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ÍNDICE 
 
 
 1. Objetivo 
 
 2. Introducción 
 
 
a. Protocolo de Kioto 
 
1 
 
b. Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) 
 
3 
 
c. PEMEX y el Desarrollo Sustentable 
 
4 
 
d. PEMEX y los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) 
 
7 
 3. El Proceso de Refinación en México 
 
 
a. Descripción del proceso en general 
 
10 
 
b. Descripción del Sector de Hidrotratamiento: Hidrodesulfuración 12 
 
c. Descripción de cada unidad 
 
14 
 4. Desarrollo del proyecto 
 
 
a. Recolección de datos 
 
23 
 
b. Balances de materia para el Sector de Hidrotratamiento 
 
24 
 
c. Localización de corrientes de desfogue y PSV 
 
25 
 
d. Criterios y propuesta de catálogo de naturalezas químicas 
 
30 
 
e. Evaluación calorífica de las corrientes 
 
31 
 5. Análisis y conclusiones 
 
 6. Referencias bibliográficas 
 
 7. Anexos 
 
 
I. Lista de Diagramas de Flujo de Proceso (DFP) y de Tubería e Instrumentación 
(DTI) 38 
 
II. Diagramas de Flujo y de Bloques del Proceso 
 
42 
 
III. Tabla de Corrientes (Resultados del Balance de Materia) 
 
52 
 
IV. Diagramas de Unidad con PSVs 
 
62 
 
V. Diagrama de Distribución de Desfogues 
 
98 
 
VI. Lista de Reacciones de Combustión y Calores de Combustión 
 
99 
 
VII. Poderes Caloríficos de Desfogues Gaseosos 
 
100 
 
VIII. Memorias de cálculo 
 
 
 A. Balance de Materia 
 
101 
 
 B. Poder Calorífico de las Corrientes de Desfogue 118 
 
 C. Emisiones de CO2 
 
126 
1. Objetivo 
Desarrollar el estudio integral y desarrollo de ingeniería para sistemas de 
desfogues de un sector de hidrodesulfuración para utilizar gases 
combustibles de desecho y promover dicho sector como un Mecanismo 
de Desarrollo Limpio (MDL) ante la Organización de las Naciones 
Unidas (ONU). 
 
2. Introducción 
a. Protocolo de Kioto1 
El Protocolo de Kioto es un acuerdo internacional firmado en Japón el 11 de 
diciembre de 1997. Tiene su origen en el Convenio Marco de las Naciones 
Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC), siendo éste una motivación 
hacia la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) por 
parte de los países industrializados en el mundo, mientras que aquél es un 
compromiso por parte de las mencionadas naciones para reducir las 
emisiones en un cierto límite de tiempo y con un objetivo de reducción 
específico. 
A lo largo de más de 150 años de actividad industrial, los países 
desarrollados se han convertido en los principales responsables de los 
actuales niveles de GEI en el mundo. Siendo así, el Protocolo los identifica 
bajo el principio de “responsabilidades diferentes pero comunes”. 
El documento entró en vigor el 16 de febrero de 2005, con el objetivo 
principal de reducir entre 2008 y 2012 un mínimo de 5% las emisiones de 
GEI contra los niveles de 1990. Fueron 37 países industrializados los que 
se comprometieron con este objetivo y 184 países han ratificado, 
anualmente, el Protocolo establecido. En 2001 se detallaron las reglas 
detalladas para la implementación del Protocolo, denominadas Acuerdos de 
Marruecos. 
 
1United Nations Framework Convention on Climate Change, O.N.U., 
http://unfccc.int/2860.php/ 
A partir de este tratado, los países habrán de alcanzar los niveles objetivo 
principalmente a partir de medidas nacionales. Al establecer estos objetivos, 
las reducciones de emisiones obtienen un valor económico. Para ayudar a 
los países a alcanzar dichas metas, y como motivación para el sector 
privado y los países en desarrollo a contribuir en estos esfuerzos, las 
negociaciones del Protocolo incluyen tres mecanismos basados en los 
mercados financieros. Estos mecanismos, o mecanismos de Kioto, son la 
compra-venta de emisiones o Mercado de Créditos de Carbono, los 
Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) y las Implementaciones Conjuntas 
(IC). 
Se trata de estímulos a la inversión “verde” y ayuda a las partes a alcanzar 
las metas de emisiones propuestas bajo la filosofía de costo-efectivo. 
Bajo el Protocolo, las actuales emisiones de cada país han de ser 
monitoreadas y reportadas de manera precisa y transparente. Existe un 
sistema de rastreo de registro, bajo la organización de la Secretaría para el 
Cambio Climático de la ONU (SCCONU) en Bonn, Alemania. En este 
sistema se han de verificar que las transacciones del denominado mercado 
verde sean consistentes con las reglas implementadas bajo el Protocolo. El 
reporte es generado por las naciones suscritas y consta de un inventario 
anual de emisiones GEI, así como reportes nacionales sobre las acciones 
tomadas bajo las normas del Protocolo durante intervalos regulares de 
tiempo. 
Este sistema de continuos reportes asegura que los países estén 
alcanzando sus objetivos así como puede localizar focos de necesidades y 
apoyar a dichos países para que logren los compromisos establecidos. 
Así como la CMNUCC, el Protocolo también fue diseñado para asistir a los 
países en el proceso de adaptación a los efectos adversos producto del 
cambio climático. El documento facilita el desarrollo e implementación de 
tecnologías que ayuden a disminuir el impacto del cambio climático. 
El Fondo de Adaptación fue creado para financiar proyectos y programas de 
adaptación en países en desarrollo que han ratificado el Protocolo de Kioto. 
El Fondo es financiado, a su vez, principalmente por los resultados 
generados a partir de las actividades de los proyectos de MDL. 
El Protocolo de Kioto es visto como un importante primer paso en la 
implementación de un verdadero régimen para la reducción y estabilización 
global de emisiones GEI. Este documento también ha de proveer de la 
arquitectura esencial para cualquier futuro acuerdo internacional sobre 
cambio climático. 
Para finales del primer periodo de compromisos del Protocolo de Kioto en 
2021, será necesario negociar y ratificar un nuevo marco internacional para 
continuar en el proceso de reducción de emisiones. 
b. Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) 
En el artículo 12 del mencionado Protocolo de Kioto, se definen los 
Mecanismos de Desarrollo Limpio. En éstos, se permite que los países del 
Anexo B, i.e. los países comprometidos con la reducción de emisiones 
nacionales, implementen proyectos para alcanzar dicho objetivo en países 
en vías de desarrollo. Dichos proyectos han de resultar en créditos por 
Certificados de Reducción de Emisiones (CRE), cada uno equivalente a una 
tonelada de CO2, que podrán ser vendidos en el Mercado de Créditos de 
Carbono. A su vez, estos CRE apoyarán los compromisos firmados en el 
Protocolo sobre reducción de emisiones. 
Este mecanismo estimula es desarrollo sustentable y la reducción de 
emisiones, mientras le da flexibilidad a los países industrializados para 
alcanzar los compromisos adquiridos ante el Protocolo. 
Un proyecto adscritocomo un MDL debe de generar reducciones en las 
emisiones adicionales a las que pudiesen crear a partir de proyectos ya 
esperados. Estos proyectos habrán de someterse de calificarse como MDL 
a partir de un registro público y riguroso y serán aprobadas por las 
Autoridades Nacionales Designadas (AND). Las ANDs han sido designadas 
por cada país y la SCCONU ha sido avisada. En México, la AND está 
constituida por la Comisión Intersecretarial de Cambio Climático y la 
Coordinación del Comité Mexicano para Proyectos de Reducción de 
Emisiones y Captura de Gases (COMEGEI). 
De acuerdo al Artículo 12 del Protocolo, el MDL podrá ser certificado tal si: 
- La participación fue voluntaria para los países involucrados, tanto los del 
Anexo I como los del Anexo II. 
- Los beneficios relacionados a la mitigación del cambio climático son 
reales, medibles y a largo plazo. 
- Las reducciones resultan adicionales a las que hubiesen ocurrido en 
ausencia de la actividad del proyecto MDL. 
De hecho, pueden ser financiados por recursos públicos siempre y cuando 
no distraigan a los gobiernos de las actividades de desarrollo oficiales. La 
junta ejecutiva de MDL será la que regule estos MDLs y responde 
directamente a los países que ratificaron el Protocolo. 
Desde el comienzo de su operación en 2006, se han registrado más de 1 
000 proyectos y, como un cálculo anticipado, se han producido CREs 
equivalentes a 2.7 miles de millones de toneladas CO2.2 
c. PEMEX y el Desarrollo Sustentable 
Desde siempre, México se ha distinguido por apoyar la ratificación del 
Protocolo de Kioto y los diferentes mecanismos de flexibilidad —
Implementación Conjunta, Mecanismo de Desarrollo Limpio y Comercio de 
Emisiones—, con los cuales se pretende reducir las emisiones de Gases de 
Efecto Invernadero. 
Los Mecanismos de Desarrollo Limpios pueden ser promovidos por 
entidades tanto públicas como privadas. De acuerdo al Lic. Salvado Gómez 
Ávila, “las acciones para contribuir al control del cambio climático global 
fueron iniciadas en Petróleos Mexicanos desde 1995, año en que se publicó 
el primer inventario de emisiones de gases de efecto invernadero a nivel 
 
2 Cambio Climático en México, http://cambio_climatico.ine.gob.mx/index.html 
nacional y en el que la empresa participó de manera decidida, presentando 
sus estimaciones con base en los consumos totales de combustible.” 3 
En el año de 1999 se realizó, con apoyo de la SEMARNAT y el Programa 
de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), un taller con especialistas 
del más alto nivel del sector académico e industrial, tanto nacional como 
internacional, a fin de presentar el tema del mecanismo limpio en los niveles 
ejecutivos de Petróleos Mexicanos. De esta manera, se pretendía preparar 
a los profesionistas encargados de las áreas de planeación, operación y 
protección ambiental de todas las divisiones de la empresa. 
Actualmente, PEMEX ha profundizado el análisis del cambio climático y su 
impacto en las condiciones de vida del país, así como el de su participación 
en la actualidad y en el futuro para la prevención y control del mencionado 
fenómeno. Para ello, ha contado con el apoyo de las autoridades nacionales 
de Energía y de Medio Ambiente. En el ámbito internacional, organismos 
como la ONU y la Asociación Regional de Compañías de Petróleo y Gas 
Natural en América Latina y el Caribe (ARPEL), también han mostrado su 
ayuda al respecto. 
Estas acciones destacan a PEMEX como uno de los líderes en la industria 
petrolera mundial para combatir la problemática del cambio climático. Esta 
participación no sólo constituye un medio para lograr las metas ambientales 
y de desarrollo sustentable propias de la paraestatal, sino también facilita “el 
acceso a tecnología y fuentes de ingresos establecidos en el Protocolo de 
Kioto, como producto de la comercialización de los certificados producidos 
por sus reducciones de CO2.”4 
México está ubicado entre los primeros quince países generadores de 
emisiones de GEI a nivel mundial, con una contribución anual de 1.6% de 
las emisiones globales. 
 
