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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA 
QUÍMICA E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS 
 
ANÁLISIS DE LA PROBLEMÁTICA EN LA UNIDAD PRODUCTORA 
DE HIDRÓGENO DE LA REFINERÍA “GENERAL LÁZARO 
CÁRDENAS DEL RÍO”, POR CAMBIO DE COMPOSICIÓN. 
 
T E S I S 
 
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
 
INGENIERO QUÍMICO INDUSTRIAL 
 
PRESENTA 
 
LUIS FERNANDO ENCISO ROSALES 
 
MÉXICO, D.F. 2012 
http://www.pdfcomplete.com/cms/hppl/tabid/108/Default.aspx?r=q8b3uige22
i 
 
Contenido 
Índice de Tablas ........................................................................................................................................ iii 
Índice de Figuras ....................................................................................................................................... iv 
Resumen ..................................................................................................................................................... 1 
Introducción ............................................................................................................................................... 3 
Planteamiento del Problema ................................................................................................................ 3 
Objetivo General ................................................................................................................................... 4 
Objetivos Particulares ........................................................................................................................... 4 
Alcances y Limitaciones ........................................................................................................................ 4 
Capítulo 1 . Generalidades ........................................................................................................................ 6 
1.1. Hidrógeno ....................................................................................................................................... 7 
1.2. Métodos de Producción de Hidrógeno......................................................................................... 9 
1.2.1. Hidrógeno a Partir de Metales ............................................................................................. 10 
1.2.2. Ciclos Termoquímicos ........................................................................................................... 11 
1.2.3. Electrólisis.............................................................................................................................. 11 
1.2.4. Biomasa ................................................................................................................................. 12 
1.2.5. Oxidación Parcial de Hidrocarburos .................................................................................... 13 
1.2.6. Reformación de Gas Natural ................................................................................................ 15 
1.3. Usos del Hidrógeno ...................................................................................................................... 16 
1.4. Hidrógeno en la Industria Petrolera ........................................................................................... 17 
1.4.1. Hidrodesulfuración (HDS)..................................................................................................... 17 
1.4.2. Hidrodesnitrogenación (HDN) ............................................................................................. 19 
1.4.3. Hidrodesoxigenación (HDO) ................................................................................................. 20 
1.4.4. Hidrodesmetalización (HDM) ............................................................................................... 20 
1.4.5. Hidrogenólisis o Hydrocracking ........................................................................................... 20 
1.5. Reconfiguración de Refinerías..................................................................................................... 21 
1.6. Reconfiguración Minatitlán ......................................................................................................... 22 
1.7. Planta de Hidrógeno de Minatitlán............................................................................................. 23 
1.7.1. Descripción de Proceso ........................................................................................................ 24 
1.7.2. Precalentamiento del Gas Natural y Desulfuración ........................................................... 25 
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1.7.3. Reformación del Gas Natural ............................................................................................... 25 
1.7.4. Sistema de Combustión de Reformador ............................................................................. 26 
1.7.5. Recuperación de Calor del Gas Reformado y Conversión de CO ...................................... 27 
1.7.6. Purificación de la Corriente Proveniente de los Convertidores ........................................ 28 
1.7.7. Compresión de Hidrógeno ................................................................................................... 28 
1.7.8. Sistema de Generación de Vapor ........................................................................................ 28 
Capítulo 2 . Simulación con Información de Diseño. Caso A ................................................................ 29 
2.1. Desarrollo de Simulación ............................................................................................................. 29 
2.2. Resultados .................................................................................................................................... 41 
2.2.1. Comparación de las Cargas Térmicas de los Intercambiadores ........................................ 43 
2.2.2. Comparación de la Concentración de Productos Principales de las Reacciones ............. 43 
2.2.3. Comparación de Flujo en los Separadores .......................................................................... 45 
Capítulo 3 . Simulación con Composición Actual de Alimentación. Caso B......................................... 46 
3.1. Desarrollo de Simulación ............................................................................................................. 46 
3.2. Resultados .................................................................................................................................... 49 
3.2.1. Comparación de las Cargas Térmicas de los Intercambiadores de Calor ......................... 49 
3.2.2. Comparación de las Capacidades Caloríficas y Gasto Másico ........................................... 50 
3.2.3. Comparación de la Producción de Hidrógeno y Amoníaco ............................................... 51 
Capítulo 4 . Simulaciones de Propuestas de Estudio ............................................................................ 54 
4.1. Primera Propuesta de Estudio. Reducción Flujos de Alimentación. Caso C ............................ 54 
4.2. Segunda Propuesta de Estudio. Producción de 48MMPCSD de Hidrógeno. Caso D ............... 56 
Capítulo 5 . Análisis de Resultados ......................................................................................................... 59 
5.1. Comparación de las Cargas Térmicas de los Intercambiadores de Calor................................. 59 
5.1.1. Comparación del Caso A (Caso Base) vs Caso B (Cambio de Composición) ..................... 59 
5.1.2. Comparación del Caso A (Caso Base) vs Caso C (Reducción de los Flujos de 
Alimentación) .................................................................................................................................. 63 
5.1.3. Comparación del Caso A (Caso Base) vs Caso D (Aumento de los Flujosde 
Alimentación) .................................................................................................................................. 66 
5.2. Comparación de la Concentración de Contaminantes en los Equipos Flash y a la Salida de los 
Reactores ............................................................................................................................................. 68 
5.2.1. Comparación del Caso A vs Caso B, Caso C y Caso D ......................................................... 69 
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iii 
 
5.3. Comparación de Diferentes Flujos de Vapor en el Deaereador para Obtener una Buena 
Separación de Amoníaco .................................................................................................................... 71 
Conclusiones ............................................................................................................................................ 73 
Bibliografía ............................................................................................................................................... 75 
 
Índice de Tablas 
Tabla 0.1. Resumen de Cambio de Condiciones en los Casos de Simulación. ...................................... 2 
Tabla 1.1. Orden de Metales por Facilidad de Producción de Hidrógeno. [6] .................................... 11 
Tabla 2.1. Composición de Alimentación de Gas Natural..................................................................... 29 
Tabla 2.2. Análisis de los Componentes en Fase Vapor en el Equipo D-108 con Diferentes 
Ecuaciones de Estado...................................................................................................................... 31 
Tabla 2.3. Análisis de los Componentes en Fase Vapor en el Equipo D-106 con Diferentes 
Ecuaciones de Estado...................................................................................................................... 32 
Tabla 2.4. Análisis de los Componentes en Fase Vapor en el Equipo D-107 con Diferentes 
Ecuaciones de Estado...................................................................................................................... 32 
Tabla 2.5. Reacciones en el Reformador................................................................................................ 35 
Tabla 2.6. Reacciones en el Convertidor de CO. .................................................................................... 36 
Tabla 3.1. Composición de la Alimentación de Gas Natural. ................................................................ 46 
Tabla 3.2. Reacciones en el Reformador................................................................................................ 47 
Tabla 3.3. Reacciones en el Convertidor de CO. .................................................................................... 48 
Tabla 4.1. Composición de la Alimentación de Gas Natural. ................................................................ 54 
Tabla 4.2. Composición de la Alimentación de Gas Natural. ................................................................ 57 
Tabla 5.1. Condiciones de Operación de los Intercambiadores. Caso A. ............................................ 60 
Tabla 5.2. Condiciones de Operación de los Intercambiadores. Caso B. ............................................. 61 
Tabla 5.3. Condiciones de Operación de los Equipos Flash. Caso A. ................................................... 62 
Tabla 5.4. Condiciones de Operación de los Equipos Flash. Caso B..................................................... 62 
Tabla 5.5. Condiciones de Operación de los Intercambiadores del Caso C......................................... 64 
Tabla 5.6. Condiciones de Operación de los Equipos Flash. Caso C..................................................... 65 
Tabla 5.7. Condiciones de Operación de los Intercambiadores del Caso D. ....................................... 66 
Tabla 5.8. Condiciones de Operación de los Equipos Flash. Caso D. ................................................... 67 
Tabla 5.9. Resumen de Cambio de Condiciones en los Casos de Simulación. .................................... 71 
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iv 
 
