2014 Inf Parc Tipos Comb Fosiles

Dirección de Servic Servic ios de Ingeniería Gerencia Gerencia de Servicio s en Ingeniería Región Región Centr Centr oNorte F.61157.02.005

INFORME TÉCNICO PROYECTO F.61157.02.005 “ FACTORES FACTORES DE EMISIÓN EMISIÓN PARA LOS DIFERENTE DIFERENTES S TIPOS DE COMBUSTIBLES FÓSILES QUE SE CONSUMEN CONSUMEN EN EN MÉXICO” MÉXICO” Primer Informe Infor me Parci Parcial al

Agos Ag osto to/2014 /2014

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Dirección de Servic Servic ios de Ingeniería Ingeniería Gerencia Gerencia de Servicio s en Ingeniería Ingeniería Regió Regió n CentroNorte F.61157.02.005

CONTENIDO 1. ANTECEDENTES 1. ANTECEDENTES

3

2. AL 2. ALCANCES CANCES

4

3. DESARROLL DESARROLLO O Y RESULTADOS. RESULTADOS.

5

4. REFERENCIAS DE NORMA, REGULACIONS Y ESTANDARES APLICABLES.

43

5. CONCLUSIONES Y/O RECOMENDACIONES

54

6. ANEXOS 6. ANEXOS

59

REFERENCIAS B IBLIOGRÁFICAS 7. PARTICIPANTES

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CONTENIDO 1. ANTECEDENTES 1. ANTECEDENTES

3

2. AL 2. ALCANCES CANCES

4

3. DESARROLL DESARROLLO O Y RESULTADOS. RESULTADOS.

5

4. REFERENCIAS DE NORMA, REGULACIONS Y ESTANDARES APLICABLES.

43

5. CONCLUSIONES Y/O RECOMENDACIONES

54

6. ANEXOS 6. ANEXOS

59

REFERENCIAS B IBLIOGRÁFICAS 7. PARTICIPANTES

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ANTECEDENTES

La categoría de energía constituye una de las principales categorías de emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) de México, pero su inventario de emisiones es calculado con el nivel metodológico básico propuesto por el Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (PICC) en las directrices revisadas de 1996. Los factores de emisión de GEI que se utilizan en México para el cálculo del inventario nacional de GEI (INEGEI), por consumo de combustibles fósiles, son los factores por defecto proporcionados por el PICC en sus guías metodológicas para el desarrollo de inventarios nacionales. Por lo tanto, para tener una mayor precisión en la estimación de las emisiones nacionales es importante desarrollar factores de emisión propios para los diferentes tipos de combustibles comercializados en los diferentes sectores de la actividad económica, basados en la medición del contenido de carbono de cada uno de los combustibles. Debido a lo anterior el Instituto Nacional de Ecología y Cambió Climático (INECC) solicitó al Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) la realización del proyecto: “FACTORES DE EMISIÓN PARA LOS DIFERENTES TIPOS DE COMBUSTIBLES FÓSILES Y ALTERNATIVOSQUE SE CONSUMEN EN MÉXICO” Con los siguientes objetivos: Objetivos generales 

Determinar los factores de emisión, a partir de su contenido de carbono por unidad de energía, de los principales combustibles que se consumen en México en los sectores energético, del transporte, industrial, comercial y residencial, incluyendo: gasolinas (magna y premium), diéseles (automotriz, industrial y marino), combustóleo (ligero y pesado), intermedio 15, carbón (térmico y siderúrgico), coque de petróleo, coque de carbón, gas natural, gas propano, gas butano, gas propano, gasóleo, gas residual, gas licuado de petróleo utilizados en transporte e industria y los querosenos utilizados en la aviación.

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Determinar los factores de emisión, a partir de su contenido de carbono por unidad de energía, de los principales residuos urbanos e industriales que se utilizan para generar energía en México, incluyendo: llantas, estopas impregnadas de pinturas, solventes, y aceites (ecológico y vegetal)

Objetivos específicos. 

Determinar los principales combustibles fósiles utilizados en México



Determinar el contenido de carbono de los combustibles fósiles por unidad de energía, masa y volumen



Comparar los factores de emisión del PICC con los resultados obtenidos



Determinar los principales tipos de combustibles a base de residuos utilizados como fuentes de energía en México, y aquellos de mayor potencial



Determinar el contenido de carbono de los combustibles a base de residuos por unidad de energía, masa y volumen



2.

Comparar los factores de emisión del PICC con los resultados obtenidos ALCANCES

Los alcances del primer informe parcial son: Análisis de los combustibles fósiles y alternativos (residuos urbanos e



industriales) utilizados en México, que incluya una propuesta de los que deberán ser objetos del estudio. 

Descripción y documentación de la metodología a utilizar para la recolección de las muestras y de las pruebas de laboratorio

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DESARROLL O Y RESULTADOS.

3.1 Análisis del Consumo y Producción de los Combustibles Fósiles y Alternos Utilizados en México. 3.1.1 Petrolíferos Produc idos y Distribui dos por Pemex Refinación.