3 Gómez Ávila Salvador, Mercado interno de permisos de emisiones de carbono. Estudio de 
caso PEMEX en MARTÍNEZ J., FERÁNDEZ BREMAUNTZ A. (compiladores), Cambio climático: una 
visión desde México, pág. 447 
4 Gómez Ávila Salvador, op. cit. 
En el país, PEMEX resulta una de las fuentes primordiales de emisiones de 
GEI. Tan sólo en el 2003, se emitieron 39.6 millones de toneladas de CO2, 
que equivalieron aproximadamente al 9% de las emisiones totales de la 
nación mexicana. En ese mismo año, cuando la producción aumentó, así lo 
hicieron las emisiones de dióxido de carbono. También se sustituyó gas 
natural por combustóleo y hubo un retraso en el proyecto de compresión de 
gas en las plataformas marinas. Estos sucesos implicaron que en ese año 
resultase la empresa con mayor emisión de CO2 a nivel nacional, con un 
40.7% del volumen total emitido en México. De las emisiones de GEI, 
típicamente 72% se produce en equipos de combustión, 23% en 
quemadores de campo y el restante 5% en campos y plantas de proceso. 
Las áreas de oportunidad para reducir las emisiones de CO2 en PEMEX se 
ubican en los proyectos de eficiencia energética, cogeneración, sustitución 
de combustibles, control de emisiones fugitivas, compresión de gas, usos 
alternativos y reinyección de dióxido de carbono, así como en el desarrollo 
de proyectos forestales para captura de carbono. 
A la fecha, PEMEX ha tomado diversas medidas que contribuyen a la 
reducción de CO2, entre las que destacan las siguientes: 
• Se inició la cuantificación de emisiones de GEI desde 1997 y el 
establecimiento de metas de reducción a partir de 1999, por ser este gas 
el más importante en términos de volumen; posteriormente se agregarán 
los que por sus efectos sigan en importancia, como el metano. 
• A partir de 2001 se cuenta con una Campaña Permanente de Uso 
Eficiente y Ahorro de Energía. 
• Siguiendo la premisa que indica que para controlar hay que medir y para 
un rendimiento de cuentas transparente, a partir de 1999 PEMEX inició 
la publicación de su Informe de Seguridad, Salud y Medio Ambiente, 
ahora Informe Anual de Desarrollo Sustentable. 
• Para fortalecer su capacidad en la identificación de proyectos de ahorro 
de energía, durante 2001 se inició un programa para la formación de 
especialistas en auditorías energético-ambientales. 
En el Informe Anual de Desarrollo Sustentable 2007, se desarrolló un 
modelo de negocios para garantizar las mejores condiciones para el Estado 
y la comercialización de los CREs producidos mediando los proyectos MDL. 
El modelo integra tres instrumentos legales, así como una fórmula de 
precios autorizada por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP). 
Los instrumentos que se mencionan son: 
 Convenio general de colaboración, que regula las actividades de 
identificación de proyectos potenciales con el apoyo de terceros. 
 Carta de intención, para el proceso de documentación y registro de 
proyectos ante la Junta Ejecutiva del MDL. 
 Acuerdo de compra - venta de CREs. 
Así mismo, se han registrado diversos acuerdos de colaboración entre 
PEMEX y varias compañías petroleras e instituciones financieras, entre 
otros. Paralelamente, se entablaron pláticas con la SHCP que resultaron en 
la promulgación del Artículo 12 de la Ley de Ingresos de la Federación para 
2008. En dicho artículo, se “señala que los ingresos que provengan de 
proyectos de comercialización de certificados de reducción de gases de 
efecto invernadero, como dióxido de carbono y metano, se destinarán a la 
realización del mismo proyecto. Esta ley es de observancia para todos los 
proyectos del Gobierno Federal y no específicamente para PEMEX.”5 
A partir de la aplicación del artículo 12 de la mencionadaLey, PEMEX 
recibiría los primeros ingresos por CREs durante el inicio del 2009. 
d. PEMEX y los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) 
PEMEX inició la operación del mercado interno de permisos de emisiones 
de carbono a partir de junio de 2001, en cuyo diseño e implantación se ha 
contado con el apoyo de Environmental Defense, una organización no-
gubernamental con experiencia en el desarrollo de estos sistemas. 
 