 
Índice de Figuras 
Figura 1.1. Relación Carbón-Hidrógeno en Combustibles. [3] ............................................................... 7 
Figura 1.2. Métodos de Obtención de Hidrógeno. [4] ............................................................................ 8 
Figura 1.3. Principales Usos del Hidrógeno. [4] ....................................................................................... 8 
Figura 1.4. Principales Vías de Producción de Hidrógeno. [12]............................................................ 10 
Figura 1.5.Proceso Electrolítico. [7] ....................................................................................................... 12 
Figura 1.6. Diagrama de Flujo de Producción de Hidrógeno 
por Oxidación Parcial de Hidrocarburos. [7] ................................................................................. 14 
Figura 1.7. Compuestos Sulfurados más Representativos. [13] ........................................................... 18 
Figura 1.8.Compuestos Nitrogenados más Representativos. [13] ....................................................... 19 
Figura 1.9. Refinerías en México. [14].................................................................................................... 22 
Figura 2.1. Diagrama de Flujo de Diseño, Planta de Hidrógeno. .......................................................... 30 
Figura 2.2. Separadores D-108, D-106, D107. ....................................................................................... 31 
Figura 2.3. Alimentación de Gas Natural a Proceso. ............................................................................. 33 
Figura 2.4. Mezclador de Vapor y Gas Natural. ..................................................................................... 33 
Figura 2.5.Diseño Original Sección de Reformación. ............................................................................ 34 
Figura 2.6. Simulación de la Sección de Reformación. ......................................................................... 34 
Figura 2.7. Enfriador E-106. .................................................................................................................... 35 
Figura 2.8. Simulación de Reactor. ......................................................................................................... 36 
Figura 2.9. Intercambiadores E-107 y E-108. ......................................................................................... 37 
Figura 2.11. Simulación del Equipo E-108. ............................................................................................. 37 
Figura 2.10. Diseño Original del Equipo E-108 ...................................................................................... 37 
Figura 2.12. Intercambiador E-107. ........................................................................................................ 38 
Figura 2.13. Intercambiador E-108. ........................................................................................................ 38 
Figura 2.14. Soloaire EA-101. .................................................................................................................. 39 
Figura 2.15. Separador D-106. ................................................................................................................ 39 
Figura 2.16. Intercambiador E-112 y Separador D-107. ....................................................................... 40 
Figura 2.17. Diseño Original de Deaereador..........................................................................................40 
Figura 2.18. Simulación del Deaereador. ............................................................................................... 40 
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v 
 
Figura 2.19. Diagrama de la Simulación. ................................................................................................ 42 
Figura 2.20. Comparación de las Cargas Térmicas de los Intercambiadores. ..................................... 43 
Figura 2.21. Comparación de CO2 a la Salida de los Reactores. ........................................................... 44 
Figura 2.22. Comparación de Contenido de Hidrógeno a la Salida de los Reactores. ........................ 44 
Figura 2.23. Comparación de Agua Condensada en los Equipos Flash. ............................................... 45 
Figura 3.1.Comparación de las Cargas Térmicas de los Intercambiadores. ........................................ 50 
Figura 3.2. Capacidades Caloríficas en las Corrientes 
de Entrada y Salida de los Reactores. ............................................................................................ 51 
Figura 3.3. Comparación de Flujos a la Salida de los Reactores. .......................................................... 51 
Figura 3.4. Comparación del Contenido de Hidrógeno a la Salida de los Reactores. ......................... 52 
Figura 3.5. Comparación del Contenido del Amoníaco a la Salida de los Reactores. ......................... 53 
Figura 5.1. Comparación de las Cargas Térmicas de los Intercambiadores Caso A vs Caso B. .......... 61 
Figura 5.2. Comparación de Condensados en los Equipos Flash. Caso A vs Caso B. .......................... 63 
Figura 5.3. Comparación de Vapor en los Equipos Flash. Caso A vs Caso B. ....................................... 63 
Figura 5.4.Comparación de las Cargas Térmicas de los Intercambiadores Caso A vs Caso C. ........... 64 
Figura 5.5. Comparación de Condensados en los Equipos Flash. Caso A vs Caso C. .......................... 65 
Figura 5.6. Comparación de Vapor en los Equipos Flash. Caso A vs Caso C. ....................................... 66 
Figura 5.7. Comparación de las Cargas Térmicas de los Intercambiadores. Caso A vs Caso D. ......... 67 
Figura 5.8. Comparación de Condensados en los Equipos Flash. Caso A vs Caso D. .......................... 68 
Figura 5.9. Comparación de Vapor en los Equipos Flash. Caso A vs Caso D. ....................................... 68 
Figura 5.10. Contenido de CO2 a la Salida de los Reactores. ................................................................ 69 
Figura 5.11. Contenido de Hidrógeno a la salida de los Reactores. ..................................................... 70 
Figura 5.12. Contenido de Amoníaco a la Salida de los Reactores. ..................................................... 70 
Figura 5.13. Contenido de Amoníaco con Diferente Flujo de Vapor para una Torre Empacada y una 
Torre de Platos para el Caso C........................................................................................................ 72 
Figura 5.14. Contenido de Amoníaco con Diferente Flujo de Vapor para una Torre Empacada y una 
Torre de Platos para el Caso D. ...................................................................................................... 72 
 
 
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1 
 
Resumen 
Se analizó la problemática que se presenta en la planta productora de hidrógeno de la 
refinería “General Lázaro Cárdenas”, en Minatitlán, Veracruz, debido al cambio en la 
composición del gas natural en la alimentación respecto al incremento de nitrógeno, 
empleando el simulador de procesos Aspen-Hysys. 
Este cambió ha tenido las siguientes consecuencias: 
• La formación de amoníaco, ocasionada por la reacción entre el nitrógeno presente 
en el gas natural y el hidrógeno que se forma en las secciones de reacción, 
principalmente en el reactor de conversión de CO, que tiene un catalizador de 
cromo y óxido de fierro. 
• La disminución de hidrocarburos debido al incremento en la composición de 
nitrógeno en el gas natural, por lo que se necesita una mayor cantidad de material 
para lograr la misma producción de hidrógeno. 
• La contaminación del agua de proceso, debido a la alta solubilidad del amoníaco en 
esta, presentándose problemas para lograr la separación de la mezcla. Esto ha 
provocado que el agua no pueda ser reutilizada, ya que se podría provocar 
cavitación en las bombas. 
• El incremento en la formación de amoníaco repercute directamente en el 
funcionamiento del deaereador, el cual resulta ineficiente para lograr separar la 
mezcla amoníaco-agua. 
Este análisis se realizó en las secciones de reformación, tren de enfriamiento y separación. 
Las secciones de pretratamiento de gas natural, generación de vapor y purificación de 
hidrógeno (Unidad de paquete adsorción por presión cambiante) no forman parte de este 
estudio, fundamentalmente por no contar con los datos de diseño. 
Los reactores empleados en la producción del hidrógeno (reformación y conversión de 
CO) se simularon como reactores de conversión, considerando conversiones de reacción 
obtenidas de los balances de materia de diseño. 
El estudio se realizó analizando la información de diseño; partiendo de esta se plantearon 
cuatro casos, que se muestran en la tabla 0.1, en los cuales se modificaron las condiciones 
de operación, así como los flujos de alimentación. 
 
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Tabla 0.1. Resumen de Cambio de Condiciones en los Casos de Simulación. 
Condiciones\Caso DISEÑO A B C D 
Alimentación GAS (Sm3/h) 22787 22786 22786 22102 25347 
Composición N2 %mol 1.02 1.02 8.87 8.87 8.87 
Alimentación Vapor (Ton/h) 60.50 60.50 60.50 58.68 67.41 
Producción H2 (MMPCSD) 48 48 42.9 41.8 48 
Carga térmica de equipos Diseño Iguales Aumenta Disminuye Aumenta 
Condiciones de operación Diseño Iguales Iguales Iguales Iguales 
 
Derivado del análisis realizado, se observó que al presentarse un cambio de composición 
en la alimentación de gas natural (aumento de nitrógeno) se provoca una disminución en 
la producción de hidrógeno, además de la formación de amoníaco. Estos factores a su vez 
provocan un déficit en el diseño de los intercambiadores y el deaereador. Al tratar de 
ajustar los flujos para que los equipos no sobrepasen su capacidad máxima de intercambio 
se ve alterada la producción de hidrógeno. Por lo que se propone hacer un estudio 
detallado para el rediseño de los intercambiadores y del deaereador en el que se 
obtengan las condiciones óptimas para la producción deseada de 48 MMPCSD de 
hidrógeno. 
 
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3 
 
Introducción 
En la actualidad el hidrógeno está emergiendo como portador de energía, ya que permite 
un desarrollo compatible con el medio ambiente. Anteriormente el hidrógeno era un 
subproducto intermedio en las compañías petroquímicas y de refinación, ahora estas 
industrias llegan a ser una importante red consumidora de hidrógeno en un esfuerzo por 
reducir la contaminación a través de regulaciones ambientales. Para cumplir con estas 
regulaciones se han construido plantas de reformación de gas natural para producir el 
hidrógeno necesario para las refinerías, ejemplo de ello es la planta de reformación de gas 
natural de la refinería “General Lázaro Cárdenas” Minatitlán, Veracruz. Sin embargo 
debido a la actual tecnología de inyección de nitrógeno en pozos petroleros, ha resultado 
en una alteración en la composición del gas natural, situación que no se tenía 
contemplada en el diseño original de esta planta de reformación. 
Planteamiento del Problema 
En esta tesis se analiza el impacto del aumento de nitrógeno en la composición de gas 
natural, derivado de la inyección de este mismo alos campos petroleros del sureste del 
país, esta inyección de nitrógeno se hace con la finalidad de mejorar la recuperación de 
petróleo crudo. 
Actualmente el contenido de nitrógeno está provocando problemas serios afectando a 
una gran cantidad de procesos sobre todo procesos petroquímicos y del acero. 
En la industria petrolera el aumento de nitrógeno en la composición de gas natural ha 
ocasionado problemas, uno de ellos es motivo de estudio de esta tesis, el impacto que se 
ha tenido en la planta de hidrógeno ha llegado afectar la operación de la planta. 
La planta de hidrógeno de la refinería “General Lázaro Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz 
se ha visto afectada por este aumento. Entre los principales problemas que se tienen son: 
• Al incrementarse el nitrógeno en el gas natural, se ha reducido la composición de 
los hidrocarburos, por lo que reacciona una menor cantidad de material, en 
consecuencia hay una reducción en la producción de hidrógeno. 
• La formación de amoníaco, ocasionada por la reacción entre el nitrógeno presente 
en el gas natural y el hidrógeno que se forma en las secciones de reacción. 
• La contaminación del agua de proceso debido a la alta solubilidad del amoníaco, ha 
derivado en problemas para lograr la separación de la mezcla. Debido a la 
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4 
 