Los combustibles líquidos derivados del petróleo se componen primordialmente de hidrocarburos, es decir, de moléculas constituidas por átomos de carbono e hidrógeno, arregladas en cadenas con tamaño y formas espaciales distintas. También pueden contener compuestos oxigenados, principalmente las gasolinas, algunos aditivos que les imparten ciertas cualidades, así como pequeñas cantidades de azufre, nitrógeno y metales que no pueden eliminarse completamente en los procesos de refinación y se consideran contaminantes. Las gasolinas Pemex-Magna y Pemex-Premium, así como el Pemex-Diesel, se utilizan primordialmente como carburantes para motores de combustión interna, pero cada uno de ellos con propiedades físicas y composición química distintas, debido al tipo y concentración de los hidrocarburos presentes en cada combustible. Asimismo, su composición química es diferente a lo largo del país ya que depende en gran medida del origen o tipo de petróleo procesado en la refinería, de la cantidad y complejidad de los procesos involucrados en su producción, de la disponibilidad de las distintas corrientes que se utilizan para formularlos, así como de las especificaciones que deban cumplir en una determinada región y periodo del año, aunado a la importación de gasolinas y diesel de otros países. La turbosina se destina en su totalidad al transporte aéreo, en tanto que el combustóleo se consume prácticamente en hornos, calderas y otros equipos térmicos que constituyen las fuentes fijas de combustión en cámara abierta.

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En la tabla 1 se presenta el balance de la producción, importación, exportación y consumo de los petrolíferos distribuidos por Pemex-Refinación. Esta información se obtuvo de la Base de Datos Institucional de Pemex disponible en el Internet (BDI, 2014). Tabla 1. Balance de Petrolíferos para el Año 2013. (Miles de Barriles Diarios) Combustible Queroseno

Turbosina

Producción Importación 60.81

60.81

Diésel

309.76

Pemex Diesel

217.68

Pemex Diesel UBA

Exportación 1.21

Ventas 62.24

62.24 107.11

0

391.71

92.08

Diésel industrial

44.80

Diésel marino

13.75

Gasóleo doméstico

0.67

Combustóleo

268.81

Combustóleo pesado

268.81

31.32

95.17

189.29 188.00

Intermedio 15

1.29

Combustóleo ligero

0.00

Coque de petróleo

60.73

ND

ND

47.83

Gasolina (total)

437.07

375.50

0

787.27

Pemex Magna (total)

417.23

Pemex Magna

360.48

Pemex Magna UBA

56.75

Pemex Premium

19.84

Gasavión Fuente: Base de Datos Institucional de Pemex. Los datos de Coque de petróleo están expresados en miles de barriles de petróleo crudo equivalente. El balance puede no cerrar por variación de inventarios, autoconsumos y diferencias estadísticas.

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667.65

119.16 0.46


En la tabla 2 se muestra la producción de la mayoría de estos petrolíferos en las seis refinerías del Sistema Nacional de Refinación. Tabla 2. Producción de Petrol íferos en el Sistema Nacional de Refinación. (Miles de barriles diarios) Refinería Combustible

Cadereyta

Madero

Minatitlán

Salamanca

Salina Cruz

Tula

Total

Turbosina

3.54

7.46

0.07

10.62

16.69

22.44

60.81

Diesel

69.03

30.42

62.46

44.36

59.03

44.47 309.76

Pemex Diesel Pemex Diesel UBA Combustóle o Combustóleo pesado Coque de petróleo Gasolina Total Pemex Magna (total) Pemex Magna Pemex Magna UBA Pemex Premium

44.07

30.42

27.87

24.47

59.03

31.82 217.68

24.96

0.00

34.59

19.88

0.00

13.01

11.46

19.46

46.26

101.17

77.45 268.81

13.01

11.46

19.46

46.26

101.17

77.45 268.81

17.69

18.04

21.37

1.12

0.00

75.74

51.14

68.65

64.63

96.63

80.28 437.07

72.65

51.06

64.98

61.65

87.44

79.47 417.23

56.66

51.06

64.98

42.68

87.44

57.67 360.48

15.98

0.00

0.00

18.96

0.00

21.80

56.75

3.10

0.09

3.67

2.99

9.19

0.81

19.84

12.65

2.51

92.08

60.73

Fuente: Base de Datos Institucional de Pemex. Los datos de Coque de petróleo están expresados en miles de barriles de petróleo crudo equivalente. El balance puede no cerrar por variación de inventarios, autoconsumos y diferencias estadísticas.

Como puede observarse en la tabla 2, el consumo de Intermedio 15, Combustóleo ligero, Gasóleo Doméstico y Gasavión es marginal.

