la tubería o en sus accesorios en sus distintos
niveles de presión. En el caso de la formación de atmósfera asfixiante, las áreas de afectación son
muy reducidas en comparación con las de los eventos de incendio y explosión. En los diferentes
segmentos de tuberías y equipos que conforman al gasoducto, deberán de establecerse medidas
adicionales de seguridad. A continuación se sugieren algunas recomendaciones que surgen del
desarrollo del estudio por parte del grupo de trabajo a cargo del mismo.
• La vigilancia de los parámetros más importantes del proceso deberán de contar con alarmas,
que alerten de las desviaciones del proceso que han salido de control y sean captadas por
los operadores.
• En complemento con las recomendaciones de funcionamiento y control, la empresa deberá
de contemplar la instalación de sensores de presión y flujo con recepción remota al centro de
control.
• La empresa debe efectuar auditorias periódicas sobre el funcionamiento de los distintos
sistemas de operación y mantenimiento de seguridad y de prevención.
De acuerdo a lo que indican las Normas Oficiales Mexicanas, las Normas de Referencia y los
Estándares Internacionales, se plantean las siguientes recomendaciones:
• El gas natural que se distribuye deberá estar odorizado bajo la especificación dada por la
norma NOM-006-SECRE-1999.
• Las estaciones de regulación y medición deben de contar con válvulas de seguridad para
evitar el sobrepresionamiento del sistema de alta presión.
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• El sistema de distribución corriente abajo deberá estar protegido por válvulas de seguridad
de las estaciones de regulación distribuidas a lo largo de la red.
• La empresa Gulf Energy, que será la encargada de la operación el gasoducto, deberá
evaluar la posibilidad de incluir en sus procedimientos de operación y mantenimiento, el
monitoreo de fugas bajo la norma NOM-003-SECRE-2002 y en cumplimiento del estándar
ASME B 31.8 punto 851.3.
• El proveedor de gas natural, en este caso PEMEX (PGPB), deberá de contar con
procedimientos y planes de emergencia para ataque de contingencias en cualquiera de sus
Estaciones.
• Deberán existir canales de comunicación directa entre la distribuidora y el suministrador
(PGPB), para la coordinación de movimientos operativos y acciones de respuesta a
situaciones de emergencia.
• La empresa Gulf Energy, debe contar con procedimientos de emergencia donde se
involucran todos los recursos del distribuidor, disponer de personal capacitado para atender
cualquier eventualidad en las instalaciones de distribución de gas y realizar periódicamente
simulacros en coordinación con Protección Civil y realizar simulacros de atención de
contingencias en conjunto, verificando los tiempos de respuesta y delimitando las
responsabilidades que atañen a cada uno.
• El distribuidor deberá de contar con un servicio de emergencia las 24 horas del día, durante
los 365 días del año, de manera ininterrumpida, así como contar con la identificación visible
de los teléfonos de emergencia en el exterior de las Estaciones a los que se podrá llamar en
caso de la detección de un siniestro. Esto permitirá a los vecinos eventuales o empresas
cercanas o futuras, denunciar o notificar algún evento anormal en las instalaciones o
inmediaciones (en el caso de incendios cercanos).
• La empresa Gulf Energy debe de verificar la Prevención de incendios accidentales.
Derivado de una previa valoración del riesgo, se deben instrumentar las medidas de
seguridad aplicables para minimizar el peligro de un incendio accidental en áreas donde la
presencia de gas constituya un riesgo de fuego o explosión. Por lo que se debe tener
cuidado de retirar del área cualquier fuente potencial de incendio y contar con el equipo
adecuado en caso de emergencia.
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• La soldadura o corte eléctrico o con gas no se debe realizar en el tubo o en componentes de
tubo que contengan una mezcla explosiva de gas - aire en el área de trabajo.
• La empresa Gulf Energy debe contar con procedimientos escritos para manejar documentos
de ingeniería, entre los que se incluyen planos, croquis, diagramas y especificaciones con su
respectivo código de identificación, lista de revisión, aprobación y fechados de las
instalaciones del Sistema. Se recomienda realizar la recopilación de las memorias de
cálculo de los principales sistemas (protección catódica, sistema de tierras, etc).