contaminación del agua esta no puede ser reutilizada, ya que podrían presentarse 
problemas de cavitación en las bombas, esta cavitación se debe a la baja presión 
de vapor del amoníaco. 
En base a los problemas presentados anteriormente esta tesis busca hacer un análisis, 
donde se muestre el impacto que se tiene en los equipos, derivado de este cambio de 
composición. 
Objetivo General 
Analizar la problemática que se presenta en la planta productora de hidrógeno de la 
refinería “General Lázaro Cárdenas”, en Minatitlán, Veracruz, debido al cambio de 
composición del gas natural en la alimentación, empleando el simulador de procesos 
Aspen-Hysys. 
Objetivos Particulares 
Presentar el proceso de obtención de hidrógeno a partir de reformación de gas natural. 
Lograr reproducir las condiciones de operación reportadas en el diseño de la planta de 
hidrógeno (presión, temperatura y balances de materia) mediante el uso del simulador 
Hysys. 
Analizar el impacto del incremento de nitrógeno en la composición de gas natural de 
alimentación a la planta de hidrógeno. 
Estudio y análisis del impacto de la formación de amoníaco bajo las condiciones de 
operación de la planta de hidrógeno. 
Realizar una propuesta en la que se busque mantener la producción de 48 MMPCSD de 
hidrógeno. 
Alcances y Limitaciones 
Este estudio analiza la problemática que presenta la planta de hidrógeno de la refinería 
“General Lázaro Cárdenas” en Minatitlán, Veracruz, mediante la simulación de las 
secciones de reacción (reformación y conversión de CO), tren de enfriamiento y 
separación. Las secciones de pretratamiento de gas natural, generación de vapor y 
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purificación de hidrógeno (Unidad de paquete de adsorción por presión cambiante) no 
forman parte de este estudio, fundamentalmente por no contar con los datos de diseño. 
Los reactores empleados en la producción del hidrógeno (reformación y conversión de 
CO) se representaron considerando las conversiones de reacción obtenidas de los 
balances de materia de diseño. 
 
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6 
 
Capítulo 1 . Generalidades 
El hombre a partir del descubrimiento del fuego se volvió dependiente de este, por lo que 
en un principio intento mantenerlo, después intento hacerlo y conservarlo, descubriendo 
diversas maneras para crearlo y mantenerlo mediante el uso de combustibles. El fuego y 
su conservación dieron la pauta para la evolución del ser humano. Hoy en día el fuego 
pasó a ser algo común en nuestra vida diaria, mientras que ha cobrado relevancia el uso 
de combustibles, ya que gracias a ellos contamos con medios de transporte como el tren, 
automóvil, motocicleta, aviones. Sin embargo el consumo desmedido de combustibles ha 
traído como consecuencia problemas de contaminación ambiental, originando la 
búsqueda de un combustible limpio (bajo en emisión de contaminantes). 
Desde mediados del siglo XIX el hombre ha utilizado combustibles sólidos, como la 
madera o carbón, después paso a utilizar combustibles líquidos, como gasolinas y diesel, la 
tendencia actual es utilizar cada vez más combustibles gaseosos, como el gas natural o el 
hidrógeno. 
A estos cambios se les conoce como proceso de descarbonización de la energía, este 
término es empleado por los científicos para referirse a la sustitución progresiva de los 
átomos de carbono por átomos de hidrógeno en cada nueva fuente de energía. Este 
cambio queda reflejado en la figura 1.1. Como se menciona en el párrafo anterior el 
combustible sólido que se utilizaba en épocas anteriores era la madera, la cual tiene diez 
átomos de carbono por cada átomo de hidrógeno. Después del uso de combustibles 
sólidos se utilizaron combustibles líquidos, como el petróleo, que contiene un átomo de 
carbono por cada dos de hidrógeno, mientras que en la actualidad la tendencia es al uso 
de combustibles gaseosos como el gas natural que tiene un átomo de carbono por cada 
cuatro átomos de hidrógeno. 
Esta tendencia es favorable ya que al haber menor cantidad de carbono disminuye la 
formación de dióxido de carbono (CO2) lo que indica que con el paso del tiempo se han 
reducido las emisiones de dióxido de carbono. Por lo tanto la tendencia en cuanto a los 
combustibles tiende a liberarse del carbono para ir, a través del gas natural, hacia el 
consumo de hidrógeno. 
 
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Figura 1.1. Relación Carbón-Hidrógeno en Combustibles. [3] 
1.1. Hidrógeno 
El hidrógeno a temperatura ambiente y presión normal, es un gas incoloro, inodoro, más 
ligero que el aire, es el elemento más ligero y abundante del universo se encuentra en el 
sol y las estrellas, sin embargo en la Tierra este no se encuentra en estado libre, si no 
asociado a otros elementos formando compuestos, esto se debe a su alta reactividad. Es 
por ello que se produce a partir de compuestos como son agua, biomasa, combustibles 
fósiles, entre otros. 
Actualmente cerca del 96% del hidrógeno producido a nivel mundial se obtiene a partir de 
combustibles fósiles, principalmente por reformación de gas natural con vapor, y se 
consume en procesos convencionales de la industria química y petroquímica. Tan solo el 
4% se obtiene por electrólisis, y este se utiliza en aplicaciones que requieren una gran 
pureza del gas. En la figura 1.2 se muestran los principales métodos de obtención de 
hidrógeno. 
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Madera Carbón Petróleo Gas natural
N
úm
er
o 
de
 á
to
m
os
 
Combustibles
 Carbono
 Hidrógeno
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Figura 1.2. Métodos de Obtención de Hidrógeno. [4] 
La producción mundial de hidrógeno es de 400 mil millones de metros cúbicos al año. 
Normalmente el hidrógeno se consume en el lugar en el que se produce, y no se vende al 
mercado. Se utiliza básicamente como materia prima en la producción de amoníaco, 
fertilizantes a base de amoníaco, hidrogenación de aceites orgánicos comestibles, 
cereales, resinas, plásticos, en la refinación del petróleo, en la producción de metales 
(metalurgia) y en la industria electrónica. En la figura 1.3 se muestran los principales 
sectores que hacen uso del hidrógeno. 
 
Figura 1.3. Principales Usos del Hidrógeno. [4] 
Actualmente al hidrógeno se le conoce como vector energético, en medida que puede 
almacenar energía y liberarse posteriormente de forma controlada. En la actualidad muy 
poco hidrógeno se emplea como vector energético, esto ha estado cambiandoya que se 
4%
48%
30%
18%
Electrolisis
Gas natural
Petróleo
Carbón
72%
9%
8%
3%
8%
Química y Petroquímica
Electrónica
Metalúrgica
Aeroespacial
Otras
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9 
 
pretende utilizar como combustible vehicular, lo cual incrementaría la demanda del 
mismo. 
El hidrógeno se obtiene a partir de otras fuentes de energía, las cuales se mencionan a 
continuación: 
Fuentes no renovables: Son aquellas que con el tiempo tienden a acabarse, esto puede ser 
por el ritmo acelerado en el consumo de estas fuentes, dentro de esta clasificación 
tenemos las fuentes de energía primarias y las secundarias. 
• Fuentes de energía primarias: Es toda forma de energía disponible en la naturaleza 
antes de ser convertida o transformada, por lo tanto esta se encuentra en 
cantidades limitadas. Ejemplo de esta fuente de energía son el petróleo, gas 
natural, carbón mineral. 
• Fuentes de energía secundarias: Son aquellas que se obtienen como producto 
intermedio o final de algún proceso en el que se consumen fuentes primarias. 
Ejemplo de esta fuente de energía son las gasolinas, diesel, entre otros productos 
de las refinerías. 
Fuentes renovables: Son aquellas que se regeneran constantemente en la naturaleza sin 
intervención del ser humano, siendo inagotables. Ejemplo de esta fuente son biomasa, 
biogás, entre otros. 
1.2. Métodos de Producción de Hidrógeno 
Como se ha mencionado anteriormente el hidrógeno no se encuentra libre, siempre se 
encuentra combinado con otros compuestos. Por lo tanto es necesario producirlo, algunas 
formas de producción de hidrógeno son: 
• A partir de Metales 
• Ciclos termoquímicos 
• Biomasa 
• Electrólisis 
• Oxidación parcial de hidrocarburos 
• Reformación de gas natural 
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10 
 
En la figura 1.4 se muestran las principales vías de producción de hidrógeno, cada vía tiene 
sus ventajas y desventajas que deben ser consideradas en términos de costo, emisión de 
contaminantes, viabilidad y escala. 
 