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Debido a que cada combustible es una mezcla compleja de hidrocarburos y no hay una fórmula que defina plenamente su composición química, la industria y las autoridades han desarrollado una serie de normas o especificaciones que delimitan sus propiedades entre ciertos límites o intervalos y cuyo propósito es determinar con detalle y exactitud las características y cualidades que debe reunir cada combustible, para garantizar con ello que los motores y equipos de combustión funcionen adecuadamente y sin riesgo alguno, independientemente de la composición química que puedan tener. Los límites a la composición y presencia de contaminantes, así como las especificaciones de otras propiedades que deben cumplir los combustibles derivados del petróleo, se regulan en México

por

medio

de

la

norma

NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005

“Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental”.Es importante señalar que no todas las propiedades especificadas en las normas tienen un efecto directo en el fenómeno de la combustión y el desempeño de los motores y equipos de combustión, pero se regulan para lograr estándares de seguridad en su manejo y transportación, o para preservar su calidad durante el almacenamiento. Gasolinas

Como puede verse en la tabla 2 México importa el 47% de sus necesidades de gasolina. De la gasolina Pemex-Magna produce el 62 % del total vendido en el país en tanto que de la gasolina Pemex-Premium sólo se produce el 17% de las ventas en las refinerías de Salina Cruz, Salamanca, Minatitlán y Cadereyta. La gasolina Pemex Magna de índice de octano 87 constituye cerca del 85% del total de gasolinas que se consumen en el país. El resto corresponde a la gasolina PemexPremiun de índice de octano 92. Dichas gasolinas se componen típicamente de moléculas de hidrocarburos en un rango de 4 a 12 átomos de carbono, formando una mezcla compleja de cientos de ellos, debido a que el mismo número de átomos de carbono puede tener su estructura molecular arreglada de diferentes formas, denominados isómeros. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 8/62


Como resultado de la complejidad para identificar toda la gama de componentes químicos, la industria petrolera ha propuesto agruparlos en familias. Las familias de hidrocarburos que predominan en las gasolinas son: las parafinas, las isoparafinas, las olefinas, los naftenos y los aromáticos. Por otra parte, al interior de la refinería se producen diferentes tipos de naftas, cada una con distinto octanaje y composición, que al mezclarse en diversas proporciones dan como resultado una gasolina tipo Magna u otra de tipo Premium. Cada una de las familias de hidrocarburos suele encontrarse con mayor abundancia en un tipo de nafta. Por lo tanto, debido a que la refinería pretende lograr el mayor octanaje al mezclar las naftas disponibles y cumplir además con el resto de las propiedades que especifica la norma oficial, para la propia refinería es difícil establecer una fórmula única que dé una composición química definida para las gasolinas. Los números de octano más altos se encuentran en las naftas con altas concentraciones de isoparafinas, olefinas y aromáticos, es por ello que se procura mezclarlas en la mayor proporción posible; sin embargo, debido a que las olefinas y los aromáticos pueden tener efectos adversos en el ambiente, se restringe su contenido en las gasolinas. Como resultado de lo expuesto, para tratar de definir la composición química de las gasolinas generalmente se mencionan rangos aproximados de concentración en que suelen encontrarse las familias de hidrocarburos. De acuerdo con la norma NOM-086 SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 se pueden distinguir en el país distintas gasolinas diferenciadas principalmente en composición y volatilidad, por regiones y estacionalidad. Concretamente, se han establecido límites más estrictos de composición -contenido máximo de olefinas y aromáticos- y volatilidad de las gasolinas para las zonas metropolitanas de Monterrey, Guadalajara y el Valle de México. Actualmente en estas tres zonas metropolitanas se distribuye exclusivamente la gasolina Pemex-Magna de ultrabajo azufre (<30 ppm).

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Entre ellas, Guadalajara y el Valle de México mantienen una volatilidad prácticamente constante a lo largo del año para las gasolinas Magna y Premium, por lo que se puede inferir que la estacionalidad no es un factor que pudiera incidir significativamente en la composición de las gasolinas y por lo tanto en el contenido de carbono. En la ZM Monterrey se manejan dos volatilidades a lo largo del año, así como límites constantes de contenido de olefinas y aromáticos para las dos gasolinas, Magna y Premium. Con base en información estadística reportada por Petróleos Mexicanos, las gasolinas Magna y Premium que se venden en las zonas metropolitanas del Valle de México, Guadalajara y Monterrey, tienden a mantener entre sí cierta similitud en su composición por familias de compuestos. Ambas gasolinas no deben contener aromáticos por arriba de 25 y 35% en volumen, en tanto que la concentración de olefinas no debe superar 10 y 12.5% en volumen. Las isoparafinas, portadoras de alto octano, se encuentran generalmente en concentraciones cercanas a 30% en volumen en la gasolina Magna y por arriba de 45% en volumen en la gasolina Premium. Por lo regular, las parafinas no constituyen más del 15% en volumen y los compuestos nafténicos se encuentran por debajo de 6% en volumen. Algunas gasolinas pueden contener un éter de alto octanaje (éter metil terbutílico) en concentración entre 7 y 11% en volumen. La gasolina Premium para el resto del país, además del índice de octano superior, se diferencia de la gasolina Magna del resto del país por el contenido de azufre menor a 30 ppm, así como límites al contenido máximo de aromáticos y olefinas. La gasolina Pemex-Magna del resto del país no tiene restricciones en el contenido de aromáticos y olefinas, por lo que su composición puede variar temporal y espacialmente en el territorio. Lo mismo puede observarse con la volatilidad de las gasolinas Magna y Premium del resto del país. Para estos casos, el IMP analizará el acervo de información disponible sobre los análisis cromatográficos de composición de las gasolinas, para determinar la variabilidad en el contenido de carbono que puede resultar del cambio en la composición y volatilidad de las gasolinas que se consumen en el país. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 10/62