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá de construir el gasoducto y
las Estaciones proyectadas mediante planos y especificaciones que hayan sido aprobados y
controlados mediante procedimientos escritos, basados en las Normas NOM-003-SECRE-
2002 y NOM-007-SECRE-1999, NRF-030-PEMEX-2006.
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá asegurarse de que la
construcción de su gasoducto y Estaciones quede plasmado en planos o diagramas, que
consignen todos los cambios o diferencias que se dieran en el proceso de instalación.
• La empresa distribuidora de gas (PEMEX) debe efectuar una inspección efectiva a las
uniones soldadas en tuberías de acero, de acuerdo al ASME B 31.8 – 99 párrafos 826 y 827,
la Norma NRF-020-PEMEX-2005 y NRF-030-PEMEX-2006.
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe asegurarse que las tuberías
de entrada y salida de la estación, queden aisladas eléctricamente de la protección catódica
del gasoducto que alimente y abastezca la estación No 1 y sean respetadas las
especificaciones de la norma NOM-008-SECRE-1999.
• La totalidad de los materiales utilizados por Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A.
de C. V. en la construcción del gasoducto y sus estaciones, deberán estar certificados por
los fabricantes sobre el cumplimiento de las especificaciones solicitadas.
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe garantizar que las tuberías,
equipos y accesorios de su estación de distribución sean probadas y dictaminadas conforme
a la norma NOM-003-SECRE-2002 o vigente.
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. deberá asegurarse de que las
tuberías de acero que integren todos los accesorios y equipos de la estación, cumplan como
mínimo el estándar API 5L y las uniones el API 1104.
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• Una vez en operación, la empresa Gulf Energy debe establecer una coordinación intensiva
con las compañías y dependencias prestadoras de servicios, que realicen las actividades en
la entorno del gasoducto y estaciones, para notificación de obras y su consecuente
prevención de riesgos.
• La distribuidora deberá considerar la instrumentación de sus estaciones de medición y
regulación, con sistemas de información que permita al personal operativo la toma de
decisiones en tiempo real.
• Gulf Energy debe asegurarse que ante un descontrol en las Estaciones de alguna de las
variables del proceso, tales como presiones y flujos, fuera de su rango normal, una
respuesta automática deberá de llevar nuevamente a valores normales a dicha variable.
• Gulf Energy deberá contar con procedimientos escritos y evidencias de cumplimiento de la
instalación y mantenimiento de los dispositivos de protección de la estación, tales como
válvulas de seguridad o alivio.
• Gulf Energy debe tener en sus programas de mantenimiento preventivo, la inspección y
calibración de los accesorios de protección de cada estación de regulación y medición,
acorde a las instalaciones del gasoducto.
• Gulf Energy debe implementar programas de capacitación al personal sobre las técnicas y
procedimientos de operación, mantenimiento y actuación en emergencias sobre el
gasoducto y sus Estaciones, tal como lo señala en su “Manual de Procedimientos de
Operación, Mantenimiento y Emergencias” así como realizar las evaluaciones del personal
periódicamente como constancia de su capacitación y aprendizaje.
• Gulf Energy deberá de establecer los dispositivos en los puntos críticos de control de las
variables que puedan llegar a sobrepasar su valor límite de control, para que sea señalada
por un dispositivo de vigilancia.
• Gulf Energy debe cumplir con programas de mantenimiento predictivo, preventivo y
correctivo que comprendan la totalidad de las instalaciones, manteniendo registros de sus
condiciones.
• Gulf Energy debe asegurar la atención a reportes de fugas y emergencias en la estación, en
un lapso mínimo de tiempo. Estableciendo y ejecutando Programas de simulacros y
reforzando sus puntos débiles. Y Participar en conjunto en simulacros con Protección Civil y
empresas vecinas (GRAME).
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• Gulf Energy debe contar con un Programa de revisión periódica y reemplazo de filtros. Esto
es independiente al monitoreo de un posible incremento en la diferencial de presión en los
filtros que pudiera alertar sobre un posible taponamiento.