Figura 1.4. Principales Vías de Producción de Hidrógeno. [12] 
1.2.1. Hidrógeno a Partir de Metales 
Se puede producir hidrógeno a partir de ácidos si se hace reaccionar ácido clorhídrico 
diluido con virutas de magnesio, teniendo lugar una reacción muy exotérmica con 
producción de gas hidrógeno. Pasado cierto tiempo, el metal se disuelve totalmente. 
Evaporando esta solución queda como residuo una sal blanca, que al combinarse con 
ácido sulfúrico concentrado y bióxido de manganeso se puede obtener cloro gaseoso. La 
reacción que se lleva a cabo para la formación de hidrógeno se puede ver en la 
ecuación 1. 
Mg + 2HCl à Mg Cl2 + H2 (1) 
Se ha estudiado el comportamiento de distintos ácidos diluidos frente a un metal 
determinado, obteniendo que en todos los casos existe formación de hidrógeno aunque 
varía mucho la velocidad de desprendimiento del mismo. En otros metales se ha obtenido 
que la reacción es muy violenta. En la tabla 1.1 se ordenan los metales por la facilidad de 
producción de hidrógeno. 
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11 
 
Tabla 1.1. Orden de Metales por Facilidad de Producción de Hidrógeno. [6] 
K Ca Na Mg Al Zn Fe Ni Pb 
 
A la izquierda de la serie se encuentran los metales con los que hay una reacción violenta 
(K, Ca, Na), incluso con agua llegan a reaccionar formando hidrógeno. Esta forma de 
producción de hidrógeno solamente es a nivel laboratorio. 
1.2.2. Ciclos Termoquímicos 
La producción de hidrógeno mediante la descomposición de agua empleando ciclos 
termoquímicos consiste en descomponer la molécula de agua en los átomos que lo 
constituyen hidrógeno y oxígeno, mediante una serie de reacciones que permiten su 
liberación en etapas diferenciadas. 
EL proceso de descomposición termoquímica de agua requiere de sistemas adicionales, 
implicados generalmente en tres etapas producción de oxígeno, producción de hidrógeno, 
y regeneración de materiales. Estos sistemas se caracterizan por proporcionar cantidades 
apreciables de hidrógeno y oxígeno, sin embargo los elevados niveles térmicos aun 
requeridos para estos procesos hacen necesaria su integración con otros procesos que 
proporcionen la temperatura necesaria. 
Durante los últimos años la producción de hidrógeno mediante ciclos termoquímicos ha 
recibido especial atención debido a la creciente preocupación sobre las fuentes de energía 
y el impacto ambiental asociado a su uso. 
1.2.3. Electrólisis 
Este proceso sólo es rentable actualmente en países donde la electricidad resulta barata, 
ya que este es el factor primordial que determina la producción de hidrógeno por 
electrólisis de agua. 
La electrólisis de agua es un proceso en el cual las moléculas de agua se rompen para 
formar hidrógeno y oxígeno, mediante la aplicación de energía eléctrica. El proceso 
consiste en aplicar una corriente eléctrica continua mediante un par de electrodos 
conectados a una fuente de alimentación eléctrica y sumergida en una disolución. El 
electrodo conectado al polo positivo es llamado ánodo mientras que el electrodo 
conectado al polo negativo es llamado cátodo. En este proceso se utilizan comúnmente 
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12 
 
soluciones de hidróxido de potasio o sodio, para mejorar la conductividad del agua en las 
celdas. La reacción general se puede ver en la ecuación 2. 
Energía eléctrica + H2O à ½ O + H2 + calor (2) 
En la celda electrolítica las reacciones que se llevan a cabo se pueden ver en las 
ecuaciones 3 y 4. 
Ánodo (oxidación): H2O à 1/2O2 + 2H+ + 2e- (3) 
Cátodo (reducción): 2H+ + 2e- àH2 (4) 
La electrólisis no está demasiado extendida, solo cerca del 4% del hidrógeno que se 
produce anualmente procede de la electrólisis, ya que los elevados costos de energía 
eléctrica encarecen el proceso. Sin embargo cabe mencionar que el hidrógeno que se 
obtiene es muy puro y la eficiencia de los electrolizadores es alrededor de 75% en 
términos de electricidad obtenida por unidad de hidrógeno. En la figura 1.5 se muestra un 
esquema del proceso electrolítico. 
 
Figura 1.5.Proceso Electrolítico. [7] 
1.2.4. Biomasa 
La biomasa es cualquier materia de origen orgánico que en el contexto en el que se 
genera no tiene valor económico. La biomasa puede clasificarse dependiendo de su origen 
en residuos agrícolas son las partes del cultivo que no son comerciables, generalmente 
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13 
 
son residuos que se suelen quemar en las propias tierras de labor; residuos forestales son 
las cortezas, ramas y hojas ya sea resultado de la explotación forestal o al cambio de 
estación; residuos ganaderos y residuos agroindustriales producidos por las industrias 
que procesan azucares, cervecerías, destilerías etc. El aprovechamiento energético de la 
biomasa constituye una alternativa particularmente atractiva, ya que se trata de un 
residuo vegetal. 
La biomasa puede ser convertida en hidrógeno a partir de distintos métodos: 
• Gasificación de la biomasa. 
• Pirólisis de la biomasa para formar un bioaceite que puede ser convertido en 
hidrógeno a través de un reformado catalítico de vapor. 
• Fermentación de la materia orgánica por bacterias capaces de producir hidrógeno. 
De estos métodos el de mayor aprovechamiento energético es la gasificación de la 
biomasa, que permite obtener gas de síntesis (CO + H2) mediante las calefacción 
controlada de los residuos a temperaturas de 800-1000°C en presencia de vapor de agua. 
El gas de síntesis obtenido puede utilizarse como fuente de hidrógeno. El vapor de agua 
que se alimenta permite incrementar la producción de hidrógeno. 
A pesar deparecer un método muy atractivo aún falta mucho para que pueda ser 
competitivo a nivel industrial con otros métodos de producción como la reformación de 
gas natural. Para hacer más rentable este método falta desarrollar catalizadores que 
maximicen la producción de hidrógeno y conseguir el máximo agotamiento posible de 
monóxido de carbono en la corriente de hidrógeno, ya que este envenena los electrodos 
en caso de ser usado en pilas de combustible. 
1.2.5. Oxidación Parcial de Hidrocarburos 
Mediante la oxidación parcial se puede obtener hidrógeno de una gran variedad de 
materias primas o de subproductos de otras reacciones. Entre estos se encuentran los 
hidrocarburos, los residuos industriales, el metano, etc. 
Esta es la segunda mayor ruta para producir hidrógeno, mediante la oxidación parcial con 
oxígeno, a temperaturas de 1150-1350°C produciéndose un gas bruto compuesto de 
hidrógeno(H2), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono(CO2) e hidrocarburo sin 
reaccionar. Las reacciones que se llevan a cabo se muestran en las ecuaciones 5 y 6. 
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14 
 
CnHm + 
�
�
 O2à n CO + 
�
�
H2 (5) 
CO + H2O à CO2 +H2 (6) 
La eficiencia obtenida a través de oxidación parcial con hidrocarburos pesados es del 86%, 
para el caso del carbón 50%. La oxidación parcial ofrece ventajas ya que ésta utiliza aire 
como reactivo, sin embargo esta ventaja se contrarresta con una baja producción de 
hidrógeno. En la figura 1.6 se muestra el diagrama de flujo de la producción de hidrógeno 
mediante oxidación parcial de hidrocarburos. 
 
Figura 1.6. Diagrama de Flujo de Producción de Hidrógeno 
por Oxidación Parcial de Hidrocarburos. [7] 
 
A continuación se hará una pequeña descripción del proceso de oxidación parcial. El 
proceso inicia con un pretratamiento, en el que si hay presencia de compuestos azufrados 
en la carga de proceso, con un pretratamiento el azufre se convierte a ácido sulfhídrico 
(H2S), para posteriormente ser removido. Como se mencionó anteriormente los 
hidrocarburos son parcialmente oxidados con oxígeno como se muestra en la reacción de 
la ecuación 5. Para que posteriormente el monóxido de carbono que se obtuvo como 
subproducto de la reacción (ecuación 5), reaccione con el vapor de agua para producir 
hidrógeno y dióxido de carbono como se muestra en la ecuación 6. Adicionalmente se 
remueve el agua de desecho y el dióxido de carbono formado es removido por absorción. 
Entre las desventajas que presenta el proceso de oxidación parcial es su complejidad y 
baja eficiencia, además de requerir de una mayor remoción de dióxido de carbono y la 
necesidad de disponer de grandes cantidades de oxígeno continuamente. Este proceso 
Separador 
de aire 
Gasificación Desulfurización 
Conversión de CO 
(Reacción Shift) 
Purificación 
Aire 
N2 
Azufre 
Gas de 
síntesis 
Hidrocarburos Vapor 
CO2 
H2 
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15 
 