5 Informe Anual de Desarrollo Sustentable 2007, PEMEX, 
http://desarrollosustentable.pemex.com 
http://desarrollosustentable.pemex.com/portal/index.cfm?action=content&SectionId=31&catid=505&contentid=293
Participan 25 Unidades de Negocios: las cuatro regiones de PEMEX 
Exploración y Producción, las seis refinerías de PEMEX Refinación, siete 
complejos procesadores de gas de PEMEX Gas y Petroquímica Básica, y 
ocho complejos petroquímicos de PEMEX Petroquímica. Por su parte, la 
Auditoría Corporativa de Protección Ambiental coordina el desarrollo y 
operación del Mercado. 
Si bien otras empresas petroleras de clase mundial ya cuentan con este 
mecanismo, cabe mencionar que PEMEX se ubica a la vanguardia en este 
terreno, al ser una de las primeras empresas en el mundo que cuenta de 
forma voluntaria con un mercado de este tipo. 
Mediante este mecanismo se busca estimular la competencia entre sus 
subsidiarias para el desarrollo de prácticas operacionales y proyectos costo-
efectivos de reducción de emisiones de CO2, además de adquirir la 
experiencia empresarial necesaria para participar en futuros mercados 
globales. Con la implantación del Mercado se busca también incorporar el 
concepto ambiental en los procesos de planeación, presupuesto y 
operación de Petróleos Mexicanos. 
La implantación del Mercado Interno de Permisos fue programada en dos 
etapas: 
Fase 1. De corto plazo, comprende del año 2001 al 2003. La meta fue 
reducir las emisiones de CO2 en 1% respecto a las registradas en 1999. 
Durante esta fase de aprendizaje y desarrollo, se trabajó en los 
conceptos básicos del sistema, así como en las reglas de operación y en 
la plataforma electrónica para las operaciones en tiempo real de las 
transacciones comerciales del Mercado, denominado Sistema de 
Registro de Transacciones (SRT). 
Este sistema está disponible en la Intranet de PEMEX, en el sitio: 
www.dcsipa.pemex.com/carbono; en el mismo se pueden consultar los 
antecedentes y las reglas de operación del Mercado, así como los sitios 
de interés relacionados con el tema del cambio climático. 
El SRT es un mercado ciego, es decir, las transacciones se realizan sin 
identificar la unidad de negocio compradora o vendedora, con lo que se 
reduce la posibilidad de prácticas comerciales desleales. 
El funcionamiento del Mercado para el año 2003 presentó los siguientes 
resultados: 
 De un total disponible de 5 351 772 toneladas de CO2 se 
comercializaron 4 418 695 toneladas, equivalentes a 82.6% del 
total. 
 Se realizaron 127 transacciones comerciales con un valor virtual 
de 293 millones de pesos. 
 El saldo de permisos en el Banco del Mercado a diciembre de 
2003 ascendía a 1 532 026 toneladas de CO2. 
Fase 2. Largo plazo (2004 a 2010). Con la información y la experiencia 
obtenida en esta primera etapa se analizará la meta de reducción de 
emisiones de CO2 para el periodo 2004-2010, y una vez que sea 
evaluada por las autoridades de Energía y de Medio Ambiente del 
gobierno mexicano, se hará pública. En la determinación de este 
compromiso de reducción de emisiones se estará observando el 
principio de responsabilidades comunes pero diferenciadas, sin 
comprometer la capacidad de crecimiento productivo de la empresa, en 
el entendido de que el objetivo es que éste sea una contribución real de 
PEMEX para enfrentar el cambio climático global. 
Actualmente, la comercialización de permisos se realiza con valores 
monetarios virtuales. En un futuro se gestionará que en periodos posteriores 
se utilicen valores reales en las operaciones del Mercado. 
Un importante objetivo a largo plazo es la incorporación del concepto 
ambiental en la evaluación de proyectos, privilegiando aquellos cuya 
rentabilidad se incremente al incluir el valor monetario derivado de la 
comercialización de los permisos de emisiones de CO2. Paralelamente, en 
esta etapa se deberá contar con proyectos de Mecanismo de Desarrollo 
Limpio en ejecución. 
El funcionamiento del Mercado consiste en la asignación a cada UN de un 
límite de emisiones permitidas —un permiso equivale a una tonelada de 
carbono— que deberán comercializar una vez realizada la reducción. Las 
emisiones reales por debajo de esta cifra tope darán a la UN la capacidad 
de ofertar sus permisos sobrantes, los cuales serán adquiridos por aquellas 
que rebasen el límite permitido, para llegar al cierre del periodo con un 
número equivalente de Permisos, a las toneladas autorizadas para el 
periodo. 
Al cierre de éste, se cuantifican los permisos excedentes, los cuales 
permanecen en el banco administrado por la Auditoría Corporativa de 
Protección Ambiental, y se realiza el balance final del Mercado para el 
periodo concluido. El precio inicial de los permisos ofertados es establecido 
por la UN vendedora; sin embargo, mediante las negociaciones que se 
realizan entre la parte vendedora y compradora en el SRT, al final se llega a 
un precio que fija el mercado, que inclusive puede ser diferente al inicial. 
Todas las transacciones realizadas se registran en el SRT y se 
almacenarán en el mismo para efectos de auditoría. 
El sistema de cómputo diseñado por PEMEX para la realización y registro 
de transacciones del Mercado incluye tres estratos para su acceso y 
consulta: el nivel corporativo puede consultar las transacciones de todas las 
UN de las cuatro subsidiarias; la Auditoría Corporativa de Protección 
Ambiental y los directivos de la subsidiaria consultan las transacciones de 
las UN de su subsidiaria; y sólo el comercializador está autorizado para 
realizar las transacciones, modificaciones y consulta de su UN. 
Para dar confiabilidad al mercado, los datos de las emisiones de CO2 
provienen del Subsistema de Información de Seguridad Industrial y 
Protección Ambiental (SISPA). Éste incluye módulos de información para 
cada uno de los diferentes factores ambientales: agua, suelo y aire, entre 
otros. Tiene como principio que el suministro de los datos sea hecho por el 
personal operativo en las plantas o equipos que generan las emisiones. 
Esto permite verificar y auditar la información con el menor porcentaje de 
error, dando certeza a la reducción de emisiones que se comercializan en el 
Mercado. 
Como la información anterior expresa, en este momento podemos 
aprovechar un mercado convencido de tener la salud del planeta en la 
reducción del CO2. 
3. El Proceso de Refinación en México 
a. Descripción del proceso en general 
Entre los productos que se obtienen de la destilación del petróleo crudo, tal vez el más 
importante es la gasolina, debido a que es el combustible para transporte que más 
ampliamente es usado en nuestro país, sin embargo su elaboración no es fácil ya que 
para entregar el producto a los consumidores, es necesario el empleo de diversos y 
complicados procesos y tecnologías, según veremos más adelante. 
El crudo del cual se obtiene la gasolina, contiene compuestos que no son hidrocarburos 
tales como sal, metales y azufre. El contenido de azufre varía de acuerdo al lugar de 
origen del crudo, sin embargo, se puede decir que la gasolina que se obtiene en la 
destilación primaria, contiene alrededor de 800 partes por millón en peso. Aunado a lo 
anterior, se tiene que esta gasolina sólo alcanza un número de octano de más o menos 
57 RON, siendo la especificación del producto final superior al número de 80 RON. 
Para alcanzar la especificación de octano, la gasolina primaria se envía al procesode 
reformación catalítica, pero antes debe ser desulfurada en un proceso de 
hidrotratamiento en presencia de un catalizador cuyos metales activos pueden ser 
cobalto y molibdeno. 
El proceso de hidrotratamiento consiste en calentar la gasolina a aproximadamente 280 
ºC junto con una corriente de hidrógeno y hacerlos pasar a través de un lecho fijo de 
catalizador, el cual permite la remoción del azufre hasta dejar en la gasolina 
únicamente alrededor de 0.1 partes por millón. En estas condiciones, la gasolina está 
adecuada para pasar al proceso de reformación. 
Para llevar a cabo la reformación de la gasolina, es necesario elevar su temperatura 
hasta 480 ºC y hacerla pasar por hasta cuatro lechos fijos de un catalizador 
conteniendo platino como metal activo; la razón por la cual es necesario conducirla por 
varios lechos catalíticos, es que en cada lecho se llevan a cabo diferentes reacciones 
químicas que transforman diferentes familias de hidrocarburos, además de que 
después de cada lecho, es necesario volver a elevar la temperatura de la corriente en 
virtud de que las reacciones son endotérmicas, es decir, que la corriente se enfría al 
paso por cada uno de estos. En este proceso y dependiendo de la severidad con la cual 
se trate la corriente, se pueden alcanzar valores de octano hasta de 100, sin embargo, 
la severidad se ajusta de tal forma que el octanaje de la refinería como un todo se 
encuentre balanceado de acuerdo a las cantidades de gasolinas que se tengan 
programadas producir. 
Hasta ahora solamente se ha descrito una ruta de preparación de gasolina, sin 
embargo, existen otras fuentes y otros procesos para este fin, tal es el caso de la 
gasolina proveniente del proceso de desintegración catalítica fluida FCC (fluid catalytic 
cracking), en el cual se alimenta una corriente de gasóleos de vacío mezclados con 
gasóleo pesado primario y mediante el rompimiento de las moléculas de hidrocarburo 
propiciado por temperatura de alrededor de 515 ºC y un catalizador a base de alúmina 
conteniendo una zeolita, permite obtener una gama de productos que van desde 
metano y etano, hasta el aceite decantado que se usa en la preparación de 
combustóleo, produciendo asimismo gas licuado, olefinas de cuatro átomos de carbono 
(C4), de cinco átomos de carbono (C5), gasolina y aceite cíclico ligero. Esta gasolina 
catalítica tiene un octano de aproximadamente 90 puntos RON, por lo cual es un 
excelente componente de la mezcla final, salvo por su contenido de azufre que también 
es alto y limita su proporción en la gasolina final en función del valor límite especificado 
para este contaminante. 
Con las corrientes mencionadas, se formulan las gasolinas finales que Petróleos 
Mexicanos pone a la venta en las Estaciones de Servicio y la proporción en que 
participan depende de las características de las mismas, así como de las 
especificaciones que deben cumplir las gasolinas finales entre las cuales son dignas de 
mención, el número de octanaje, la presión de vapor, el contenido de azufre, de 
aromáticos, de olefinas y temperatura final de ebullición. 
b. Descripción del Sector de Hidrotratamiento: Hidrodesulfuración 
El petróleo crudo alimentado a la refinería es sometido a una primera destilación a 
presión atmosférica, de donde se obtienen las fracciones siguientes: gases ligeros, 
nafta ligera no estabilizada, keroseno, gasóleo atmosférico y crudo residual. Este último 
es enviado a una segunda destilación, en esta ocasión “al vacío”, de donde se 
obtendrán gasóleo al vacío y combustóleo residual. 
En las plantas hidrotratadoras de residuales (HDR) se procesa el combustóleo residual 
a condiciones severas de operación, obteniendo gases ligeros, gasolina, gasóleos y 
coque. 
Los gasóleos que se producen en las destilaciones atmosférica y al vacío, así como los 
procedentes de la planta HDR son enviados a las plantas de craqueo catalítico en lecho 
fluidizado (FCC) e hidrocraqueo (HC). En estas plantas las moléculas pesadas y largas 
son divididas en compuestos de menos peso molecular y puntos de ebullición en el 
rango de la gasolina y el diesel. De igual manera, los gasóleos serán procesados para 
generar aceites lubricantes. 
Todas las naftas ligeras obtenidas en las destilaciones, el HDR y el craqueo son 
alimentadas a las unidades de isomerización, donde se producirán moléculas 
ramificadas, i.e. isómeros con un mayor octanaje. 
En el caso de las naftas pesadas se cuenta con las plantas reformadoras, cuyos 
productos, mezclados, formarán la gasolina Magna y la gasolina Premium. 
Sin embargo, y de acuerdo al caso que atañe esta investigación, todas las naftas 
tratadas en las isomerizadoras y, sobretodo, en las reformadoras, han de ser sometidas 
a un proceso previo de hidrodesulfuración. Para los productos alimentados a las 
reformadoras, las plantas Hidrodesulfuradoras (HDS) son de suma importancia porque 
el catalizador utilizado en las primeras es extremadamente delicado y sensible a 
compuestos de azufre y nitrógeno por ejemplo. 
Los gases ligeros obtenidos en las destilaciones anteriores son separados en la sección 
de recuperación de vapores. Esta separación lleva a la obtención del gas combustible, 
gas licuado de petróleo, hidrocarburos insaturados, butanos e isobutanos. 
Por último, en las unidades de alquilación se hacen reaccionar los isobutanos con 
olefinas en presencia de ácido sulfúrico o fluorhídrico para obtener isoparafinas con un 
punto de ebullición en el rango de la gasolina. Este producto es conocido como 
alquilado de alto octanaje. 
Al sector de hidrotratamiento entran tres corrientes principales, que serán 
hidrodesulfuradas a lo largo de todo el proceso, a saber: 
 Nafta atmosférica de plantas primarias 
 Destilados Intermedios de L.B. 
 Gasóleo de vacío de L.B. 
La corriente de nafta atmosférica original de las plantas primarias de destilación entra 
directamente a la Unidad Hidrodesulfuradora de Naftas (U-400). Esta misma unidad 
también es alimentada por corrientes de gasolina originaria de las Unidades de 
Hidrodesulfuración de Destilados Intermedios (U-700 y U-800), así como del hidrógeno 
resultante de la Unidad Reformadora de Naftas (U-500). En esta planta se habrán de 
producir corrientes de gasolinas que derivaran a la U-500 para ser reformadas, a la 
Unidad de Tratamiento y Fraccionamiento (U–600) y a los límites de batería. Las 
corrientes amargas, tanto líquidas como gaseosas, se envían a la U-600 para su 
tratamiento con DEA. Por último, la U-400 también produce pentanos y hexanos, que 
son enviados tanto a la Unidad de Isomerización (U-300) como a la U-600. 
La corriente de pentanos y hexanos enviada a la U-300 es procesada para obtener 
isómeros que irán a mezclado y a ventas. Esta unidad sólo recibe la alimentación de la 
U-400. 
La única alimentación que recibe la U-500 será reformada para obtener cinco corrientes 
principales. Una de ellas se envía al Sistema de Gas Combustible. La nafta reformada 
se envía a los límites de batería y los gases licuables serán tratados en la U-600. La U-
500 produce dos corrientes de hidrógeno, que son enviadas una a las U-700 y U-800, 
así como a la U-400. 
En la Unidad de Tratamiento y Fraccionamiento U-600 se llevan a cabo cuatro procesos 
distintos: en un principio, las corrientes amargas se reciben en la Planta de Tratamiento 
con DEA (acrónimo de Di-Etanol-Amina) y la única corriente ácida se trata en la Planta 
de Tratamiento Cáustico. De esta última planta se envía todo el producto directamente 
la Planta de Fraccionamiento de Ligeros. Aquí se producirán propanos, n-butanos, i-
butanos y gases combustibles que después serán enviados a los límites de batería. La 
Planta de Tratamiento con DEA envía una corriente que será tratada cáusticamente, así 
como dos corrientes de gases: una de gas dulce, directamente a los límites de batería, 
y otra de gas ácido que será recibida en la Planta de Recuperaciónde Azufre (U-200). 
Por último, en la U-600 se habrán de fraccionar dos corrientes originales de la U-400 
para resultar salidas de pentanos y hexanos, gasolvente, gas nafta y gasolinas. Todas 
éstas son enviadas a los límites de batería. 
Por último, en las Unidades de Destilados Intermedios U-700 y U-800 se habrán de 
procesar –a partir del hidrógeno producido en la Reformadora U-500- el gasóleo de 
vacío (U-700) y los destilados intermedios (U-800). En el caso de la U-700 se obtiene 
gasóleo desulfurado hacia los límites de batería, gasolinas que alimentan la U-400 y 
gas amargo para tratarse en la U-600. La U-800 también produce gasolinas para la U-
400 y gases para la U-600 y diesel nacional hacia los límites de batería. 
En el mismo sector se encuentra la Hidrodesulfuradora de Diesel Profunda (HDD-5), 
que recibe diesel con altos contenidos de azufre. El producto de esta unidad será diesel 
con 0.05% de azufre. 
Todo el azufre eliminado en las diferentes unidades del Sector es enviado a la Planta 
Recuperadora de Azufre No. 1, cuyo objetivo es el de convertir el ácido sulfhídrico 
contenido en las corrientes gaseosas efluentes en azufre. 
c. Descripción de cada unidad1 
PLANTA DE ISOMERIZACIÓN DE PENTANOS Y HEXANO (U-300)2 
Los pentanos y hexanos de bajo octano obtenidos en la Unidad 600 se isomerizan para 
obtener un mayor índice de octano. Así, los productos serán los isómeros de los 
pentanos y hexanos y una gasolina de alto octano. A continuación se presenta el 
número de octano para los pentanos y hexanos en su molécula normal y su isómero: 
 