• Gulf Energy debe de llevar a cabo el Mantenimiento del cromatógrafo para garantizar el
registro de la calidad del gas natural recibido.
• Sociedad Autoabastecedora Bruno Pagliai, S. A. de C. V. debe de prever la instalación de
Separadores de líquidos del gas natural recibidos para evitar la corrosión interior en las
instalaciones.
• Gulf Energy debe contar con equipo de detección de fugas, herramental especializado y
personal calificado para atender cualquier emergencia en las estaciones de regulación y
medición de gas.
• Los procedimientos de operación y mantenimiento del distribuidor deberán de ser aprobados
por la Comisión Reguladora de Energía y su cumplimiento verificado anualmente por una
Unidad de Verificación aprobada por la propia Comisión.
En lo que se refiere al sistema de protección catódica, dada la importancia de su adecuado
funcionamiento, se recomienda a la empresa realizar el monitoreo de las condiciones de los
componentes de dicho sistema, así como la evaluación de espesores, resistividad del suelo, etc.
Lo anterior permitirá determinar la velocidad de desgaste para este gasoducto en particular, lo cual
facilitará el seguimiento en la vida útil de la instalación.
Se sugiere realizar la recopilación de las memorias de cálculo y planos de construcción del
gasoducto, incluyendo sus sistemas de seguridad como es el caso de protección catódica, válvulas
de bloqueo, válvulas de relevo, etc. Con esta información se facilitará el seguimiento a las
condiciones de operación del gasoducto.
Como recomendación a la empresa Gulf Energy y a partir de la recopilación de las memorias de
cálculo y planos de construcción, podrá evaluarse la elaboración de un programa de administración
de cambios, a través del cual se garantice que cualquier modificación en las instalaciones cubra los
requisitos de diseño que establece la normatividad y quede registrada para posteriores
modificaciones de los procedimientos operativos.
Muros contraincendio.
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En este apartado en particular, puede mencionarse que PEMEX cuenta con la Norma NRF-072-
PEMEX-2004, en la cual se establecen las condiciones de diseño para la instalación de Muros
Contra Incendio.
En la norma se establece de forma clara que la implementación de muros contraincendio surge a
partir de los eventos probables de derrame y fuga de hidrocarburos con consecuencias de fuego y
explosión. En este caso en particular, se evaluaron eventos de incendio y explosión derivados de
una liberación extraordinaria de gas natural. El segmento más crítico es aquel que comprende la
interconexión hasta el City Gate que es en donde se conduce el gas a mayor presión (70 kg/cm2) y
por consiguiente, en caso de ocurrencia de un evento extraordinario, se generarían las mayores
áreas de afectación.
La norma antes citada establece los requerimientos y características mínimas de carácter
obligatorio que se deben cumplir en el diseño, adquisición, instalación y mantenimiento de muros
contraincendio, para las instalaciones PEMEX.
De forma estricta, este tipo de instalaciones no se establecen como obligatorias, sino que se dejan
al criterio derivado de la conducción de un análisis de riesgo. En este caso en particular, el
gasoducto de 18” de diámetro, en la estación de medición y regulación 1 (City Gate) se encuentra
relativamente cercano a una carretera y a un poblado, por lo que las áreas de afectación en caso
de ocurrencia de los eventos podrían tener afectación sobre esos lugares.
Dadas las condiciones de las modelaciones, los eventos catastróficos pueden derivarse
únicamente de acciones de sabotaje, con lo que a partir de los dispositivos y medidas de seguridad
puede disminuirse considerablemente la probabilidad de ocurrencia.
Sin embargo, se recomienda a la empresa evaluar la posibilidad de instalar un muro contraincendio
para protección de la Estación 1 (City Gate) y para evitar que un evento de sobrepresión incida de
forma inmediata sobre el poblado cercano. Una de las finalidades del muro es amortiguar la
sobrepresión y retardar los efectos de la radiación.