requiere de unidades adicionales tales como una unidad de separación del aire para la 
obtención de oxígeno puro, unidad de desulfurización para remover azufre (S2) y una 
unidad de purificación para separar el dióxido de carbono del hidrógeno. 
1.2.6. Reformación de Gas Natural 
Este es uno de los métodos de mayor aplicación industrial para la producción de 
hidrógeno, utilizando como materia prima el gas natural principalmente, aunque también 
se puede utilizar gas residual de refinería, propano y butano. 
La reformación con vapor de agua de combustibles fósiles es descrita típicamente como se 
muestra en la ecuación 7. 
CnHm + nH2O à n CO + �� +
�
�
��� (7) 
Debido a que los compuestos de azufre envenenan el catalizador utilizado en los reactores 
de reformación de gas natural disminuyendo la conversión de las reacciones, es necesario 
purificar el gas con una unidad desulfuradora. Por lo que se le inyecta hidrógeno a alta 
presión que remueve el azufre convirtiéndolo en ácido sulfhídrico (H2S), para 
posteriormente entrar en contacto con óxido de zinc (ZnO) donde reacciona para ser 
eliminado. Este óxido de zinc tiene un tiempo de vida de tres años aproximadamente, una 
vez agotado este tiempo de vida es necesario hacer un paro de planta para reemplazarlo, 
ya que no hay proceso de regeneración. 
Considerando que el metano (CH4) es el compuesto más abundante en el gas natural, en la 
reformación se producen dos reacciones, la primera reacción es endotérmica y sucede en 
presencia de un catalizador y alta temperatura (ecuación 8). Mientras que la segunda 
reacción es exotérmica (ecuación 6). 
CH4 + H2O à CO + 3 H2 (8) 
CO + H2O à CO2 + H2 (6) 
Las reacción de las ecuaciones 8 y 6 se llevan a cabo en el reformador, en el cual entra la 
corriente de proceso por varios tubos rellenos de catalizador (Cromo-Níquel), en estos 
tubos el vapor de agua reacciona con el metano para producir monóxido de carbono e 
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16 
 
hidrógeno como se ve en la reacción de la ecuación 8, esta es la reacción principal. Al ser 
de tipo endotérmica la energía requerida se suministra por fuera de los tubos quemando 
gas natural. La reacción de la ecuación 6 es de tipo exotérmica y se ve inhibida por el 
suministro de energía al reformador. 
Más adelante en el convertidor, el monóxido de carbono reacciona con vapor de agua 
para producir dióxido de carbono e hidrógeno como se ve en la reacción de la ecuación 6. 
Esta reacción al ser de tipo endotérmica no requiere altas temperaturas. Posteriormente 
la corriente de proceso se enfriara hasta llegar a la unidad de purificación por presión 
cambiante (Pressure Swing Adsorption: PSA) donde se removerá el monóxido de carbono 
(CO) y dióxido de carbono (CO2), obteniéndose una pureza del hidrógeno cercana al 99%. 
En la actualidad este es el método de producción de hidrógeno más económico y más 
utilizado a nivel mundial. 
1.3. Usos del Hidrógeno 
Existen muchas aplicaciones en las que se utiliza el hidrógeno, como se ha visto en las 
secciones anteriores existen diversas formas de producir hidrógeno, unas más económicas 
que otras y en diferentes grados de pureza. Normalmente el hidrógeno se consume en el 
lugar en el que se produce, y no se vende al mercado. Se utiliza básicamente en las 
industrias de fertilizantes, alimenticia, resinas, plásticos, refinación del petróleo, 
metalurgia y en la industria electrónica. 
El hidrógeno se utiliza en tratamientos térmicos que tienen una gran aplicación en la 
industria metalúrgica. En estos procesos el hidrógeno es usado para remover trazas de 
oxígeno, mediante la formación de agua. 
El hidrógeno puede ser utilizado como refrigerante, principalmente en los generadores 
eléctricos los cuales utilizan las propiedades físicas más que su reactividad. La viscosidad 
del hidrógeno reduce la fricción y la generación de calor en los sistemas eléctricos. 
El hidrógeno puede ser utilizado como combustible. El primer uso como combustible del 
hidrógeno fue en la industria aeroespacial, al hacer reaccionar el hidrógeno liquido con 
oxígeno se libera una gran cantidad de energía. Es por ello que actualmente se pretende 
hacer uso del hidrógeno como combustible para automóviles, ya que se considera que es 
un combustible limpio y de mayor eficiencia, esto mediante el uso de celdas de 
combustible. Ya que como se mencionó anteriormente el hidrógeno no es un combustible 
es un portador energético. 
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17 
 
El hidrógenoes utilizado en los fertilizantes para la producción de amoníaco que es la base 
de la mayor parte de los fertilizantes. En la industria alimenticia el hidrógeno se utiliza 
para la hidrogenación de grasas y aceites disminuyendo el grado de insaturación. Esto con 
el objeto de aumentar el punto de fusión y la resistencia a la oxidación para preservarlos 
por largos períodos de tiempo. 
El hidrógeno es utilizado en el procesamiento del petróleo, debido a que actualmente en 
las refinerías se requiere de una mayor calidad de los combustibles y una reducción de 
contaminantes. Ya que a través de una serie de reacciones catalíticas el hidrógeno 
soluciona los problemas en las refinerías produciendo combustibles más refinados, 
hidrogena a los compuestos azufrados y nitrogenados, para posteriormente ser removidos 
como ácido sulfhídrico (H2S) y amoníaco (NH3). El hidrógeno también remueve metales, 
satura olefinas, di olefinas, ciclo-olefinas y aromáticos; isomeriza y fracciona 
hidrocarburos pesados. Como se ha visto el hidrógeno se utiliza para hidroprocesamientos 
los cuales se detallarán más adelante. 
1.4. Uso del Hidrógeno en la Industria Petrolera 
El petróleo está constituido por una mezcla de hidrocarburos, e incluye impurezas como 
agua, sales y sedimentos. Los hidrocarburos están compuestos por carbono e hidrógeno, y 
contienen algunos elementos como oxígeno, nitrógeno y azufre, además de estos 
elementos existe la presencia de asfáltenos (moléculas complejas altamente aromáticas), 
presencia de metales (níquel y vanadio). La proporción de los diferentes hidrocarburos 
que integran el petróleo varía en cada yacimiento. 
Para aprovechar óptimamente el petróleo, es necesario separarlo en diferentes fracciones 
que constituyen los diferentes combustibles. En las refinerías petroleras, las separaciones 
del crudo se efectúan en torres de fraccionamiento. 
En la destilación atmosférica se obtienen los hidrocarburos ligeros por medio de 
calentamiento, aprovechando sus diferentes puntos de ebullición. La mayor parte de los 
productos obtenidos de esta destilación primaria se someten a hidrotratamiento para 
eliminar principalmente azufre y nitrógeno. 
1.4.1. Hidrodesulfuración (HDS) 
El azufre es el heteroátomo junto con el nitrógeno de mayor presencia en el crudo Maya 
(este crudo es el más utilizado en la actualidad en PEMEX). La mayoría del azufre se 
encuentra orgánicamente enlazado y muy poco se encuentra como ácido sulfhídrico y 
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18 
 
azufre elemental. En la figura 1.7 se muestran los compuestos sulfurados más 
representativos que existen en el crudo. 
 
Figura 1.7. Compuestos Sulfurados más Representativos. [13] 
La hidrodesulfuración (HDS) se basa en hacer reaccionar hidrógeno con los compuestos de 
azufre presentes, para formar ácido sulfhídrico, la reacción general se puede ver en la 
ecuación 9. El hidrotratamiento requiere de altas presiones y temperaturas, esta reacción 
se realiza en presencia de un catalizador, entre los más comunes se encuentran 
NiMo/Al2O3 y CoMo/Al2O3. De esta forma se logra remover las impurezas de azufre. 
Compuesto orgánico + H2à Compuesto orgánico + H2S 
 Sulfurado desulfurado 
(9) 
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19 
 
1.4.2. Hidrodesnitrogenación (HDN) 
Este tratamiento busca la disminución de nitrógeno para reducir así la emisión de óxidos 
de nitrógeno (NOx) producidos por la combustión de las fracciones del crudo, además 
evita que los catalizadores usados para el craqueo (rompimiento) catalítico de las 
fracciones pesadas sean envenenados por compuestos nitrogenados poliaromáticos, ya 
que estos compuestos envenenan fácilmente los catalizadores de craqueo catalítico. 
Los compuestos que contienen nitrógeno, y que están presentes en el petróleo se dividen 
en dos grupos: heterocíclicos y no heterocíclico. Los compuestos de nitrógeno no cíclicos 
son las aminas alifáticas y nitrilos estos se encuentran en pequeñas cantidades y se 
desnitrogenan fácilmente. Los compuestos heterocíclicos son los derivados de la anilina 
principalmente, estos compuestos se encuentran en mayor cantidad y son más difíciles de 
remover. Algunos ejemplos de los compuestos nitrogenados más representativos se 
pueden ver en la figura 1.8. 
 