En la tabla 3 se muestran las especificaciones generales de las gasolinas Magna y Premium. Tabla 3. Especificaciones Generales de las Gasolinas Magna y Premium. NOMBRE DEL PRODUCTO: Propiedad Unidad Peso específico a 20°C Prueba Doctor o ppm Azufre Mercaptánico PESO Corrosión al Cu, 3 horas a 50°C Goma preformada g/l Gomas no lavadas g/l

Periodo de inducción Número de octano (RON) Número de octano (MON) Indice de octano (RON+MON)/2 Contenido de fósforo Aditivo detergente dispersante

Minutos

g/l mg/kg

Premium

Magna

Informar Negativa 20 máximo Estándar # 1 máximo 0.040 máximo 0.7 máximo

Informar Negativa 20 máximo Estándar # 1 máximo 0.040 máximo 0.7 máximo

300 mínimo 300 mínimo 95 mínimo Informar Informar 82 mínimo 92 mínimo 87 mínimo 0.001 máx 0.001 máx. Según aditivo, en la cantidad que permita que el combustible pase las pruebas indicadas de restricción de flujo en los inyectores y de formación de depósitos en las válvulas de admisión.

Fuente: NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005

En la tabla 4 se muestran las especificaciones adicionales por región. Tabla 4. Especif icacio nes Adicionales de las Gasolinas Magna y Premium. Contenido máximo de: Aromáticos Olefinas Benceno Azufre

ZMVM ZMG ZMM Premium y Regular 25 35 35 10 12.5 12.5 1 1 1

Unidad % vol % vol % vol 30 30 30 30 ppm en peso promedio promedio promedio promedio / 80 máximo

Oxígeno BTX Volatilidad

% peso, máximo % vol


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Resto del País Premium Regular 35 Informar 15 Informar 2 3

/ 80 máximo

/ 80 máximo

1.0 mínimo, 2.7 máximo, AA

AA

/ 80 máximo

2.7

Informar B, C A, B, C

1000 máx. Enero 2009: 30 promedio/ 80 máximo

No aplica A, B, C


La red de distribución de Pemex Refinación está constituida por 77 Terminales de Almacenamiento y Reparto. El 100% de las más de 10,400 estaciones de servicio del país están incorporadas al sistema de la Franquicia Pemex. Las ventas de gasolinas realizadas por la red comercial son en promedio de 790 miles de barriles por día, de ellos el 92.9% es gasolina Pemex Magna y el 7.1% es Pemex Premium. Las ventas de diesel son de 332 miles de barriles por día. En cuanto a las ventas de gasolina por especificación estas se muestran en la Tabla 5. Tabla 5. Ventas de las Gasolinas Magna y Premium po r Especificación. Miles de barriles/día (2011) 495.6

Especificación

Magna Resto del País

% Ventas

62.6

Premium Resto del País

34.34

4.3

Magna ZM Valle de México

154.46

19.6

Premium ZM Valle de México

14.34

1.8

Magna ZM Guadalajara

41.32

5.2

Premium ZM Guadalajara

5.33

0.7

Magna ZM Monterrey

41.50

5.2

Premium ZM Monterrey

4.96

0.6

Fuente: elaboración propia con información de Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011

Por su parte, las ventas por región económica del país se muestran en la tabla 6. Tabla 6. Ventas de las Gasoli nas Magna y Premium por Región Econó mica. Región econó mica

Miles de barriles/día (2013)

Centro

227

Centro-Occidente

182

Noreste

142

Sur-Sureste

138

Noroeste

99

Estados

D. F., Estado de México, Puebla, Tlaxcala, Hidalgo, Morelos. Michoacán, Jalisco, Colima, Nayarit, Zacatecas, San Luis Potosí, Guanajuato, Querétaro Tamaulipas Nuevo León, Coahuila, Durango Guerrero, Oaxaca, Chiapas, Veracruz, Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo Baja California, Baja California Sur, Sonora, Chihuahua, Sinaloa

Fuente: elaboración propia con información de Anuario estadístico 2003-2013. Petróleos Mexicanos

Lo anterior se considerará en la definición del número de muestras que deberán analizarse para determinar la representatividad de lo que se consume en el país. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 12/62