Existen diversas clasificaciones de muros contraincendio que proporcionan desde 2 horas de
estabilidad e integridad (H-120), combinadas con un aislamiento térmico de 1 a 2 horas (H-60). De
acuerdo a las categorías de riesgo en instalaciones petroleras, el gasoducto de 18” de diámetro se
entraría en la categoría III que indica que el material liberado es menor a 2 toneladas. Sin
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embargo, de acuerdo a las modelaciones efectuadas el material liberado si tendría la posibilidad de
formar una nube explosiva, por lo que quedaría comprendido en la Categoría II.
Los materiales de construcción de este tipo de instalaciones contraincendio, pueden seleccionarse
de acuerdo a los lineamientos establecidos por la NRF-072-PEMEX-2004, considerando la
necesidad de instalar accesos o rutas de evacuación, los cuales no deben incidir sobre la
integridad del muro.
La colocación de un muro contraincendio podría ofrecer una seguridad adicional a la empresa en
caso de que el crecimiento del poblado se extienda a áreas más cercanas al City Gate. Sin
embargo, es importante mencionar que las áreas de afectación más extensas (zona de
amortiguamiento), están definidas para la presencia de daños en ventanas que no necesariamente
ocasionan fatalidades en los seres humanos.
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VII.2. CONCLUSIONES.
El proyecto “Plan Maestro de Ordenamiento de la Distribución de Gas Natural en
el Parque Industrial Bruno Pagliai en Veracruz, Ver; será desarrollado por la
empresa Autoabastecedora de Gas Natural Bruno Pagliai, S.A. de C.V. y operado,
una vez que se finalicen las actividades de construcción, por la empresa Gulf
Energy, S. de R.L. de C.V.
Tomando en consideración la situación económica de nuestro país, el proyecto
reviste especial importancia ya que la instalación se torna estratégica para permitir
la realización de las actividades industriales en la Ciudad Industrial Bruno Pagliai y
garantizar la oferta permanente de empleos en la zona.
El Plan Maestro de Ordenamiento contempla la construcción de un gasoducto con
una longitud total de 18” de diámetro X 4.28 kilómetros con origen en la Estación
No. 1 (City Gate) hacia la Estación No. 2 (alojada en la Planta de tubos de
Tenaris-TAMSA) y hacia la Estación No. 3, localizada en la zona industrial Bruno
Pagliai.
El estudio de riesgo que aquí se presenta, acompaña la Manifestación de Impacto
Ambiental a través de la cual se solicita la autorización para la construcción y
operación de esta importante obra de infraestructura en el Estado de Veracruz. El
documento utilizó la guía para la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental en
su modalidad de Ductos Terrestres para efectos de facilitar a la empresa el
manejo de la información y de posteriores permisos que requiera obtener. Sin
embargo, cumple a cabalidad con lo solicitado en el Reglamento en Materia de
Impacto Ambiental (REIA) de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la
Protección al Ambiente (LGEEPA).
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El grupo de trabajo a cargo de la realización de los estudios ambientales,
seleccionó la metodología de identificación de riesgos denominada Análisis de
Operabilidad y Riesgo HAZOP. Posteriormente, los eventos identificados y
clasificados de acuerdo a sus consecuencias fueron jerarquizados a través de la
aplicación de una matriz de riesgos. Finalmente, y a través de la aplicación de
modelos matemáticos y con el apoyo del software SCRI, se procedió a determinar
las áreas de afectación en caso de ocurrencia de los eventos de riesgo
identificados, encontrándose que el evento que genera las mayores distancias de
afectación es aquel que puede presentarse a partir de una ruptura total en la
tubería de 18” que conducirá el gas natural a 70 kg/cm2 entre el gasoducto de
PEMEX (Cactus-San Fernando) hacia la Estación 1 (City Gate).
De acuerdo al criterio del grupo de trabajo, este evento es de muy baja
probabilidad de ocurrencia, y pudiera llegar a presentarse en caso de una acción
de sabotaje sobre las instalaciones. Sin embargo, dado que este tipo de actos ya
se han registrado en nuestro país, se consideró deber del grupo presentar este
evento catastrófico, a pesar de que su probabilidad de ocurrencia se considera
muy baja.