Figura 1.8.Compuestos Nitrogenados más Representativos. [13] 
http://www.pdfcomplete.com/cms/hppl/tabid/108/Default.aspx?r=q8b3uige22
20 
 
La hidrodesnitrogenación (HDN) se basa en hacer reaccionar hidrógeno con los 
compuestos de nitrógeno, en condiciones de presión y temperatura altas, la reacción 
general se puede ver en la ecuación 10, esta reacción se realiza en presencia de un 
catalizador, entre los más comunes se encuentran NiMo/Al2O3 y CoMo/Al2O3. De esta 
forma se logra remover las impurezas de nitrógeno. 
Compuesto orgánico + H2à Compuesto orgánico + NH3 
 Nitrogenado desnitrogenado 
(10) 
1.4.3. Hidrodesoxigenación (HDO) 
La hidrodesoxigenación ocurre simultáneamente con la hidrodesulfuración (HDS) y la 
hidrodesnitrogenación (HDN), sin embargo este tratamiento no ha llamado tanto la 
atención debido a las bajas concentraciones de oxígeno presentes en los crudos. La 
reacción general se muestra en la ecuación 11. 
Compuesto orgánico + H2à Compuesto orgánico + H2O 
 Oxigenado desoxigenado 
(11) 
1.4.4. Hidrodesmetalización (HDM) 
Las reacciones de hidrodesmetalización son importantes, ya que la fracciones pesadas del 
petróleo contienen pequeñas cantidades de metales como níquel (Ni) y vanadio (V) en 
forma de compuestos organometálicos que elevan el punto de ebullición. Las reacciones 
de hidrodesmetalización pueden remover dichos metales a través de la combinación de 
reacciones de hidrogenación, seguida por el rompimiento de enlaces y la deposición de los 
metales sobre la superficie del catalizador, provocando la desactivación del mismo. 
1.4.5. Hydrocracking 
Este proceso consiste en la hidrogenación catalítica de hidrocarburos líquidos bajo 
condiciones en las que un craqueo (rompimiento) térmico es producido. Este proceso es 
muy flexible y puede ser aplicado a un rango amplio de alimentaciones, desde naftas 
ligeras hasta residuos de vacío. El hydrocracking catalítico es usado extensamente en los 
procesos de refinación del petróleo para producir gasolinas de alta calidad, diesel y 
turbosina. 
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Este proceso se lleva a cabo en presencia de hidrógeno a alta presión y en presencia de un 
catalizador. Se busca la conversión de compuestos aromáticos en compuestos de bajo 
peso molecular, mediante el rompimiento de cadenas largas, y evitar la formación de 
coque. Para este tratamiento se requiere de un catalizador con doble función ya que debe 
tener un componente de metal para el hidrotratamiento y un componente ácido para el 
craqueo. 
El propósito del hidrotratamiento es mejorar los productos existentes, transformar los 
productos de una menor a mayor calidad, y convertir las fracciones pesadas en fracciones 
más ligeras, libres de contaminantes, esta última ha convertido al hidrotratamiento el 
principal proceso de eliminación de contaminantes presentes en los combustibles. 
1.5. Reconfiguración de Refinerías 
En 1997 los países industrializados firmaron el protocolo de Kioto, el cual establece entre 
los países que firmaron, que se deberán disminuir las emisiones de gases de efecto 
invernadero al menos al 5% inferior a 1990, entre los años 2008 y 2012. Lo anterior ha 
derivado en la demanda de combustibles de mejor calidad, ocasionando que la industria 
de refinación nacional plantee nuevos esquemas de acción que le permitan aumentar la 
producción de combustibles y la calidad de los mismos. Méxicocuenta con 6 refinerías 
distribuidas a lo largo del territorio nacional como se muestra en la figura 1.9. 
En la actualidad, obtener combustibles que no causen daños al medio ambiente y contar 
con los recursos necesarios para generarlos, ha dado lugar a un cambio en la estructura 
productiva de la refinación del petróleo en México. Otro de los factores de este cambio se 
debe a la legislación ambiental que se establece en la norma NOM-086-SEMARNAT-
SENER-SCFI-2005 las especificaciones para combustibles fósiles, con el objeto de disminuir 
significativamente las emisiones a la atmosfera de contaminantes, por lo que establece 
para las gasolinas un contenido de azufre de 30 ppm en promedio, y para diesel de 15 
ppm promedio. 
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22 
 
Bajo esta legislación de reducción de emisión de contaminantes, la industria petrolera en 
México (PEMEX) implemento un plan de mejoramiento de sus combustibles, en el cual 
contempla la construcción de plantas de postratamiento de gasolinas y diesel para reducir 
su contenido de azufre principalmente; así como plantas auxiliares entre las que incluye la 
planta generadora de hidrógeno, aguas amargas, azufre y regeneradora de aminas. 
Para cumplir con esta normatividad se están construyendo en las 6 refinerías del Sistema 
Nacional de Refinación las siguientes unidades: planta desulfuradora de gasolina catalítica, 
unidad de regeneración de aminas, equipos de bombeo para hidrocarburos, planta de 
aguas amargas y planta de hidrógeno. 
1.6. Reconfiguración Minatitlán 
La refinería “General Lázaro Cárdenas” de Minatitlán, Veracruz, nace en 1906, siendo la 
primera gran refinería de Latinoamérica. La refinería elabora un total de diez productos, 
ocho son combustibles y dos petroquímicos. El área de influencia incluye a los estados de 
Puebla, Veracruz zona sur, Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo, así como parte de 
la demanda del Distrito Federal. 
Figura 1.9. Refinerías en México. [14] 
http://www.pdfcomplete.com/cms/hppl/tabid/108/Default.aspx?r=q8b3uige22
23 
 
La reconfiguración de esta refinería ha permitido un aprovechamiento más adecuado de 
los recursos naturales, ya que con las nuevas plantas es posible obtener, a partir de 
residuales, productos de mayor valor agregado y con menor producción de emisión de 
contaminantes. Los objetivos de esta reconfiguración son: 
• Ampliar la capacidad de procesamiento de crudo de 135 a 246 mil barriles diarios. 
• Incrementar la proporción de manejo de aceites pesados (33% a 71%), materia 
prima que dada su calidad tiene un precio menor al de otros aceites crudos 
disponibles, con un nuevo tren de refinación 100% Maya. 
• Incrementar la producción y mejorar la calidad de gasolina, diesel y otros 
productos destilados. 
• Eliminar el azufre de productos destilados cumpliendo con las normas nacionales e 
internacionales en materia ecológica, recuperar azufre e hidrógeno, obtener 
gasolinas de alto octanaje y menor contenido de azufre. 
• Reducir la producción de combustóleo, cuya demanda va en decremento tanto 
nacional como en el internacionalmente. 
Las plantas que se construyeron en esta reconfiguración son: 
• Servicio Auxiliares. • Hidrodesulfuradora de naftas. 
• Tratamiento de aguas amargas. • Azufre. 
• Destilación combinada. • Hidrógeno. 
• Hidrodesulfuradora de diesel. • Coquizadora. 
• Conversión catalítica. • Regeneradora de aminas. 
• Hidrodesulfuradora de gasóleos. • Alquilación. 
1.7. Planta de Hidrógeno de Minatitlán 
La finalidad de la planta generadora de hidrógeno “U-20000” es la obtención de hidrógeno 
para su utilización en los procesos de hidrogenación en las distintas plantas de 
hidrotratamiento de la refinería, como se ha explicado anteriormente este proceso en la 
actualidad es de suma importancia para la refinación de crudo. 
La planta tiene la capacidad de producir 48 MMPCSD de hidrógeno puro (99.9 % mol) a 
través del proceso de reformación, utilizando gas natural y vapor como materias primas. 
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24 
 
Proceso de reformación de gas natural a partir de vapor de agua para la obtención de 
hidrógeno, visto anteriormente. 
La unidad está constituida por dos trenes en la sección de reformación, con flexibilidad de 
operar cada uno al 50% de capacidad de diseño, y un sistema de recuperación y 
purificación de hidrógeno basado en camas múltiples de absorción a presión cambiante 
(PSA). 
El proceso inicia con un pretratamiento de la corriente de gas natural la cual contiene 
especies azufradas, para ello se mezcla el gas natural que contiene las especies azufradas, 
con hidrógeno, y se introduce a un primer reactor llamado reactor de hidrogenación, 
donde el azufre reacciona con hidrógeno, formando acido sulfhídrico. 
Luego, la corriente de gas natural rico en acido sulfhídrico, pasa a un segundo reactor, 
llamado reactor de desulfuración, en el cual la corriente de gas natural rica en acido 
sulfhídrico entra en contacto con óxido de zinc a través de un lecho, donde reacciona 
formando sulfuro de zinc, el cual se queda en el lecho de óxido de zinc. 
El gas natural tratado se mezcla con vapor de agua, y se introduce al horno reformador 
donde reacciona para formar hidrógeno, monóxido de carbono y dióxido de carbono. Aquí 
se obtiene una corriente rica en hidrógeno, ésta se enfría y luego se introduce al 
convertidor de CO donde el monóxido de carbono y el vapor de agua reaccionan para 
formar dióxido de carbono e hidrógeno. 
En la corriente de salida del convertidor de CO, el vapor de agua presente comienza a 
condensarse y se separa de la corriente rica en hidrógeno, esta corriente es enviada a un 
sistema de purificación de hidrógeno donde se elimina el monóxido de carbono, dióxido 
de carbono y otras impurezas como hidrocarburos y nitrógeno; utilizando un proceso de 
adsorción (PSA), obteniéndose una corriente de hidrógeno de alta pureza, que se 
comprime y se envía al sistema de distribución de hidrógeno de la refinería. 
1.7.1. Descripción de Proceso 
La unidad de hidrógeno está diseñada para procesar 22787 Sm3/h de gas natural con un 
contenido máximo de 7 ppmv de azufre total distribuido en 5 ppm de ácido sulfhídrico 
(H2S) y 2 ppmv de mercaptanos. La planta comprende las siguientes secciones de proceso: 
• Precalentamiento de gas natural y desulfuración. 
• Reformación de gas natural. 
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• Sistema de recuperación de calor del gas reformado y conversión de CO. 
• Purificación de la corriente proveniente de los convertidores. 
• Sistema de generación de vapor. 
• Compresión de hidrógeno. 
1.7.2. Precalentamiento del Gas Natural y Desulfuración 
Se dispone del gas natural en el límite de batería bajo las condiciones descritas 
anteriormente, por lo que el azufre tiene que ser removido para evitar el envenenamiento 
de los catalizadores del reformador. 
El gas natural se envía a un separador, este realiza dos funciones: 
• Combustible del reformador. 
• Materia prima esencial para la producción de hidrógeno. 
Después de la ramificación del gas natural para combustible, la presión del gas para el 
proceso es controlada a 34.3 Kg/cm2 por una válvula de control, esta corriente se calienta 
en el precalentador de alimentación, a la temperatura de desulfuración de 375°C. A esta 
temperatura el azufre, contenido en las especies azufradas, reacciona con hidrógeno para 
formar acido sulfhídrico, en el reactor de hidrogenación en presencia de un catalizador de 
cobalto–molibdeno [8]. 
A la salida del reactor de hidrogenación, el gas natural rico en acido sulfhídrico se 
introduce al reactor de desulfuración, que contiene un lecho de óxido de zinc el cual 
reacciona con el acido sulfhídrico, como se puede ver en la ecuación 12. 
ZnO + H2S à ZnS + H2O (12) 
El sulfurode Zinc (ZnS) queda depositado en el lecho del reactor de desulfuración, y el 
agua que se forma sale junto con el gas natural. El gas natural que deja el reactor tiene un 
contenido de azufre residual de 0.2 ppm. 
1.7.3. Reformación del Gas Natural 
El gas de alimentación desulfurado se divide en dos corrientes y se envía a cada uno de los 
dos trenes de reformación. Después se mezclará vapor de proceso con el gas natural, la 
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26 
 