Turbosina

La turbosina es un líquido inflamable constituido por hidrocarburos parafínicos y aromáticos que se obtiene como destilado intermedio del petróleo. Se produce en todas las refinerías. La función primordial de la turbosina es mover las turbinas que dan propulsión a una aeronave, por lo que el contenido energético y la calidad de la combustión son propiedades clave para su desempeño, entre otras. El tamaño de las moléculas de hidrocarburos presentes en la turbosina es restringido principalmente por la especificación de destilación y el punto de congelación, siendo comunes las familias de parafinas, naftenos y aromáticos de entre 8 y 16 átomos de carbono. La fracción de turbosina tiene un límite de temperatura de ebullición de 200 a 300°C máximo, este producto primario se somete a un proceso de hidrodesulfuración para obtener una turbosina que cumpla con las especificaciones de contenido de aromáticos no mayor a 22% vol. y un peso específico entre 0.772 y 0.837, entre otras. Por tratarse de un combustible con un rango de destilación intermedio entre la gasolina y el diesel, suelen encontrarse en su composición algunos hidrocarburos presentes en dichos combustibles, pero definitivamente son otros los compuestos que por su mayor concentración le imprimen las propiedades que lo distinguen en volatilidad, estabilidad, lubricidad, fluidez, corrosividad y limpieza. Sus principales propiedades fisicoquímicas se dan en la tabla 7. Como puede observarse en la tabla 1, la Turbosina que se consume en México se produce casi en su totalidad en el Sistema Nacional de Refinación (SNR). Este combustible se produce principalmente en las refinerías de Tula, Salina Cruz, Salamanca y Madero.

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Tabla 7. Propiedades Fisic oquímicas de la Turbos ina. Propiedad (unidades)

Valor

Aromáticos (% volumen máximo)

25

Temperatura máxima para el 10 % de destilación (°C)

205

Temperatura máxima de congelación (°C)

-47

Temperatura mínima de inflamación(°C)

38

Gravedad específica 20/4 °C

0.772 - 0.837

Color

Brillante y claro

Olor

Característico a gasolina

Límites de explosividad Solubilidad en agua (g/100ml a 20°C)

1.3 inferior - 8 Insoluble

Fuente: Hoja de Datos de Seguridad de Sustancias. HDSS: PR-201/2008 TURBOSINA Subdirección de Auditoría en Seguridad y Protección Ambiental de Pemex-Refinación

Diésel

La producción de diésel es menos compleja que la producción de gasolina; pero se trata también de una mezcla de hidrocarburos de composición química no definida en su totalidad. La composición química del diésel depende en mayor medida del tipo de crudo procesado, debido a que son pocos los procesos químicos destinados a transformar el petróleo crudo en diesel. El diésel se obtiene mayormente de procesos de fraccionamiento o destilación. Un volumen importante proviene del proceso de destilación primaria del cual se separa la fracción de hidrocarburos que destilan aproximadamente entre los 175 y los 370 grados Celsius. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 14/62


En el diésel que produce Petróleos Mexicanos, ya sea automotriz, industrial o marino, predominan los hidrocarburos no volátiles de tipo parafínico, arreglados principalmente en cadenas lineales de entre 11 y 22 átomos de carbono, también están presentes algunos compuestos de la familia de los aromáticos, cuya concentración por cuestiones normativas, no puede ser superior a 30% en volumen. Por lo anterior, es prácticamente imposible hablar de una composición química generalizada y definida para los hidrocarburos que componen el diésel que se vende en el país. En consecuencia, las especificaciones para la industria petrolera establecen las características que debe cumplir el diesel en función de los requerimientos tecnológicos de los motores y equipos, independientemente de la composición química. Aun cuando la normatividad establece especificaciones diferenciadas para el diesel automotriz, industrial y marino, Pemex ha mencionado que todo el diesel producido en sus refinerías se enfoca a satisfacer las especificaciones del diesel automotriz, por lo que se infiere que prácticamente es el mismo que se utiliza para aplicaciones industriales y marinas. Como puede observarse en la tabla 1 se importa el 27% de las necesidades de diésel del país. El Pemex-Diesel se emplea como combustible automotriz y se produce en todas las refinerías del país Pemex Diésel Ultr a Bajo A zufre (UBA).

Mezcla de hidrocarburos parafínicos, olefínicos y aromáticos, derivados del procesamiento del petróleo crudo como destilados intermedios. Este producto se emplea como combustible automotriz. Su contenido máximo de azufre total, es de 15.0 mg/kg. Como puede verse en la tabla 2 se produce principalmente en las refinerías de Tula, Salamanca, Minatitlán y Cadereyta. En la actualidad Pemex distribuye diesel de ultrabajo azufre en las zonas metropolitanas de Valle de México y Monterrey, así como en las principales ciudades de la Frontera Norte. En tanto que en la ZM Guadalajara la cobertura es parcial. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 15/62


Tabla 8. Propiedades Fisic oquímicas del Pemex-Diésel UBA. Propiedad (unidades)

Valor

Aromáticos (% volumen máximo)

35

Azufre (mg/Kg máximo)

15

Temperatura máxima para el 10 % de destilación (°C)

275

Temperatura mínima de inflamación (°C)

45

Temperatura de auto ignición (°C)

254 - 285


Menor a 1

Color (ASTM D1500) Olor Viscosidad cinemática a 40 °C (mm2/s) Límites de explosividad Solubilidad en agua (g/100ml a 20°C)

2.5 (máximo) Característico a hidrocarburo 1.9 – 5.8 0.6 inferior – 6.5 superior Insoluble

Fuente: Hoja de Datos de Seguridad de Sustancias. HDSS: PR-323/2008 PEMEX DIÉSEL UBA. Subdirección de Auditoría en Seguridad y Protección Ambiental de Pemex-Refinación.