Se evaluaron eventos adicionales que involucran rupturas en diferentes
segmentos de las líneas que conforman el gasoducto y las cuales pueden
corresponder a escenarios de daño en la integridad de la línea, fallas de
accesorios, perforaciones por corrosión, etc. Estos eventos involucran rupturas
parciales de las líneas de conducción del gasoducto que interconectan a la
Estación 1 (City Gate) con las Estaciones 2 y 3 y las cuales conducen el gas
natural a una presión de entre 25 a 22 kg/cm2.
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De los resultados de las modelaciones, se encontró que las áreas de afectación
por formación de nube asfixiante y las generadas a partir de la radiación de un
incendio, no llegarían a afectar a los poblados cercanos con excepción del
escenario de 1.4 Kw/cm2. Sin embargo, si tienen potencial de afectación sobre el
personal y población que circule por la carretera México-Veracruz vía Xalapa. A
pesar de estas condiciones, se considera que el nivel de riesgo generado por este
gasoducto de 18” de diámetro sería menor al nivel de riesgo actual que se
mantiene por la presencia en la zona del gasoducto Cactus-San Fernando de 48”
de diámetro.
A partir de la revisión de la información proporcionada por la empresa, fue posible
determinar que el proyecto contempla la instalación de dispositivos y medidas de
seguridad orientadas a disminuir la probabilidad de ocurrencia de los eventos de
riesgos. Dentro de los dispositivos y procedimientos, se incluyen las condiciones
para realizar la interrupción del suministro en caso de una situación de
emergencia.
Como parte del desarrollo del estudio, el equipo de trabajo determinó una serie de
recomendaciones y sugerencias las cuales se encuentra orientadas a disminuir el
nivel de riesgo ambiental que se identificó y el cual es inherente a las
características de peligrosidad de la sustancia, así como a sus condiciones de
manejo. Dichas recomendaciones se ponen a disposición del promovente, con la
finalidad de que se pueda determinar su viabilidad e incorporación al diseño del
proyecto. Dichas recomendaciones podrán ser analizadas en conjunto con las
que la autoridad determine.
A partir de las condiciones de operación del gasoducto, fue posible determinar que
el proyecto representa una Actividad Altamente Riesgosa, debido a que excede la
cantidad de reporte de 500 kg para el Metano que se establece en el Segundo
Listado de Actividades Altamente Riesgosas. Dada esta condición, la empresa
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deberá elaborar y presentar a la SEMARNAT el Programa de Prevención de
Accidentes que se menciona en el artículo 147 de la Ley General del Equilibrio
Ecológico y la Protección al Ambiente.
En el caso particular de la afectación por ocurrencia de eventos de riesgo sobre la
vegetación y la fauna de la zona, es posible mencionar que la mayor parte del
gasoducto se encuentra dominada por pastizales cultivados o inducidos, con lo
que no se afectaría ningún tipo de especie catalogada en alguna categoría de
protección por la NOM-059-SEMARNAT-2001. En lo que se refiere a la fauna,
ésta se encuentra pobremente representada en la zona debido al desplazamiento
que ha sufrido por la instalación de actividades industriales en la zona, por lo que
no se prevén afectaciones significativas derivadas de los eventos de riesgo.
Considerando lo expresado anteriormente, se considera que el proyecto evaluado
en el presente Estudio de Riesgo se considera viable de ser ejecutado en la zona
en la que se encuentra planteado y que coadyuvará a garantizar un suministro del
gas natural de una manera más confiable y segura para las empresas de la zona.
VIII. IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN EL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.
METODOLOGÍA UTILIZADA PARA IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS.
La metodología seleccionada para realizar la identificación de los riesgos
potenciales se seleccionó la metodología HAZOP (“HAZard and OPerability”),
también denominada como Análisis de Operabilidad y Riesgos de los Procesos, la
cuál es una técnica que involucra la investigación de desviaciones del diseño o
propósito de un proceso.
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El método consiste en utilizar un conjunto de palabras “guías” o “claves” (no,
mayor, menor, etc.) con la finalidad de examinar desviaciones de las condiciones
normales de un proceso en varios puntos clave (nodos) de todo el sistema. Estas
palabras “guías” se aplican a parámetros relevantes del proceso, tales como: flujo,
temperatura, presión, composición, etc. para identificar las causas y
consecuencias de desviaciones en estos parámetros de sus valores normales.