Tabla. 3.1 Contenido de C5 y C6 en función del número de octano. 
La reacción principal que se espera tener en esta planta es la hidroisomerización 
catalítica de parafinas. Sin embargo, también se presentan reacciones secundarias: 
 Rompimiento del anillo nafténico: la conversión regular de anillos a parafinas es 
del 20% al 40%. 
 
1 De acuerdo a lo que involucra a esta investigación, se omitirán las descripciones de la Planta 
Recuperadora de Azufre así como de la Hidrodesulfuradora de Diesel Profunda. 
2 HERNANDEZ TORRES SERGIO ESTEBAN, Estudio de riesgos y operabilidad y análisis de consecuencias de una 
planta isomerizadora de pentanos y hexanos, México, 2000, UNAM. 
NORMAL ISÓMERO
Pentano (C5) 61.70 92.30
Hexano (C6) 24.80 73.40
Número de Octano (RON)
 Isomerización de naftenos. 
 Saturación de benceno. 
 Hidrodesintegración: los productos principales son el metano, etano, propano y 
butano. 
En esta planta se encuentran cuatro secciones principales, a saber: 
 Sección de Compresión y Secado de Hidrógeno. 
 Sección de secado de Pentanos/Hexanos. 
 Sección de reacción. 
 Sección de estabilización. 
La corriente de hidrógeno de reposición, procedente de la Planta Reformadora de 
Naftas (U-500), se envía a los Secadores de H2, donde la humedad contenida en el gas 
es absorbida. Esto, para evitar la desactivación permanente del catalizador a causa del 
agua. Estos secadores son operados en serie, excepto en la etapa de regeneración del 
catalizador, cuando sólo opera un único equipo. 
La otra corriente de alimentación a esta Planta es la corriente de pentanos y hexanos 
proveniente de la Planta Hidrodesulfuradora de Naftas (U-400). Para retener el azufre 
contenido en la corriente, con el fin de proteger el catalizador de la desactivación del 
catalizador por azufre, ésta pasa por un Tanque de Guarda de Azufre. De aquí se 
introduce en los Secadores de alimentación líquida. De manera similar a la corriente de 
hidrógeno, de la corriente de hidrocarburos también se debe de eliminar la humedad. 
Previa combinación de las corrientes de H2 e hidrocarburos, se inyecta una pequeña 
cantidad de percloroetileno (Cl) como promotor de la reacción de isomerización. 
Entonces, la corriente es enviada a los Reactores de Isomerización. 
La corriente de salida del reactor, que es bifásica en ese momento, se envía a una 
Torre Estabilizadora. Los domos de esta Torre se dividen y se envían uno a la 
recirculación de la misma Torre y otro a una Torre de Lavado Cáustico de Gas. En ésta 
torre se obtendrán principalmente gases (metano, etano, propano) enviados a la red de 
gas combustible de la Refinería. Por otro lado, los fondos de la Torre Estabilizadora son 
mezclados con los fondos del primer secador. Esta corriente se divide: una corriente 
será enviada como recirculación al primer secador y otra corriente, rica en producto 
isómero, se envía a almacenamiento. 
PLANTA HIDRODESULFURADORA DE GASOLINA (U-400)3 
Los procesos que conforman a este sector se inician con la eliminación de azufre, 
oxígeno, nitrógeno, cloro, metales y olefinas de la gasolina primaria, mediante un 
proceso de hidrogenación catalítica. En esta planta se obtiene gas seco, gas licuado, 
pentano y gasolina desulfurada que debe presentar 0.2 ppm como contenido máximo 
de azufre. 
La hidrodesulfuración es un proceso de refinación catalítica, cuyos objetivos son 
descomponer los compuestos de orgánicos con azufre, oxígeno, nitrógeno y otros a 
partir de una corriente de hidrógeno, así como saturar las olefinas presentes en las 
corrientes de gasolina. 
Las reacciones presentes en este proceso son: 
 Saturación de olefinas con producción de parafinas y naftenos. 
 Hidrogenación de los compuestos de azufre con producción de parafinas y H2S. 
 Hidrogenación de los compuestos de nitrógeno con producción de parafinas y 
amoniaco. 
 Eliminación de oxígeno por producción de hidrocarburos y agua. 
El reactor de esta planta trabaja con un catalizador de tipo bimetálico a base de Co/Mo. 
De la separación de los productos, la corriente rica en hidrógeno será recirculada a la 
alimentación mientras que el excedente se envía a tratamiento como gas amargo. Al 
final se obtendrán corrientes ricas en gas amargo, butanos y ligeros y nafta desulfurada 
y desbutanizada. 
Las corrientes de alimentación, tanto la nafta atmosférica como la gasolina de las U-700 
y U-800, son mezcladas y enviadas al Reactor de Hidrodesulfuración. Antes de ser 
alimentada al Reactor, a la corriente se le añade el Hidrógeno proveniente de la Planta 
Reformadora. 
 
3 ARMENTA DOMINGUEZ ADRIANA, Identificación de los riesgos potenciales para minimizar y controlar los 
riesgos de proceso en la selección de reacción y desbutanizacion en una planta hidrodesulfuradora de 
naftas, México, 2004, UNAM. 
El producto del Reactor se envía a un Separador de Azufre: los gases amargos 
resultantes se dividen en una corriente de recirculación al Reactor y otra corriente hacia 
la Planta de Tratamiento de la U-600. Las naftas hidrodesulfuradas se mezclan con las 
naftas provenientes de las Unidades de Hidrodesulfuración de Destilados Intermedios 
para después alimentar la Torre Desbutanizadora. Parte de esta alimentación es 
enviada a alimentación por ser nafta amarga fuera de especificación. 
Los domos de dicha Torre son acumulados y enviados una parte a recirculación y otra 
parte son líquidos amargos enviados a la Planta de Tratamiento de la U-600. Por otra 
parte, los fondos de la Torre se envían a la Torre Desisohexanizadora. 
En la Torre Desisohexanizadora se obtendrán domos ricos en pentanos y hexanos que, 
tras ser acumulados, serán divididos en tres corrientes: una a recirculación a la misma 
Torre, otra corriente es enviada a la Planta Fraccionadora de Pesados de la U-600 y 
una tercera corriente se envía a la Planta de Isomerización U-300. 
Por último, los fondos de la mencionada Torre son acumulados y divididos en cuatro 
corrientes. La primera es una recirculación a la misma Torre. La segunda es una 
corriente de nafta que va a la Planta Reformadora U-500. La tercera y la cuarta 
corrientes son ricas en hexanos e hidrocarburos más pesados y se envían una a los 
límites de batería y otra a la Planta de Fraccionamiento dePesados de la U-600. 
PLANTA REFORMADORA DE GASOLINAS (NAFTAS) (U-500)4 5 
 La gasolina desulfurada se reforma para obtener una gasolina de alto octanaje (96 
RON), para lo cual se sujeta a una presión y temperatura altas dentro de una serie de 
cuatro reactores de cama catalítica fija y un reactor de cama circulante. Entonces se 
obtendrán gas seco, gas licuado y gasolina reformada. En este caso, el hidrógeno que 
se produce en esta planta se consume en las Plantas Hidrodesulfuradoras de Nafta (U-
400) y Destilados Intermedios (U-700 y U-800). 
El proceso que se lleva acabo se denomina Reformado Catalítico y busca modificar la 
estructura molecular de una mezcla de hidrocarburos para obtener componentes 
 