mezcla se sobrecalienta en los precalentadores hasta los 560°C. La temperatura de 
entrada al reformador se controla con un enfriador. 
Siempre se debe aumentar y establecer el flujo de vapor antes de incrementar el flujo de 
gas natural, a manera de asegurar que la relación vapor/carbono no caerá por debajo de 
la relación del valor de diseño de 3.2 mol/mol, y así evitar la formación de coque en el 
catalizador del reformador, lo cual traería como consecuencia una baja actividad del 
catalizador. 
El gas de alimentación precalentado se distribuye mediante un cabezal de distribución, 
hacia los tubos del reformador colocados en filas paralelas de forma vertical. Cada uno de 
los tubos tiene una longitud de 12 metros con un diámetro interior de 5 pulgadas y están 
llenos con un catalizador de cromo-níquel. 
Dentro de los tubos se llevan simultáneamente las reacciones que se muestran las 
ecuaciones 7, 8 y 6. 
Reacción general: Cn Hm + nH2O à n CO + �� +
�
�
�� � - calor (7) 
Reacción de metano: CH4 + H2O à CO + 3 H2 - calor (8) 
Reacción de conversión: CO + H2O à CO2 + H2 + calor (6) 
Como se puede apreciar las reacciones (7) y (8) son endotérmicas, mientras que la 
reacción (6) es exotérmica. Sin embargo, la reacción es en conjunto endotérmica. 
El gas sale de los tubos a 810°C y 25 Kg/cm2 pasa al sistema del cabezal y de ahí a un 
intercambiador. El reformador es un horno vertical, rectangular de tipo caja, con 
quemadores en el pent-house, con marcos y cubierta de acero y revestimiento de fibra 
cerámica. 
1.7.4. Sistema de Combustión de Reformador 
Debido a que la reacción principal es altamente endotérmica, debe proporcionarse 
externamente el calor para los tubos catalíticos. En operación normal, el gas de cola de la 
unidad de adsorción por presión cambiante (PSA) sirve como el mayor aporte de 
combustible del reformador. 
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27 
 
El gas combustible de refinería que viene de los límites de batería debe pasar por un 
separador. Este gas se utiliza para equilibrar el balance de calor durante la operación 
normal y exclusiva durante las condiciones de puesta en marcha o en condiciones de 
inestabilidad operacional. 
El suministro de gas combustible para el reformador es determinado por el controlador de 
balance de calor, que considera los parámetros de operación reales del reformador como 
el consumo del gas de alimentación, la relación vapor/HC (hidrocarburo), el exceso de 
oxígeno en los gases de combustión, etc. Se usará la temperatura del gas reformado a la 
salida del reformador como una retroalimentación al sistema de balance de calor. 
El hogar del horno del reformador opera a 0.3-0.5 mbar de vacío, medido y controlado en 
la zona de radiación. Se logra una distribución uniforme de presión en el horno mediante 
túneles de gases de combustión localizados en el fondo del horno, construido por bloques 
de refractario con aperturas en ambos lados, para establecer un flujo de gas uniforme en 
el área. 
1.7.5. Recuperación de Calor del Gas Reformado y Conversión de CO 
El gas reformado sale del reformador a 810°C y 25 Kg/cm2. A la salida del reformador el 
gas entra a un generador de vapor y es enfriado hasta 345°C generando vapor de media 
presión de 38 kg/cm2. 
A la salida del generador de vapor las corrientes de los dos trenes de reformación se unen, 
en una línea común al reactor de conversión de CO de alta temperatura. El gas reformado 
fluye del domo al fondo del reactor de conversión que está lleno con un catalizador de 
óxido de fierro. El monóxido de carbono contenido en el gas reformado reacciona con el 
vapor que no reacciono en el reformador para formar hidrógeno y dióxido de carbono 
como se muestra en la ecuación 6. 
CO + H2O à CO2 + H2 (6) 
La reacción que se produce en el reactor de conversión es exotérmica lo que provoca una 
liberación de calor que aumenta la temperatura de los gases de proceso en 50°C. Después 
el gas convertido es enfriado en el precalentador de carga hasta 319°C, en el 
precalentador de agua a caldera a 160°C, en un soloaire a 70°C y en un enfriador hasta 
35°C. 
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El condensado de proceso se separa en el precalentador de agua de caldera y en dos 
separadores de condensado. Una vez separado del condensado el gas es enviado a la 
unidad de purificación (PSA). 
El condensado del proceso se alimenta al deaereador donde el dióxido de carbono es 
eliminado mediante el contacto con vapor de baja presión y el oxígeno disuelto en el agua 
con un secuestrante de oxígeno. 
1.7.6. Purificación de la Corriente Proveniente de los Convertidores 
Para la purificación final de la corriente de hidrógeno se utiliza un proceso de adsorción 
por presión cambiante. Los compuestos como el monóxido de carbono, dióxido de 
carbono, nitrógeno e hidrocarburos son adsorbidos, mientras el hidrógeno con alta pureza 
sale de la unidad como producto. 
1.7.7. Compresión de Hidrógeno 
El hidrógeno puro de la unidad de purificación (PSA) se envía al compresor de hidrógeno 
con una presión de 22.6 kg/cm2 y se comprime hasta 36 kg/cm2. El hidrógeno se envía a 
límites de batería. 
1.7.8. Sistema de Generación de Vapor 
Las transferencias de calor del proceso se utilizan para la generación de vapor. El calor 
sensible del gas reformado efluente del reformador se utiliza para la producción de vapor 
en el equipo generador de vapor. El calor que poseen los gases de combustión que salen 
del reformador de vapor es otra fuente de calor para la generación de vapor. El vapor 
adicional se produce en el generador de vapor, y una cantidad menor de vapor se origina 
en el enfriador, que controla la temperatura de entrada al reformador, el cual está dentro 
del tambor de vapor. Los dos generadores de vapor están conectados al tambor de vapor. 
Parte del agua de caldera utilizada para la producción de vapor proviene del condensado 
obtenido al separar por enfriamiento el agua de la corriente de gas, proveniente de los 
reactores, la cual se recicla hacia el tanque de agua a calderas después de haber pasado 
por el deaereador. 
 