Finalmente, la identificación de las consecuencias, resulta en recomendaciones
para mejorar el proceso. Estas pueden indicar modificaciones en el diseño,
requerimientos en los procedimientos operativos, modificaciones en la
documentación, mayor investigación, etc.
La metodología HAZOP involucra tener una descripción y documentación del
proceso que se va a analizar con la finalidad de cuestionar cada parte, para
identificar como se pueden producir desviaciones de las condiciones de diseño u
operación. Posteriormente, se hace una evaluación para determinar si tales
desviaciones y sus consecuencias, pueden tener un efecto negativo en la
seguridad, operación o el medio ambiente. En el caso de que se considere
necesario, se establecerán una serie de recomendaciones, tendientes a remediar
la situación.
Palabras clave.
Un elemento esencial, en este proceso de cuestionamiento y análisis sistemático,
es el uso de palabras claves para enfocar la atención del grupo sobre las
desviaciones y sus posibles causas. Estas palabras “guías” se dividen en dos
clases:
• Palabras primarias. Las cuales enfocan la atención en un proceso particular
del intento de diseño o una condición o parámetro asociado con el proceso.
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• Palabras secundarias. Las cuales al combinarse con las palabras primarias
sugieren posibles desviaciones.
Las palabras primarias reflejan tanto el propósito, como aspectos operacionales.
Palabras típicas orientadas al proceso, pudieran ser las siguientes:
• Flujo. • Muestreo.
• Presión. • Reducción.
• Viscosidad. • Nivel.
• Reacción. • Composición.
• Instrumentación. • Adición.
• Corrosión/erosión. • Prueba.
• Temperatura. • Separación.
• Viscosidad. • Mezclado.
• Composición. • Mantenimiento.
Palabras típicas considerando aspectos de operabilidad del proceso, pudieran ser
las siguientes:
• Aislamiento. • Inspección. • Purgado. • Ventilación. • Arranque. • Mantenimiento. • Drenaje.
Cuando las palabras secundarias se combinan con las primarias, sugieren
desviaciones o problemas potenciales. Un listado estándar de las palabras
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utilizadas como secundarias se menciona a continuación en las Tablas VIII.1. y
VIII.2.
Tabla VIII.1. Significado de palabras guías estándar.
Palabra Significado
No/Ninguna Negación del intento de diseño
Más Incremento cuantitativo
Menos Decremento cuantitativo
Además de Incremento cualitativo
Parte de Decremento cualitativo
Reversa Opuesto lógico del intento
Otro que Sustitución completa
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Tabla VIII.2. Significado de palabras guías para procedimientos.
Palabra Significado
No No realiza el paso u operación. Un paso u operación
importante en el proceso se omite.
Más Se hace más que lo especificado o requerido en un
sentido cuantitativo (ej. Se abre válvula completamente
cuando se requiere solo abrir parcialmente).
Menos Se hace menos de lo especificado o requerido en un
sentido cuantitativo (ej. Purgar un depósito por 5
minutos en lugar de 10 minutos).
Además de Se hace más de lo especificado en un sentido
cualitativo. (ej. Se abren las válvulas para varios
tanques cuando solo se requiere para una).
Parte de Se realiza una parte de un paso en un sentido
cualitativo (ej. Se cierra solo una válvula cuando el
procedimiento dice claramente que se cierren todo el
grupo y se abra la válvula de sangrado).
Reversa Se hace lo opuesto a lo especificado. (ej. Se abre una
válvula cuando el procedimiento dice que se debe de
cerrar).
Otro que Se hace algo diferente a lo requerido (ej. Se abra la
válvula equivocada).
El proceso de estudio HAZOP involucra aplicar de una manera sistemática, todas
las combinaciones relevantes de palabras claves, al sistema o proceso bajo
estudio, en un esfuerzo por descubrir problemas potenciales.