4 SOLACHE LEÓN FERNANDO, Análisis de riesgo de proceso de una planta reformadora de naftas, México, 
2001, UNAM. 
5 JUAREZ GONZALEZ JOSE GENARO, Análisis de riesgos y operabilidad en el circuito de estabilización 
(unidad 500), de la planta hidrodesulfuradora de naftas I de la refinería Miguel Hidalgo, México, 2001, 
UNAM. 
aromáticos con un mayor número de octano. En este caso es importante mantener el 
craqueo térmico en la menor proporción posible. 
La composición de la alimentación y del producto de una planta reformadora es, por lo 
general: 
 
 
 
 
Tabla 3.2 Composición de la alimentación y el producto en una planta reformadora. 
A partir de la tabla anterior se concluye que las parafinas y naftenos alimentados se 
convierten en aromáticos, donde las reacciones principales son la isomerización y la 
ciclización. Las parafinas se isomerizan y producen naftenos, los cuales, a su vez, son 
deshidrogenados para formar aromáticos. Las olefinas alimentadas son saturadas y, 
por ende, convertidas en parafinas. 
Las tres reacciones principales en el proceso de reformación son: 
 Reacciones de deshidrogenación: reacciones altamente endotérmicas y tienen la 
rapidez de reacción más alta de todas las reacciones presentes en la unidad de 
reformación. 
 Reacciones de isomerización: aunque la isomerización de parafinas y 
ciclopentanos presenta un producto con un octanaje menor que el de los 
aromáticos, los isómeros obtenidos tienen un octanaje mayor que el de los 
compuestos originales. 
 Reacciones de hidrocraqueo: estas reacciones tienen la menor rapidez de 
reacción, por lo que ocurren al final de la reformación. 
La alimentación previamente hidrotratada y el hidrógeno de recirculación son 
calentados antes de ser introducidos al reactor. 
Componentes Alimentación (%mol) Producto(%mol) 
Parafinas 45 – 55 30 – 50 
Olefinas 0 – 2 0 
Naftenos 30 – 40 5 – 10 
Aromáticos 5 – 10 45 – 60 
Una vez que la alimentación ha pasado por todas las diferentes etapas del reactor y las 
reacciones se han llevado a cabo, la primera separación de los productos es la de los 
gases, la cual se realiza a una presión baja. La mezcla gaseosa resultante se comprime 
y es reincorporada al efluente líquido. Esta carga líquida se vuelve a separar, esta vez 
es el hidrógeno lo que se desprende. Éste es dividido en dos corrientes diferentes: la 
primera es recirculada y mezclada con la carga hidrotratada y que alimenta al reactor; 
la segunda corriente es comprimida. Parte del hidrógeno resultante de la primera 
compresión es enviado a la Unidad Hidrodesulfuradora de Naftas (U-400), mientras que 
a la otra fracción se le eliminan los hidrocarburos condensados. El hidrógeno gaseoso 
resultante de esta separación se vuelve a comprimir y es enviado a la 
Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios (U-700 y U-800). 
Entonces, la gasolina líquida se envía a la torre estabilizadora. Los domos de ésta 
presentan una composición de gases ligeros, en su mayoría metano, propano y butano. 
Por otro lado, los fondos son enfriados y enviados a los límites de batería como 
producto final reformado. 
El catalizador regenerado es introducido por la parte superior del primer reactor de 
reformación y fluye a causa de la gravedad hacia los reactores inferiores. La 
alimentación se introduce por el exterior del cilindro y entra en contacto de manera 
radial con el catalizador hacia el centro del reactor. Por la parte inferior del equipo se 
retira el catalizador desactivado y envejecido. Éste será enviado al regenerador 
continuo de catalizador para reducirlo y acidificarlos antes de regresarlo al primer 
reactor. 
El catalizador es de platino y renio, soportado en sílica-alúmina. El renio permite 
trabajar a presiones bajas y da estabilidad al catalizador, mientras que el platino se 
utiliza como sitio catalítico para las reacciones de hidrogenación y deshidrogenación. 
Por otro lado, la sílica-alúmina provee a las reacciones de isomerización, ciclización e 
hidrocraqueo de un sitio ácido. 
 
PLANTA DE TRATAMIENTO Y FRACCIONAMIENTO DE HIDROCARBUROS (U-600)6 
 
6 JIMENEZ GALLEGOS VIANEY, Análisis de riesgos y operabilidad en el circuito de tratamiento con DEA 
(unidad 600), de la planta hidrodesulfuradora de naftas I de la refinería Miguel Hidalgo, México, 2001 
En esta planta se fraccionarán los hidrocarburos ligeros y pesados. Para ello se cuenta 
con un tratamiento de gases y líquidos con amina. Los productos principales son gas 
seco, gas ácido, propano, isobutano, butano, isopentano, pentano, hexano, gas nafta, 
gasolvente y gasolina incolora. 
La U-600 se divide en cuatro secciones: 
 Sección de Tratamiento Cáustico 
 Sección de Tratamiento con DEA 
 Sección de Fraccionamiento de Ligeros 
 Sección de Fraccionamiento de Pesados 
En la primera sección, de tratamiento cáustico, se habrán de tratar los domos de la 
Torre Desbutanizadora de la Planta Reformadora de Naftas U-500. Para ello se utiliza 
una solución de sosa 25Be. La única corriente resultante es enviada directamente a la 
Sección de Tratamiento de Ligeros. 
En la Sección de Tratamiento con DEA se reciben tres corrientes gaseosas amargas, 
procedentes de las Plantas Hidrodesulfuradoras de Destilados Intermedios U-700 y U-
800 así como de la Planta Hidrodesulfuradora de Naftas U-400. La mezcla de estos tres 
orígenes gaseosos es enviada a un Separador de Gas Amargo para separar las 
posibles impurezas líquidas. Los gases se alimentan al Absorbedor de Gas Ácido para 
ser tratados con la solución de dietanolamina. El gas dulce resultante se envía a los 
límites de batería, mientras que los fondos se acumulan en un Separador de 
Hidrocarburos. 
Esta misma Sección recibe una corriente de gasolinas amargas provenientes de la U-
400, que es alimentada a la Torre Endulzadora de Hidrocarburos Líquidos. Los fondos 
son enviados al ya nombrado Separador de Hidrocarburos, mientras que los domos se 
mandan a un acumulador para enviar una corriente de hidrocarburos a la Sección de 
Fraccionamiento de Ligeros. 
La solución de DEA gastada se envía a una Torre Reactivadora de DEA, cuyos domos 
son divididos en una recirculación y una corriente de gas ácido que se envía a la Planta 
Recuperadora de Azufre U-200. La DEA reactiva es recirculada en la misma Sección. 
 
 
La corriente de alimentación proveniente de la Sección de Tratamiento con DEA es la 
única alimentación a la Sección de Fraccionamiento de Ligeros. En esta Sección los 
hidrocarburos son expuestos a tres etapas de separación. 
En la primera etapa, una Torre Despropanizadora recibe la corriente de alimentación: 
los fondos son ricos en butanos y se dividen para enviar una corriente a los límites de 
batería y otra a la tercera etapa de separación; los domos se condensan parcialmente, 
tal que los gases se almacenan como gas combustible y los líquidos se dividen en una 
recirculación y una alimentación a la segunda etapa. Aquella entra a una Torre 
Desetanizadoracuyos fondos son ricos en propano y enviados a los límites de batería. 
Los domos de esta Torre son acumulados para ser parcialmente condensados: los 
líquidos se recirculan y los gases se unen a la corriente enviada al sistema de gas 
combustible de la refinería. 
En la tercera etapa, la corriente de los fondos de la Torre Despropanizadora es 
alimentada a una Torre Desisobutanizadora: los domos serán ricos en isobutano, los 
fondos en n-butano. Ambas corrientes son enviadas a los límites de batería. 
Por último, la Sección de Fraccionamiento de Pesados cuenta con una Torre 
Desisopentanizadora y dos Torres Fraccionadoras. La alimentación proveniente de los 
domos de la Torre Desisohexanizadora de la U-400. Los fondos son ricos en n-pentano 
e isohexano y enviados a los límites de batería. Por otro lado, los domos son 
acumulados para recircularse en una parte y producir una corriente de isopentanos 
para los límites de batería. Paralelamente, los fondos de la Torre Desisohexanizadora 
de la U-400 se reciben en la primera Torre Fraccionadora para obtener en los domos 
gasolvente directamente a los límites de batería. Los fondos son enviados a la segunda 
Torre Fraccionadora, de la cual se separan gasolinas de los domos y gas nafta de los 
fondos, ambos a los límites de batería. 
PLANTA HIDRODESULFURADORA DE DESTILADOS INTERMEDIOS (U-700 y U-
8007) 
El objetivo de la planta U - 700 es el de eliminar los compuestos de azufre, oxígeno y 
nitrógeno principalmente de los destilados intermedios, i.e. de la turbosina, kerosina y 
 
7 PEÑA GONZÁLEZ DOMINGO ARTURO, Análisis técnico-económico para la optimización de la sección de 
estabilización de la planta hidrodesulfuradora de diesel en Tula, Hgo. , México, 1996. 
diesel. Para este fin se aplica una hidrogenación catalítica y se obtiene gas seco, 
gasolina amarga y turbosina. 
La U-800 mantiene el mismo objetivo que la unidad 700, sin embargo aquí los 
productos obtenidos son gas seco, gasolina amarga y diesel. 
El proceso para ambas plantas es muy similar, siendo sólo diferentes los compuestos 
que en ellas se tratan. 
La alimentación principal de la U-800 es diesel de los límites de batería y se mezcla con 
el hidrógeno de reposición de la Planta Reformadora y con el hidrógeno de 
recirculación. La mezcla entra al reactor, donde se efectuarán las reacciones de 
hidrogenación. En el caso de la U-700, la alimentación contiene principalmente 
destilados intermedios desde los límites de batería. 
El efluente se lava para eliminar las posibles sales de amonio. El lavado implica una 
disminución en la temperatura que ayuda a la separación de las fases gaseosa y 
líquida. Los gases son ricos en hidrógeno y habrán de ser recirculados hacia la entrada 
del reactor. El excedente en ambas plantas se envía como una corriente de gas amargo 
hacia la Planta de Tratamiento en la unidad U-600. 
Por otro lado, la corriente líquida se envía a la Torre Agotadora para separar los gases 
incondensables, como el ácido sulfhídrico e hidrocarburos ligeros, de los hidrocarburos 
pesados. Los domos resultantes de esa separación se envían como una corriente de 
gas amargo hacia la Planta de Tratamiento U-600. De manera similar, los fondos de la 
Torre Agotadora (hidrocarburos y agua) se separan primero por densidad, eliminando el 
agua. La mezcla de hidrocarburos se envía a la Torre Fraccionadora, donde se 
obtendrá una corriente de ligeros –propano y butanos- que se condensará. Entonces, la 
corriente gaseosa amarga final es enviada a desfogue y los condensados se mandan a 
la Planta Hidrodesulfuradora de Naftas U-400. 
De la misma Torre Fraccionadora se obtiene, en los fondos, una corriente de 
hidrocarburos pesados denominada Diesel Nacional, que se envía al límite de batería. 
En la planta U-700 el producto final será gasóleo desulfurado que se envía también a 
los límites de batería. 
 