Diésel Industrial Bajo Azufre.

Este producto es para uso exclusivo en quemadores de flama abierta, no debe ser utilizado en motores de combustión interna, por no satisfacer los requerimientos necesarios para su uso; y sus especificaciones permiten que se pueda usar como diésel industrial en la ZMVM. Su contenido máximo de Azufre total, es de 500 mg/kg.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 16/62


Tabla 9. Propiedades Fisicoq uímicas del Diésel Indust rial. Propiedad (unidades)

Valor


500

Temperatura máxima de escurrimiento (°C)

10

Temperatura mínima de inflamación (°C)

52


254 - 285


Menor a 1

Color (ASTM D1500)

5 (máximo)

Olor Viscosidad cinemática a 40 °C (mm2/s) Límites de explosividad Solubilidad en agua (g/100ml a 20°C)

Característico a hidrocarburo 1.9 – 5.8 0.6 inferior – 6.5 superior Insoluble

Fuente: Hoja de Datos de Seguridad de Sustancias. HDSS: PR-304/2008 DIÉSEL INDUSTRIAL BAJO AZUFRE. Subdirección de Auditoría en Seguridad y Protección Ambiental de Pemex-Refinación.

Diésel Marino.

Mezcla de hidrocarburos parafínicos, olefínicos y aromáticos, derivados del procesamiento del petróleo crudo como destilados intermedios. Se emplea como combustible en motores de embarcaciones. Su contenido máximo de azufre total es de 500 mg/kg. Las propiedades fisicoquímicas del diésel marino se pueden ver en la tabla 10.

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Tabla 10. Propiedades Fisicoquímicas del Diésel Marino. Propiedad (unidades)

Valor


500

Temperatura máxima para el 90 % de destilación

350

(°C) Temperatura mínima de inflamación (°C)

60


254 - 285


Menor a 1

Color (visual)

Morado

Olor

Característico a hidrocarburo

Viscosidad cinemática a 40 °C (mm2/s)

1.9 – 4.1

Límites de explosividad

0.6 inferior – 6.5 superior

Solubilidad en agua (g/100ml a 20°C)

Insoluble

Fuente: Hoja de Datos de Seguridad de Sustancias. HDSS: PR-303/2008 DIÉSEL MARINO ESPECIAL. Subdirección de Auditoría en Seguridad y Protección Ambiental de Pemex-Refinación.

Combustóleo

Es la fracción pesada del petróleo crudo después de someterse a destilación al alto vacío; se prepara por mezcla con otros residuales como residuo catalítico, residuo de reductora y residuo de H-oil (hidrodesintegradora de residuales); se suelen utilizar diluyentes para ajustar las especificaciones requeridas; el combustóleo pesado debe contener 4% en peso máximo de azufre y una viscosidad de 475 a 550 SSF (standard saybolt furol) a 50°C. Se produce en Cadereyta, Cd. Madero, Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y Tula. Es utilizado como combustible industrial en quemadores de flama abierta., para la generación de electricidad, en locomotoras y barcos; en las refinerías se utiliza en los calentadores a fuego directo.

Se debe mantener en tanques con

calentamiento a una temperatura entre 70° y 80°C. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 18/62


Tabla 11. Propiedades Fisicoq uímicas del Combu stól eo. Propiedad (unidades)

Azufre (% peso) Temperatura mínima de inflamación (°C) Temperatura máxima de escurrimiento (°C) Temperatura de auto ignición(°C) Gravedad específica a 20/4 °C

Valor

4 66 15 254 - 285 1.0 máxima

Color

Líquido viscoso obscuro

Olor

Característico a hidrocarburo

Viscosidad cinemática a 50 °C (mm2/s)

636 – 1166

Poder Calorífico Neto Mínimo( MJ/kg)

40

Solubilidad en agua (g/100ml a 20°C)

Insoluble

Fuente: Hoja de Datos de Seguridad de Sustancias. HDSS: PR-405/2008 COMBUSTÓLEO PESADO. Subdirección de Auditoría en Seguridad y Protección Ambiental de Pemex-Refinación.

Como puede verse en la tabla 1 la balanza comercial de Combustóleo es positiva, pues se produce lo necesario para el consumo nacional en el SNR y aún se exporta el 35% de la producción, de todas maneras se importa el equivalente al 11% de su producción por razones de logística.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 19/62


Coque de Petróleo.