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Los resultados se registran en un formato de tabla o matriz con los siguientes
encabezados principales:
• Nodo/Paso.
• Parámetro.
• Guía.
• Desviación.
• Categoría –Causas.
• Categoría Consecuencias.
• Categoría-Salvaguarda.
• Categoría-Recomendación
Procedimiento de aplicación.
La secuencia que se utiliza es la siguiente:
• El proceso se secciona en Nodos o Pasos conforme a las actividades
involucradas, (ej. Almacenamiento, bombeo, mezclado, enfriamiento, etc.)
• Se plantea una palabra clave primaria.
• Se plantea una palabra clave secundaria (guía).
• Se plantea la desviación o problema derivado de la combinación de las
palabras claves primarias y secundarias referentes al Nodo en cuestión
• Se plantean las causas potenciales que resultarían en la desviación. Para
después agrupar las Causas según su origen, estas pueden clasificarse
conforme a las siguientes claves (categorías).
Como un ejemplo puede citarse “HUM – error en cálculo de capacidad del
recipiente” (el factor humano fue causa para la desviación referida).
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Tabla VIII.3. Categorías de las causas.
Clave Categoría
HUM Error / Factor Humano
EQP Falla de Equipo
EXT Evento Externo
DIS Distribución de la Planta
FSA Falla de Salvaguarda
PRV Evento Previo
• Siguiendo con la secuencia, se deben plantear las consecuencias
potenciales que resultarían, tanto como efecto de la desviación, como por
efecto de la causa misma. Para después agrupar las consecuencias de
acuerdo a su nivel de afectación, estas pueden clasificarse conforme a las
siguientes claves (categorías):
Tabla VIII.4. Categorías de las consecuencias.
Clave Categoría
AMB Afectación al Ambiente
PER Afectación al Personal
PRP Afectación a la Propiedad
OPE Asuntos Operativos únicamente
Como un ejemplo puede citarse “AMB - derrame del producto al suelo natural”
(afectación al medio ambiente).
• En esta columna registrar cualquier equipo, instrumento o dispositivo
protector, ya sea que prevenga la causa o salvaguarde contra consecuencias
adversas. Para después agrupar las Salvaguardas según su fundamento,
estas pueden clasificarse conforme a las siguientes claves (categorías):
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Tabla VIII.5. Categorías de las salvaguardas.
Clave Categoría MNT Mantenimiento ADM Administrativa ING Ingeniería
Como ejemplo, podemos citar “MNT- se aplica mantenimiento preventivo”.
• Cuando una causa creíble resulte en una consecuencia negativa, se debe
anotar una recomendación para tomar alguna acción al respecto. Las
acciones deben ser tomadas para eliminar las causas o para mitigar o eliminar
las consecuencias. Es en esta etapa, que las consecuencias y sus
salvaguardas asociadas, son consideradas. Cuando las medidas de
protección son las adecuadas, entonces no se requiere tomar ninguna acción
y esto se indica en esta columna. Posteriormente, se procede a agrupar las
recomendaciones según su fundamento, estas pueden clasificarse conforme a
las siguientes claves (categorías):
Tabla VIII.6. Categorías de las recomendaciones.
Clave Categoría ING Ingeniería/Diseño PRO Procedimiento/Software MNT Mantenimiento GER Gerencia SEG Seguridad ADM Administración/capacitación
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METODOLOGÍA UTILIZADA PARA JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS. Una vez que se finalizó con la identificación de riesgos a través de la aplicación de
la metodología HAZOP, se procedió a jerarquizar aquellos eventos que pudieran
derivar en un accidente de riesgo ambiental.
Para efectos de realizar la jerarquización, se utilizó una Matriz de Riesgos, la cual
contempla los conceptos de Frecuencia y Severidad en las escalas que se indican
en la Tabla VIII.7.
Tabla VIII.7. Valores de frecuencia y severidad utilizados en la Jerarquización.