4. Desarrollo del proyecto 
a. Recopilación de datos 
Para la realización de este proyecto fue necesario contar con los datos de 
diseño del sector de hidrotratamiento. En un principio, la información 
recabada y de la cual se planeaba recopilar los datos para los cálculos 
necesarios iba a ser obtenida a partir de los diagramas de flujo de proceso 
(DFP) y diagramas de tubería e instrumentación (DTI). Sin embargo, a lo 
largo de los años estos diagramas han sido modificados de acuerdo a los 
cambios que han sufrido los procesos a lo largo del tiempo. Estos diferentes 
cambios han sido registrados de diferentes maneras, creando información 
duplicada, incorrecta u obsoleta. 
El primer paso fue la digitalización de todos los planos existentes del sector. 
Al inicio se optó por la fotografía digital para obtener las imágenes. En este 
caso se debe enfatizar que la presentación física de algunos planos no 
permitió la obtención de imágenes claras y nítidas, tal que alguna 
información pudo perderse. Por ello, fue necesario escanear los planos para 
evitar perder detalles. Este método ayudó mucho más para recopilar la 
información necesaria. 
Para terminar con el recopilado de información, se creó una lista1 de los 
diagramas de proceso y los diagramas de tubería e instrumentación para 
cada una de las unidades del sector de hidrotratamiento. En este punto se 
decidió excluir dos de las ocho Plantas: la Planta de Recuperación de 
Azufre y la Planta Hidrodesulfuradora de Diesel Profunda, pues ambas 
plantas cuentan con desfogues que no influenciarían las decisiones a tomar 
a partir del análisis aquí presente. 
Entonces se decidió calcular el ahorro de energía a partir de las Plantas: 
 Planta de Isomerización de Pentanos y Hexano (U-300) 
 Planta Hidrodesulfuradora de Gasolina (U-400) 
 Planta Reformadora de Gasolinas (Naftas) (U-500) 
 Planta de Tratamiento y Fraccionamiento de Hidrocarburos (U-600) 
 
1 Anexo I. Lista de Diagramas de Flujo de Proceso (DFP) y de Tubería e Instrumentación (DTI). 
 
 Planta Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios (U-700) 
 Planta Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios (U-800) 
Sin embargo, las modificaciones al proceso también crearon problemas al 
leer los DFPs de estas plantas. Por ello, y para continuar con los cálculos, 
se usó la información reportada en las mismas tesis utilizadas para describir 
el proceso de cada sector. 
Los diagramas de flujo de proceso (DFPs) se utilizaron para conocer el 
proceso de cada una de las unidades. Para facilitar el manejo de la 
información, una vez creados los archivos digitales de los diferentes planos, 
se elaboraron diagramas de bloques de cada unidad. Esto, con el fin de 
visualizar mejor las corrientes que presentan salidas a los desfogues y 
proponer de manera correcta los balances de materia de los mismos. Todos 
los diagramas de bloques se encuentran en el Anexo II. Así mismo, se 
presenta el diagrama de bloques de proceso del Sector 8 (con las unidades 
arriba mencionadas) y las corrientes de entrada y salida. 
Las concentraciones de cada una de las corrientes se obtuvieron a partir de 
los datos reportados en las diferentes tesis ya citadas en las descripciones 
de cada unidad. En el caso de la Unidad 700, donde no se localizó alguna 
investigación previa, se decidió utilizar los datos indicados en el DFP de 
dicha unidad. 
b. Balances de materia para el Sector de Hidrotratamiento 
El balance de materia en el sector de hidrotratamiento fue obtenido en un 
principio de los DFPs. Sin embargo, al no arrojar resultados confiables por 
las razones ya mencionadas, se decidió complementar con la reportada en 
las tesis. 
En primera instancia se decidió trabajar en unidades de masa, ya que no se 
conocían las conversiones de las reacciones presentes en cada unidad. A 
partir del DBP del sector se creó un sistema de ecuaciones, de manera que 
al final se cuenta con 14 ecuaciones y 45 variables,por lo que fue necesario 
definir 31 corrientes para poder resolver el sistema de ecuaciones. 
 
El balance de materia desarrollado se encuentra en las Memorias de 
Cálculo, así como los resultados obtenidos se presentan tabulados en el 
Anexo III. 
c. Localización de corrientes de desfogue y PSV 
Las corrientes de desfogue principales también se obtuvieron a partir de los 
DFPs de cada unidad y están indicados en sus respectivos DBP en el 
mismo Anexo II. 
En el Anexo V se presenta un Diagrama de Distribución de Desfogues para 
el sector completo. A partir de este diagrama es posible identificar de 
manera global las diferentes corrientes de desfogue así como las corrientes 
de proceso que pueden fluir por cada desfogue. 
A partir de este análisis, tanto global como unitario, se enlistaron las 20 
corrientes de desfogue presentes en el sector, así como la composición 
general de cada uno: 
Desfogue Composición general 
I N2, Percloroetileno 
II Gas combustible 
III C5-C6 
IV iC5 
V Naftas y Gasolinas HDS 
VI C5-C6 
VII Gas combustible 
VIII Desfogue ácido 
IX Desfogue ácido 
X Gas combustible 
XI Gas combustible 
XII Gas combustible 
XIII iC4 
XIV Gasolvente 
XV Gasóleo 
XVI Naftas HDS 
XVII Gas amargo 
XVIII Destilados Intermedios 
XIX Naftas HDS 
XX Gas amargo 
Tabla 4.1 Desfogues y descripción de composición. 
Por otro lado, se sabe que las válvulas de seguridad por presión (PSV por 
sus siglas en inglés) envían la corriente de escape hacia los desfogues del 
sector. Por ello, era también muy importante definir dónde se encontraban 
dichas válvulas para poder proponer la reingeniería de estas corrientes. 
 
Todas las PSVs se encuentran reportadas en los DTIs de cada unidad, de 
manera que cada DTI fue rediseñado tal que se ubicaran los equipos, las 
corrientes y las PSVs. Los 44 diagramas se encuentran reportados en el 
Anexo IV. 
De todas las válvulas de seguridad por presión que se localizaron a lo largo 
del sector, 57 de ellas tienen el escape al piso o a la atmósfera. Es decir, los 
gases que pudiesen desfogarse en estas válvulas no son considerados 
como contaminantes directamente al medio ambiente (para las PSVs con 
salida atmosférica) o el escape de dichos instrumentos se envía 
directamente al drenaje líquido. En cualquiera de los dos casos, su 
composición no es de incumbencia a esta investigación por no cumplir con 
los criterios de catalogación. 
Por otro lado, 4 válvulas corresponden a las válvulas de seguridad que 
regulan la salida de los desfogues. Dichos controles también fueron 
descartados para la evaluación en proceso puesto que sería insistente 
asignarles una corriente de desfogue si ya tienen una per se. 
También se localizaron 85 válvulas de seguridad por presión en las 
corrientes que se dirigen directamente al sistema de gas combustible de 
toda la refinería. Al igual que con las 4 válvulas anteriores, una reubicación 
de estas válvulas sería inútil. 
Por último, 20 válvulas se localizan en las entradas o salidas de los 
intercambiadores de calor o turbinas, por lo que regulan el desfogue de las 
líneas de vapor. Estas válvulas tampoco fue necesario el reubicarlas por no 
influir en el objetivo de esta investigación. 
Es decir, todas las válvulas localizadas ya cuentan con una salida a la 
corriente de desfogue por lo que la inclusión de éstas en el análisis general 
fue descartada por considerarse redundante. Sólo en los casos en los que 
una PSV conectase corrientes diferentes que resultaran en una única 
corriente de desfogue (como se ejemplifica más abajo), entonces dichas 
válvulas fueron consideradas en la composición de la corriente de desfogue. 
 