El Coque de Petróleo es un sólido que se obtiene por la descomposición térmica de los residuos de la destilación del petróleo. El coque consta de hidrocarburos macromoleculares con alto grado de aromaticidad. Por la misma descomposición térmica tiene poca cantidad de volátiles y un alto grado de pulverización, en tanto que por su procedencia tiene un alto contenido de azufre, níquel y vanadio. Su principal ventaja es su alto poder calorífico. En México se produce en las refinerías de Ciudad Madero y Cadereyta desde hace varios años y últimamente en la refinería de Minatitlán. En Madero se obtiene por coquización de alquitranes y residuos de desintegración (cracking) y de pirolisis. Dado que su materia prima son los residuos de la destilación del petróleo su producción se incrementará a costa de la producción de Combustóleo. Se usa como combustible sólido para calderas y se maneja a granel en góndolas y camión de redilas. En la tabla 12 se muestra el análisis próximo (tal como se recibe el coque o base húmeda) y el análisis último (libre de humedad o base seca) de coques proveniente de las refinerías de Ciudad Madero y Cadereyta muestreados en el año de 2005. En la tabla 13 se presenta el balance de Coque según aparece en el SIE (2014). Puede observarse que el coque de petróleo es consumido principalmente por la industria cementera y en menor medida por el sector de autogeneración eléctrica.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 20/62


Tabla 12. Análisis de Coque (% peso) Propiedad

Coque Cd. Madero

Coque Cadereyta

An álisi s Pr óx imo

Humedad

10.54

1.21

Cenizas

0.35

0.36

Materia volátil

10.22

10.65

Carbón fijo

78.89

87.78

Ceniza

0.35

0.36

Carbono

84.24

84.63

Hidrógeno

3.90

3.91

Nitrógeno

0.79

0.72

Azufre

6.04

6.91

Oxígeno

4.48

4.67

35,202.61

38,97.48

An áli sis ú lt imo

Poder Calorífico Superior (kJ/kg) Fuente: J.C. González Rocha et. al. (2011)

Tabla 13. Balanc e de Coque de Petróleo para el año 2013 (PJ). Producció n

Importación

Exportación

Consumo

Coque de petróleo

87.669

85.654

20.561

133.782

Centrales eléctricas autogeneración

36.118

Industria Cementera

88.159

Otras ramas industriales Fuente: Sistema de Información Energética de SENER El balance puede no cerrar por variación de inventarios y diferencias estadísticas. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 21/62

9.505

Dirección de Servic Servic ios de Ingeniería Ingeniería Gerencia Gerencia de Servicio s en Ingeniería Ingeniería Regió Regió n CentroNorte F.61157.02.005 3.1.2 Combustibles Producidos y Distribuidos por Pemex Gas y Petroquímica

Básica Gas Natural Seco.

En la tabla 14 se presenta el balance de la producción, importación, exportación y consumo del gas natural seco distribuido de primera mano por Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB). Esta información se obtuvo de la Base de Datos Institucional de Pemex disponible en el Internet (BDI, 2014). Tabla 14. Balanc e de Gas Natur Natur al para el Año A ño 2013. (Millones de Pies Cúbicos Diarios) Combustible/ Combust ible/Usua Usuario rio Gas Gas Natur Natural al Seco

Producción Importaci mportación ón Exporta Exportación ción

3,693.37

1,289.68

Venta Ve ntass

3.08 3,446.63

Sector Industrial

789.47

Sector Autogeneración

145.94

Sector Distribuidoras

346.52

Sector Comercializadores

262.57

Sector eléctrico

1,918.96

Comisión Federal de Electricidad

1,322.95

Productores Independientes de Electricidad (IPP)

596.01

Fuente: Base de Datos Institucional de Pemex. El balance puede no cerrar por variación de inventarios, falta de autoconsumo y diferencias estadísticas.

El 37 % del gas natural de consumo final se importa y como puede observarse el gas natural es utilizado utilizado en casi todos los sectores económicos del país, siendo marginal en el sector transporte, pero su mayor consumo se da en el sector eléctrico y el sector industrial. Una parte del gas importado es gas natural licuado (GNL) que llega por barco y que se gasifica en las dos terminales de GNL que operan en el país. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 22/62


El gas natural seco se obtiene a partir del gas natural asociado al petróleo o del gas natural no asociado de los pozos de gas del norte del país. El gas natural con una concentración considerable de etano y componentes licuables (gas natural húmedo) se alimenta a los CPGs para separar a los componentes mencionados, así como disminuir la concentración de ácido sulfhídrico y bióxido de carbono (gases ácidos). En la tabla 15 se muestra la producción de gas seco en los ocho Centros Procesadores de Gas (CPGs) de PGPB que operaron durante 2013. Estos CPGs producen el 67% del gas natural consumido en México. Tabla Tabla 15. Prod Producc ucc ión de Gas Natur Natural al por po r CPG para el Año 2013. 2013. (Millones de Pies Cúbicos Diarios) Complejo Comple jo Procesa Procesador dor de Ga Gass Producción

Cactus

745.891

Ciudad Pemex

734.508

La Venta

140.396

Matapionche

23.026

Nuevo Pemex

925.186

Poza Rica

186.792

Burgos

906.419

Arenque

31.154

Fuente: Base de Datos Institucional de Pemex.