Frecuencia (F)
Severidad (S)
1 Una vez cada 50 años 1 Menor
2 Una vez cada 10 años 2 Apreciable
3 Una vez al año 3 Mayor
4 Una vez cada 6 meses 4 Severo
5 Una vez al mes 5 Catastrófico
Los eventos de riesgo que arrojaron consecuencias con afectación al medio
ambiente (AMB) se analizan mediante las escalas asignadas para Frecuencia y
Severidad aplicando la Calificación de Riesgos (Matriz de Riesgos) conforme a lo
siguiente:
• Columna de Frecuencia (F). Se establece un valor del 0 al 4 para indicar la
probabilidad potencial de ocurrencia de la desviación y sus consecuencias.
Considerando que la vida útil del ducto es del orden de 25 a 30 años, el
establecimiento de una frecuencia de 1 será considerada como de muy baja
probabilidad de ocurrencia.
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• Columna de Severidad (S). Se establece un valor del 1 al 5 para indicar la
severidad potencial afectable por la desviación presentada y sus
consecuencias. Para realizar esto se deben tomar en cuenta las
características de peligrosidad del gas natural, así como las condiciones de
su manejo.
• Columna de Riesgo (F X S). Este valor se obtiene al multiplicar los valores
de Frecuencia y Severidad (magnitud del daño). A mayor resultado, mayor
se considera el riesgo potencial presente.
En la Tabla VIII.8. se incluye un ejemplo de la matriz de riesgos.
Tabla VIII.8. Matriz de Riesgos.
MATRIZ DE RIESGOS
G1 G2 G3 G4 G5
F1 1
2 3 4 5
F2 2 4 6 8 10 Método de Cálculo
F3 3 6 9 12 15 Riesgo = F * S
F4 4 8 12 16 20
F5 5 10 15 20 25
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DETERMINACIÓN DE RADIOS DE AFECTACIÓN. Con la finalidad de determinar los radios de afectación en caso de ocurrencia de
eventos extraordinarios (fugas, incendios, explosiones), se realizaron diferentes
modelaciones para determinar las afectaciones que pueden traer consigo en el
ambiente los eventos de riesgos potenciales que se presenten. Las modelaciones
fueron hechas utilizando el Software SCRI Modelos en su Versión 4.3 y SCRI
Fuego en su versión 1.3.1.
Para el funcionamiento del paquete computacional se requiere la alimentación de
los datos meteorológicos y del escenario, los cuales son proporcionados por el
usuario. A partir de estos datos, se desarrolla la estimación de los efectos
generados por las nubes inflamables, explosivas o de dispersión de los tóxicos, los
cuales se derivan de las liberaciones accidentales de materiales peligrosos. El
software cuenta con opciones para la utilización de los siguientes modelos.
• Modelos de dispersión y descarga.
• Modelos de inflamabilidad, incluyendo los efectos de radiación resultantes para
incendios de chorro “jet fire”, incendios de alberca y explosiones por la
expansión de vapores de líquidos en ebullición “BLEVEs”.
• Modelos para el riesgo por la liberación de sustancias tóxicas.
• Modelos de explosión para calcular la sobrepresión y los efectos generados
por esta, a partir del método TNT.
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VIII.1. FORMATOS DE LA PRESENTACIÓN.
VIII.1.1. Planos de localización.
Dentro de los Planos de Localización se incluirán entre otros los siguientes:
• Topografía.
• Uso de suelo y vegetación.
• Espaciomapa.
• Plano de arreglo general.
• Plano de áreas de afectación de eventos de riesgo.
VIII.2. OTROS ANEXOS. A continuación se incluye el listado de Anexos que acompañan al presente estudio
de riesgo.
• Anexo 1. Documentos de la empresa.
• Anexo 2. Documentos del responsable de la elaboración del estudio de
riesgo ambiental.
• Anexo 3. Planos de localización, Plano de arreglo general, Plan maestro de
ordenamiento y distribución de gas natural, y Anexo Fotográfico.
• Anexo 4. Bases de diseño y Procedimientos de Operación, Mantenimiento
y Respuesta a Emergencias.
• Anexo 5. Hoja de seguridad del gas natural y Memoria de cálculo de la
masa de gas natural.
• Anexo 6. Resultados de la modelación y Planos con áreas de afectación.
• Anexo 7. Informe Técnico.