De acuerdo a la localización tanto de las corrientes de desfogue como de 
las válvulas, se creó un diagrama de distribución de desfogues.2 En este 
diagrama se puede observar cuáles desfogues reciben qué composición, en 
función de las corrientes originales. Así mismo, también se encausaron las 
válvulas a los desfogues correspondientes, de acuerdo a la composición 
que se manejaba en ambos casos (válvulas y desfogues). 
De los 20 desfogues localizados, siete desfogues (I, VIII, IX, XVII y XX) 
presentan concentraciones sulfurosas: 
Corriente II VIII IX X XVII XX 
Composición fracc. mol fracc. mol fracc. mol fracc. mol fracc. mol fracc. mol 
Ácido Sulfhídrico 0.00 0.01 0.02 0.02 0.03 0.03 
Agua 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02 0.02 
Comp. de Azufre 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 
Etano 0.08 0.17 0.06 0.06 0.00 0.01 
Hidrógeno 0.52 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 
i-Butano 0.13 0.20 0.00 0.00 0.02 0.02 
i-Hexano 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 
i-Pentano 0.04 0.00 0.00 0.00 0.12 0.10 
Metano 0.07 0.31 0.90 0.90 0.00 0.00 
n-Butano 0.03 0.22 0.00 0.00 0.02 0.02 
C6 + 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 
C5 + 0.00 0.00 0.00 0.00 0.78 0.79 
Propano 0.13 0.09 0.02 0.02 0.01 0.02 
Tabla. 4.2 Corrientes de desfogue ácidas y amargas. 
En el caso del desfogue I, las concentraciones son básicamente de 
nitrógeno y percloroetileno. También en la unidad 300 se ubica el desfogue 
II, con una concentración amarga desfogando el último tanque de drene FA-
311, de donde se obtiene una solución cáustica gastada que se envía a 
tratamiento de efluentes. En la Planta de Tratamiento con DEA se ubica el 
desfogue X, en el Tanque de Drene HA-612, y también es una corriente 
amarga. La corriente de desfogue VIII es una corriente gaseosa ácida, 
proveniente del tanque de almacenamiento FA-601. En esta misma planta 
se encuentra en el desfogue XI, en el tanque FA-604, y también es una 
corriente gaseosa ácida. Por otro lado, los desfogues XVII y XX son ambos 
corrientes gaseosas amargas, con orígenes en el último tanque de 
recirculación de las Plantas Hidrodesulfuradoras de Destilados Intermedios. 
 
2 Anexo V. Diagrama de Distribución de Desfogues. 
 
Existen 9 desfogues en fase líquida (III, IV, V, VI, XIV, XV, XVI, XVIII y XIX). 
De estos, 7 corrientes de desfogue cuentan con concentraciones altas en 
pentanos y hexanos hidrodesulfurados: 
 
Corriente III IV V VI XVI XVIII XIX 
Composición fracc. mol fracc. mol fracc. mol fracc. mol fracc. mol fracc. mol fracc. mol 
Ácido 
Sulfhídrico 
0.00 0.00 0.00 0.00 0.09 0.00 0.00 
Agua 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 
Comp. de 
Azufre 
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 
Etano 0.00 0.00 0.00 0.00 0.05 0.00 0.07 
Hidrógeno 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.77 
i-Butano 0.00 0.00 0.05 0.00 0.02 0.00 0.02 
i-Hexano 0.00 0.15 0.07 0.01 0.00 0.00 0.00 
i-Pentano 0.11 0.75 0.02 0.10 0.00 0.00 0.00 
Metano 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 0.00 0.08 
n-Butano 0.00 0.00 0.07 0.00 0.01 0.00 0.01 
C6 + 0.00 0.02 0.25 0.50 0.73 1.00 0.00 
C5 + 0.89 0.09 0.54 0.38 0.00 0.00 0.00 
Propano 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.04 
Tabla. 4.3 Corrientes de desfogue líquidas. 
 
El desfogue III se localiza en el tanque de almacenamiento FA-300 de la 
Planta Isomerizadora. Las corrientes de desfogue IV, V y VI se ubican en el 
proceso de Hidrodesulfuración de Naftas (U-400). Los otros tres desfogues 
(XVI, XVIII y XIX) se encuentran en las Plantas de Hidrodesulfuración de 
Destilados Intermedios, la primera en la unidad 700 y las otras dos 
pertenecen al proceso de la unidad 800. 
 
En los otros dos desfogues líquidos fluyen compuestos más pesados que 
las naftas antes mencionadas, como lo son el gasóleo y el gasolvente3: 
 
 
 
 
3 Recordemos que en esta investigación, estas mezclas se clasificaron como “n-Hexano +”. 
 
Corriente XIV XV 
Composición fracc. mol fracc. mol 
Ácido Sulfhídrico 0.00 0.00 
Agua 0.00 0.00 
Comp. de Azufre 0.00 0.00 
Etano 0.00 0.00 
Hidrógeno 0.00 0.00 
i-Butano 0.00 0.00 
i-Hexano 0.21 0.00 
i-Pentano 0.00 0.00 
Metano 0.00 0.00 
n-Butano 0.00 0.00 
C6 + 0.79 1.00 
C5 + 0.00 0.00 
Propano 0.00 0.00 
Tabla. 4.4 Corrientes de desfogue líquidas pesadas.La corriente de desfogue CV libera la alimentación de gasóleo que entra a 
la Unidad 700. Mientras, el desfogue XIV se localiza en la corriente de 
salida de la Unidad 600 que fluye rica en gasolvente. 
Por último, a lo largo de todo el sector de hidrotratamiento se encontraron 
cuatro corrientes de desfogue cuyas compuestos fluyen en fase gaseosa: 
Corriente VII XI XII XIII 
Composición fracc. mol fracc. mol fracc. mol fracc. mol 
Ácido Sulfhídrico 0.00 0.00 0.00 0.00 
Agua 0.00 0.00 0.00 0.00 
Comp. de Azufre 0.00 0.00 0.00 0.00 
Etano 0.65 0.04 0.04 0.00 
Hidrógeno 0.00 0.00 0.00 0.00 
i-Butano 0.03 0.27 0.35 1.00 
i-Hexano 0.00 0.00 0.00 0.00 
i-Pentano 0.01 0.00 0.00 0.00 
Metano 0.13 0.11 0.14 0.00 
n-Butano 0.08 0.35 0.44 0.00 
C6 + 0.01 0.00 0.00 0.00 
C5 + 0.00 0.00 0.00 0.00 
Propano 0.10 0.23 0.04 0.00 
Tabla. 4.5 Corrientes de desfogue gaseosas. 
La siguiente corriente de desfogue, VII, se halla situada en la corriente 9 (U-
500), por donde fluye gas enviado directamente al sistema de gas 
combustible. 
El resto de las corrientes, XI, XII y XII, también están localizadas en la 
Unidad 600, específicamente en la Sección de Fraccionamiento de Ligeros. 
Cada uno de los desfogues está instalado en los tres diferentes tanques de 
 
recirculación ubicados a la salida de los domos de las tres respectivas 
torres fraccionadoras. El desfogue XI coincide en concentración con la 
entrada de la Torre Desetanizadora, por lo que su concentración varía entre 
el metano y el propano. Así, la corriente de desfogue XII coincide con los 
domos de dicha Torre, tal que su mayor concentración es en gas 
combustible. Por último, el desfogue XIII contiene básicamente isobutanos, 
que son los domos de la Torre Desisobutanizadora. 
d. Criterios y propuesta de catálogo de naturalezas químicas 
El propósito de esta investigación es la de proponer un catálogo de 
corrientes en función de la naturaleza química predominante en cada una 
de las corrientes de desfogue, a fin de elegir cuáles de estas corrientes 
pueden ser reutilizados en otras áreas de la refinería y disminuir así la 
emisión de GEI. 
Conforme a los procesos que se realizan en este sector, se puede observar 
que primordialmente se manejan los siguientes compuestos: 
 Hidrógeno. 
 Gas natural (metano y etano). 
 Gas L.P. (propano y butano) a combustible. 
 Naftas (pentanos, hexanos y más). 
 Gases amargos (gases con alto contenido de azufre). 
Esta observación permite proponer clasificar los desfogues de igual manera 
y poder enviarlos de acuerdo a las indicaciones que cada corriente necesite. 
En el caso de los desfogues ricos en hidrógeno, éstos pueden ser enviados 
hacia las corrientes de hidrógeno de baja calidad. Como se trata de una 
corriente de segundo uso, estos desfogues no pueden ser utilizados en 
plantas donde el hidrógeno utilizado necesite cierto grado de pureza. Sin 
embargo, el reúso de hidrógeno es muy importante pues se ha observado 
que en el sector se está utilizando más hidrógeno de reposición del 
esperado en el diseño inicial. 
 
También se propone enviar las corrientes de desfogue con alto contenido 
de gases naturales a los tanques de almacenamiento, puesto que se trata 
de un producto importante durante el proceso de refinación. El enviar dichas 
corrientes a los tanques puede implicar un ahorro económico importante y 
una disminución sustancial en la emisión de GEI. 
Por otra parte, las corrientes de desfogue ricas en gases licuados (Gas L.P.) 
podrán ser enviadas al sistema de combustible de la misma refinería, i.e. al 
área de calderas. Este hecho implicaría un ahorro en los consumos de 
combustible y la reducción de emisiones GEI en los quemadores. 
En el caso de las corrientes de naftas, se trata de corrientes líquidas que 
pueden ser enviadas a las corrientes de crudo, como una recirculación a la 
alimentación de las destilaciones primarias. 
De esta manera, las corrientes con gases amargos serían las únicas que se 
enviarían a los quemadores. Esto porque ya no pueden ser usados a causa 
de su alto contenido en compuestos azufrados. 
A partir de este catálogo, se pueden clasificar las corrientes de desfogue de 
acuerdo a su naturaleza. 
En el caso de los desfogues con altas concentraciones de azufre (I, VIII, IX, 
XVII y XX), no existe otra opción que continuar enviándolos a los 
quemadores elevados, como ya se explicó anteriormente. 
En cuanto a los desfogues líquidos también ya arriba descritos, éstos serían 
catalogados como corrientes de naftas y con ello, recirculados a los tanques 
de almacenamiento de crudo de la refinería. 
Las corrientes de desfogue VII y XII, cuyo contenido es alto en metanos y 
etanos, se habría de dirigir a los tanques de almacenamiento de gas 
natural. 
De manera similar, los desfogues XI y XIII se propone enviarlos a 
almacenamiento de G.L.P., puesto que son ricos en propanos y butanos. 
 