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Capítulo 2 . Simulación con Información de Diseño. Caso A 
Para el análisis de la problemática anteriormente planteada se decidió utilizar el programa 
de simulación Hysys de Aspentech debido a que es una herramienta amigable y de fácil 
manejo que permite modelar adecuadamente el caso de estudio. 
En la figura 2.1 se muestra el diagrama de flujo de diseño de la planta de hidrógeno que 
fue base para el desarrollo de la simulación de esta tesis. Este diagrama está limitado a las 
secciones que se desarrollan en este estudio, ya que los diagramas originales son 
propiedad de Pemex. 
2.1. Desarrollo de Simulación 
Para el desarrollo de la simulación se consideró la alimentación de gas natural de acuerdo 
a diseño, los datos se reportan en la tabla 2.1., estas composiciones son posteriores al 
endulzamiento de gas natural. 
Tabla 2.1. Composición de Alimentación de Gas Natural. 
Componente\Caso 
A 
 (%mol)CO2 0.78 
Hidrógeno 2.91 
Nitrógeno 1.02 
Metano 83.59 
Etano 10.19 
Propano 1.15 
i-Butano 0.11 
n-Butano 0.17 
i-Pentano 0.04 
n-Pentano 0.03 
n-Hexano 0.03 
Flujo Total (Kmol/h) 962 
 
 
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Figura 2.1. Diagrama de Flujo de Diseño, Planta de Hidrógeno. 
Vapor MP
R-101 R-102
EA-101
Agua de 
enfriamiento 
PSA 
Unidad de 
paquete 
adsorción 
por presión 
cambiante
ME-101 A
E-111 A
E-102 A E-101 A
H-101 A
E-106 A
ME-101 B
E-111 A
E-102 B E-101 B
E-106 B
H-101 B
R-103
E-107
Gas 
Natural 
de L.B.
E-108
Agua Agua de 
alimentación 
a proceso de 
L.B.
E-112
Agua a 
calderas 
Vapor LP
ATM
D-103
P-101
D-106 D-107
Hidrógeno
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El primer paso para hacer la simulación consistió en realizar un análisis para seleccionar la 
ecuación de estado que mejor modela el comportamiento de estos compuestos. Se 
planteó analizar el comportamiento del equilibrio físico en los separadores D-108, D-106, 
D-107, que se muestran en la figura 2.2, los cuales están intercalados entre los 
enfriadores, ya que en estos se analiza la separación del producto principal de los 
productos indeseables. Cabe mencionar que el separador D-108 no se muestra en la figura 
2.1, este equipo es parte del intercambiador E-108, mas adelante se explicará como se 
simuló este equipo. 
 
Figura 2.2. Separadores D-108, D-106, D107. 
En las tablas 2.2, 2.3, 2.4, se puede observar la composición molar de los componentes en 
fase vapor presentes en los separadores, contra la composición de los mismos en el 
diseño. Estas composiciones se obtienen utilizando diferentes ecuaciones de estado, las 
tres ecuaciones más representativas que se encontraron son: Peng Robinson Stryjek y 
Vera (PRSV), Lee-Kesler y Soave Redlich Kwong (SRK). 
Tabla 2.2. Análisis de los Componentes en Fase Vapor en el Equipo D-108 con Diferentes 
Ecuaciones de Estado. 
Componente \ Caso Diseño (%mol) PRSV Lee-kesler SRK Ecuación con menor desviación 
CO2 12.20 12.21 12.17 12.21 PRSV, SRK 
CO 2.02 2.02 2.02 2.03 PRSV, Lee-kesler 
H2 52.43 52.47 52.29 52.47 PRSV, SRK 
H2O 28.09 28.04 28.27 28.03 PRSV 
Nitrógeno 0.17 0.17 0.17 0.17 PRSV, Lee-kesler, SRK 
Oxígeno 0.00 0.00 0.00 0.00 PRSV, Lee-kesler, SRK 
Metano 5.09 5.09 5.08 5.09 PRSV, SRK 
Amoníaco 0.00 0.00 0.00 0.00 PRSV, Lee-kesler, SRK 
TOTAL 100.00 100.00 100.00 100.00 PRSV 
 
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Tabla 2.3. Análisis de los Componentes en Fase Vapor en el Equipo D-106 con Diferentes 
Ecuaciones de Estado. 
Componente \ Caso Diseño PRSV Lee-kesler SRK Ecuación con menor desviación 
CO2 16.72 16.71 16.73 16.70 PRSV, Lee-kesler 
CO 2.77 2.77 2.78 2.78 PRSV 
H2 71.85 71.83 71.88 71.84 SRK 
H2O 1.44 1.47 1.40 1.47 PRSV, SRK 
Nitrógeno 0.24 0.24 0.23 0.23 PRSV 
Oxígeno 0.00 0.00 0.00 0.00 PRSV, Lee-kesler, SRK 
Metano 6.98 6.98 6.98 6.98 PRSV, Lee-kesler, SRK 
Amoníaco 0.00 0.00 0.00 0.00 PRSV, Lee-kesler, SRK 
 TOTAL 100 100 100 100 PRSV 
 
Tabla 2.4. Análisis de los Componentes en Fase Vapor en el Equipo D-107 con Diferentes 
Ecuaciones de Estado. 
Componente \ Caso Diseño PRSV Lee-kesler SRK Ecuación con menor desviación 
CO2 16.92 16.91 16.92 16.90 Lee 
CO 2.80 2.80 2.81 2.81 PRSV 
H2 72.70 72.70 72.71 72.71 PRSV 
H2O 0.27 0.28 0.25 0.28 PRSV, SRK 
Nitrógeno 0.24 0.24 0.24 0.24 PRSV, Lee-kesler, SRK 
Oxígeno 0.00 0.00 0.00 0.00 PRSV, Lee-kesler, SRK 
Metano 7.07 7.07 7.06 7.06 PRSV 
Amoníaco 0.00 0.00 0.00 0.00 PRSV, Lee-kesler, SRK 
Total 100 100 100 100 PRSV 
 
Como se observa en las tablas anteriores la ecuación de Peng Robinson Stryjek y Vera 
(PRSV) predice mejor el comportamiento de los compuestos polares e hidrocarburos, 
debido a que es una modificación de la ecuación de Peng Robinson (ecuación desarrollada 
para procesos del gas natural), obteniéndose una mayor aproximación a los flujos de 
diseño. 
La simulación inicia a partir de la carga de gas natural, representada por la corriente 105 
que entra al intercambiador E-107. Como se muestra en la figura 2.3. 
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Figura 2.3. Alimentación de Gas Natural a Proceso. 
En este equipo se realiza un precalentamiento de carga obteniendo la corriente 106. 
Posteriormente se efectúa un pretratamiento (endulzamiento del gas natural) en los 
reactores R-101 y R-102, etapa no considerada en este estudio, es por ello que la 
composición reportada en la tabla 2.1 no incluye la presencia de compuestos azufrados. A 
la salida del pretratamiento, se divide la corriente en dos trenes de reformación (tren “A” 
y tren “B”) con una división de corrientes al 50 % flujo volumétrico, para llegar al 
mezclador ME-101A/B donde al gas natural (108) se une la corriente de vapor de agua 
(602), como se muestra en la figura 2.4, a razón de 30248 Kg/h, dando origen a la 
corriente 110 la cual entrará a la zona de convección del reformador. 
 
Figura 2.4. Mezclador de Vapor y Gas Natural. 
La alimentación de vapor debe considerar una relación igual a 3.2 vapor/carbón, esta 
relación debe respetarse para evitar la formación de coque, evitando el envenenamiento 
del catalizador. 
La sección de reformación que se muestra en la figura 2.5, se simuló mediante un tren de 
intercambio, que incluye tres intercambiadores de calor que acondicionan la carga, y un 
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reactor de conversión, la simulación quedó representada como se muestra en la figura 
2.6. 
 
Figura 2.5.Diseño Original Sección de Reformación. 
 
Figura 2.6. Simulación de la Sección de Reformación. 
Comparando la sección de reformación de la figura 2.5 con el que se muestra en la figura 
2.6 se observa que se respeta el diseño del equipo. El tren de intercambio se definió en 
base a las temperaturas del proceso y la corriente de proceso 110 A/B. 
Para el reactor, en base a los balances de materia, se pudieron definir las conversiones y 
las reacciones de la zona de reformación, las cuales se muestran en la tabla 2.5. 
 
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 Tabla 2.5. Reacciones en el Reformador. 
 Reacciones Conversiones 
1 CH4 + H2O ó 2CO + 3H2 65.37% 
2 C2H6 + 2H2O ó 2CO + 5H2 100.00% 
3 C3H8 + 3H2O ó 3CO + 7H2 100.00% 
4 n-C4H10 + 4H2O ó 4CO + 9H2 100.00% 
5 i-C4H10 + 4H2O ó 4CO + 9H2 100.00% 
6 n-C5H12 + 5H2O ó 5CO + 11H2 100.00% 
7 i-C5H12 + 5H2O ó 5CO + 11H2 100.00% 
8 C6H14 + 6H2O ó 6CO + 13H2 100.00% 
9 CO + H2O ó CO2 + H2 46.15% 
10 N2 + H2ó NH3 2.05% 
 
Estas reacciones son endotérmicas, por lo que es necesario suministrar calor, el cual se 
obtiene mediante la radiación originada de la quema de combustible. Las condiciones en 
que se llevan a cabo estas reacciones son temperatura de 810°C, presión de 24.9 Kg/cm2 y 
la presencia de un catalizador de Cromo-Níquel. 
Debido a las condiciones en las que se llevan a cabo las reacciones la mezcla se encuentra 
en fase vapor, cabe aclarar que aunque en la simulación se muestra para el reactor de 
reformación la corriente 200.1 esta no contiene flujo, sin embargo al definir el reactor el 
programa de simulación por omisión considera dos corrientes de salida (líquido y vapor). 
Como se muestra en la figura 2.7, la corriente (200) del reactor es alimentada al 
intercambiador E-106 enfriándose hasta alcanzar una temperatura de 346.5°C, a la salida 
de este equipo las corrientes del tren A y B se unen para entrar al convertidor de CO. 
 
Figura 2.7. Enfriador E-106. 
Después de que se llevan a cabo las reacciones en la sección de reformación la mezcla 
resultante se enfría para favorecer en el convertidor de CO la reacción del monóxido de 
carbono (CO) que se produjo en el reformador. Esta reacción tiene como objetivo

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