 
e. Evaluación calorífica de las corrientes 
La evaluación calorífica se realizó únicamente para los desfogues que 
presentaran composiciones altas de gas natural y ligeros, pues serían las 
únicas corrientes que en algún momento serían quemadas. 
Para poder evaluar el poder calorífico de las diferentes corrientes a 
desfogue se crearon matrices de incidencia para cada unidad. Una vez 
conocidas estas incidencias la siguiente acción a tomar es la de evaluar el 
poder calorífico de cada una de las corrientes de desfogue. 
Para ello, se presenta una reacción de combustión donde toda la corriente 
sea convertida en dióxido de carbono (CO2) y agua (H2O). En el Anexo VI 
se presenta la lista de reacciones que ocurrirían, así como los datos de 
calor de combustión de cada uno de los compuestos. 
Para cada reacción posible dentro de una sola corriente se calculó el calor 
que se produciría durante la combustión y la suma de todas las reacciones 
resultaría en el poder calorífico de la corriente. Dicho poder, dividido entre el 
flujo molar de la corriente equivale al poder calorífico que brinda un mol del 
combustible, en este caso un mol de la mezcla que va por esa corriente. El 
tratamiento numérico que conlleva esta evaluación calorífica se presenta en 
las Memorias de Cálculo, así como los resultados con los diferentes 
poderes caloríficos se reportaron en el Anexo VII. 
Al analizar la lista con los poderes caloríficos de cada una de las corrientes, 
se puede ver que al reusar la corriente de desfogue VII se contaría con 3 
388 MJ/hr, considerando un flujo de 24 kmol por hora. Sin embargo, esta no 
es la corriente que mayor energía brinda al sistema. Las corrientes XII y XIII 
producen 231 722 MJ/hr y 58 871 MJ/hr respectivamente al correr un flujo 
de 415 kmol por hora en la corriente XII y 72 kmol por hora en el desfogue 
XIII. 
La corriente de desfogue que menor cantidad de energía produce al 
quemarse es la VII. En el lado opuesto, la corriente XI otorga la mayor 
energía de todas las corrientes de desfogue, al producir 268 534 MJ en una 
hora con un flujo de 525 kmol por hora. 
5. Análisis y conclusiones 
Como ya se habló con anterioridad, una de las mayores fuentes de contaminación 
ambiental es la de las emisiones de gases tipo invernadero. De acuerdo al objetivo del 
proyecto, la hipótesis general del mismo es la de proponer una reingeniería en el 
sistema de desfogues de un sector de hidrotratamiento en una refinería. 
En dicho sector se presenta una problemática de fugas en las corrientes que van a 
desfogues. Debido a la antigüedad de algunas válvulas y sellos, entre otras cosas, la 
cantidad original, con la cual se hizo el cálculo de materia para el área de desfogues, no 
es la misma actualmente. Estas fugas no son sólo causa de un mal uso del desfogue 
sino que producen más contaminación en el área. 
A partir de los acuerdos realizados en Kioto, en México se han ido proponiendo 
reestructuraciones en la industria para que el país no sea un paíscontaminante y 
pueda participar del mercado de bonos de carbono como vendedor principalmente. En 
este rubro, para pertenecer a este grupo de inversionistas, es necesario que las 
industrias mexicanas se certifiquen como industrias limpias. 
De esta manera, el propósito de este proyecto es el de promover la certificación de la 
refinería, por parte de la CDM de las Naciones Unidades, como una industria mexicana 
comprometida con la reducción de emisiones a la atmósfera y el cuidado del medio 
ambiente. Así, no sólo se reducen la emisión de contaminantes al medio ambiente, sino 
que se optimizarían los recursos energéticos dentro de la misma planta. 
Estas propuestas implicarían no sólo un ahorro en el consumo de materia prima y 
energía entre otros, sino que contribuirían a mantener el compromiso ambiental que 
firmó México en 2005. 
Bajo el escenario propuesto en esta investigación, actualmente se producirían hasta 56 
mil millones de toneladas de dióxido de carbono anualmente tan sólo de quemar las 
veinte corrientes de desfogue que existen en el sector de hidrotratamiento analizado. 1 
En estas corrientes se están quemando aproximadamente 1 700 toneladas por hora de 
compuestos líquidos que pueden ser reutilizados fácilmente en las áreas de destilación 
primaria, aumentando así la producción de materias de alto valor como lo son las 
 
1 Es importante recalcar que esta cantidad implica la combustión de todas las corrientes de desfogue a su 
máxima capacidad. 
 
gasolinas. De la misma manera, se están desperdiciando 52 toneladas por hora de 
gases combustibles que bien pueden ser utilizados en las áreas de calderas de la 
misma refinería. Este reuso no sólo ayudaría a la reducción de emisiones de GEI sino 
también promovería el ahorro de energéticos internos. 
Por último, se puede observar que la reestructura aquí propuesta implica una 
disminución de un poco más del 95% de las emisiones de GEI producidos en el sector 
descrito. Este dato indica que el proyecto es viable desde el punto de vista ecológico. 
Así mismo, abre la posibilidad de un análisis financiero que permita conocer lo que esta 
reducción implicaría en el mercado de créditos de carbonos. 
 
Diagrama de Bloques del Sector de Hidrotratamiento con Propuesta de Desfogues 
 
6. Referencias bibliográficas 
 
Blibliografía  
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climático: una visión desde México, México, Instituto Nacional de Ecología, 
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Madrid, 2003. 
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from fossil fuel combustion, CDM – Executive Board EB 32, Anexo 9, 
UNFCCC/CCNUCC, página 1. 
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scenario and demonstrate additionality (Version 02.1), Combined tool to 
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 JIMÉNEZ LEÓN L., Ingeniería de proyectos para plantas de proceso, 
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accesorios y tuberías, Div. de Ingeniería de Crane, McGraw-ill, México, 
1992. 
 
 
 
 
 
Tesis  
 MOSQUEDA RODRÍGUEZ ELÍZABETH VIRGINIA, Análisis de los 
Inventarios de Emisiones de CO2 para la Zona Metropolitana de la Ciudad 
de México, México, UNAM, 2008. 
 LÓPEZ RAMIREZ COLUMBA JULIETA, Evaluación para el control y 
reducción de riesgos en una planta recuperadora de azufre, México, UNAM, 
2004. 
 SOLACHE LEÓN FERNANDO, Análisis de riesgo de proceso de una planta 
reformadora de naftas, México, UNAM, 2001. 
 HERNANDEZ TORRES SERGIO ESTEBAN, Estudio de riesgos y 
operabilidad y análisis de consecuencias de una planta isomerizadora de 
pentanos y hexanos, México, UNAM, 2000. 
 ARMENTA DOMINGUEZ ADRIANA, Identificación de los riesgos 
potenciales para minimizar y controlar los riesgos de proceso en la 
selección de reacción y desbutanizacion en una planta hidrodesulfuradora 
de naftas, México, UNAM, 2004. 
 JUAREZ GONZALEZ JOSE GENARO, Análisis de riesgos y operabilidad 
en el circuito de estabilización (unidad 500), de la planta hidrodesulfuradora 
de naftas I de la refinería Miguel Hidalgo, México, UNAM, 2001. 
 JIMENEZ GALLEGOS VIANEY, Análisis de riesgos y operabilidad en el 
circuito de tratamiento con DEA (unidad 600), de la planta 
hidrodesulfuradora de naftas I de la refinería Miguel Hidalgo, México, 
UNAM, 2001. 
 PEÑA GONZÁLEZ DOMINGO ARTURO, Análisis técnico-económico para 
la optimización de la sección de estabilización de la planta 
hidrodesulfuradora de diesel en Tula, Hidalgo, México, UNAM, 1996. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ANEXOS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Anexo I. Lista de Diagramas de Flujo de Proceso (DFP) y de Tubería e 
Instrumentación (DTI) 
Planta Isomerizadora de Pentanos y Hexanos U-300 
 Sección de gas seco y regenerante 
 Cama de azufre 
 Sección de gas de alimentación 
 Sección de tanque de balance 
 Rebombeo de sosa cáustica al 10% 
 Sistema de recuperación de condensados 
 Almacenamiento de isómero 
 Inyección de percloroetileno 
 Sección de depuración de red de gas cáustico 
 Sección de estabilización 
 Secciones de tanque de balance FA-300 y tanque de almacenamiento 
de isómero producto 
 Sección del reactor 
 Sección de alimentación líquida al secador 
Planta Hidrodesulfuradora de Naftas U-400 
 Precalentamiento de aire del calentador a fuego BA-402 
 Primera sección de fraccionamiento 
 Sección de compresión 
 Sección de precalentamiento y reacción 
 Adecuación de la planta HDS de naftas No. 2 para obtención de carga a 
isomerización 
 Plano de notas generales, leyendas y símbolos 
 Primera sección de fraccionamiento 
 Unidad HDS de naftas No. 2 
 Sección de fraccionamiento 
 Sección de fraccionamiento 
 Sistema precalentamiento de aire del calentador a fuego BA-401 
 Sistema precalentamiento de aire del calentador a fuego BA-403 
 
 
Planta Reformadora de Naftas U-500 
 Sección de precalentamiento de aire, convección e instrumentación del 
horno BA-501 A/D 
 Separación y compresión de gases de recirculación 
 Sección de compresión 
 Sección de compresión 
 Compresión de aire de regeneración 
 Diagrama de líneas de retrolavado, HDS's, reformadora y tratadora-
fraccionadora 
 Sección de generación de vapor 
 Sección de estabilización 
 Sección de calentamiento y reacción 
 Sistema de precalentamiento de aire del horno BA-502 
 Condensador de superficie. Sistema de vacío 
 Sección de compresión 
Planta de Tratamiento y Fraccionamiento U-600 
 Sección de fraccionamiento de despropanizadora 
 Detalles de sello de la bomba 
 Distribución de agua de enfriamiento 
 Sección de fraccionamiento de isobutano 
 Sección de fraccionamiento de etanos 
 Sección de fraccionamiento de despropanizadora 
 Distribución de instrumentación de aire 
 Distribución del vapor y condensado 
 Sección de fraccionamiento de ligeros 
 Sección de tratamiento cáustico 
 Sección de fraccionamiento de ligeros 
 Sección de fraccionamiento de pesados 
 Sección de almacenamiento y regeneración 
 Sección de tratamiento con DEA 
Planta Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-700 
 Sección de agotamiento I 
 Sección