En la tabla 16 se muestra la especificación que debe cumplir el gas natural de acuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010. Dado que el petróleo se produce en la región marina presurizando los yacimientos con nitrógeno, este compuesto comenzó a surgir junto con el gas natural asociado, por lo que se tuvo la necesidad de establecer una norma emergente que permitiera una mayor concentración de nitrógeno, en tanto se construían las plantas necesarias para su remoción. La norma paulatinamente exigió la disminución de la concentración de nitrógeno. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 23/62


El gas natural seco es distribuido a través del sistema nacional de gasoductos (SNG) que cuenta con casi 10, 000 km de ductos para transportar este energético. El sistema cuenta con 15 estaciones de compresión. En el sur el sistema parte de Nuevo Pemex y sus principales ramales llegan a la Ciudad de México, la Ciudad de Guadalajara, la Ciudad de Monterrey y Ciudad Juárez. En las interconexiones fronterizas se realizan las importaciones de gas seco de los Estados Unidos. El SNG es administrado, mantenido y operado a través de 15 sectores distribuidos a lo largo del país. Tabla Tabla 16.Especific 16.Especific aciones del Gas Natural. Zona Sur Propiedad

Unidades

Hasta el 31 de diciembre de 2010

Del 1 de A part p artirir del enero de 2011 1 de enero al 31 de de 2013 diciembre de 2012

Resto del País

Metano (CH4)-Min.

% vol

NA

NA

83,00

84,00

Oxígeno (O2)-Max. Bióxido de Carbono (CO2)Max. Nitrógeno (N2)-Max. Nitrógeno. Variación máxima diaria Total de inertes (CO2 y N2)Max. Etano-Max. Temperatura de rocío de hidrocarburos- Max. Humedad (H2O)-Max.

% vol

0,20

0,20

0,20

0,20

% vol

3,00

3,00

3,00

3,00

% vol

9,00

8,00

6,00

4,00

% vol

±1.5

±1.5

±1.5

±1.5

%vol

9,00

8,00

6,00

4,00

% v ol

14,00 14

12.00

11,00

11,00

K (°C)

NA

271,15 (-2)

271,15 (-2)

27 271,15 (-2)

mg/m3

110,00

110,00

110,00

110,00

Poder calorífico superior-Min.

MJ/m3

35,30

36,30

36,80

37,30

Poder calorífico superior-Max.

MJ/m3

43,60

43,60

43,60

43,60

Indice Wobbe-Min.

MJ/m3

45,20

46,20

47,30

48,20

Indice Wobbe-Max. Indice Wobbe-Variación máxima diaria Acido sulfhídrico (H2S)-Max.

MJ/m3

53,20

53,20

53,20

53,20

±5

±5

±5

±5

mg/m3

6,00

6,00

6,00

6,00

Azufre total (S)-Max.

mg/m3

150,00

150,00

150,00

150,00

Fuente: NOM-001-SECRE-2010. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 24/62

%


La Comisión Reguladora de Energía (CRE) es la entidad que regula la operación de PGPB y las compañías distribuidoras y comercializadoras de gas natural. Desde 2012 publica electrónicamente el promedio diario y mensual de la calidad del gas natural distribuido tanto por PGPB como por las compañías particulares. El análisis estadístico de esta información proporcionará información valiosa para conocer el contenido de carbono del gas natural seco utilizado en nuestro país. Gas Licuado d e Petróleo.

En la tabla 17 se presenta el balance de la producción, importación, exportación y consumo del gas licuado de petróleo (Gas LP) distribuido por Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB). Esta información se obtuvo de la Base de Datos Institucional de Pemex disponible en el Internet (BDI, 2014). Puede observarse que la mayor producción se tiene en los CPG´s de PGPB como un subproducto de la obtención de gas natural seco y en las refinerías del SNR como un subproducto de la destilación y procesamiento del petróleo crudo. Las importaciones constituyen el 27% de la oferta de Gas LP y el 44% de estas importaciones es de Propano. De acuerdo con esta fuente de información, se considera que el 100% del Gas LP es utilizado en el sector doméstico. Sin embargo, el Balance Nacional de Energía de 2012 estima que del total de energía aportada por el gas LP, el sector residencial utiliza el 67%, el sector comercial consume el 14%, el sector transporte utiliza un 8% y el restante 11% se dispersa entre diversas ramas del sector industrial y agropecuario. La tabla 18 muestra las especificaciones que debe cumplir el gas LP de acuerdo a la NORMA Oficial Mexicana NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005. Puede observarse que la composición del gas LP, indicada a través de su presión de vapor, puede variar considerablemente. En general, varía entre casi propano puro y una mezcla de 60% de propano y 40% de una mezcla butanos. Con base en estimaciones preliminares se infiere que dichos cambios en composición implicaría que la fracción de carbono en el combustible oscile en el rango de 0.818 a 0.823, así como una diferencia aproximada en el contenido energético de 100 Btu/libra para el rango de composición mencionado. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 25/62


En la tabla 19 se muestran los valores típicos de la composición de los tres principales tipos de corrientes de que confluyen a la mezcla final de gas LP. Tabla 17. Balance de Gas LP en el Añ o 2013 (Miles d e barriles diario s) Descripción Mbd 286.525 Origen 177.664 Producción PGPB Propano-Butano 163.853 Butano 13.182 Propano 0.629 29.388 Compras a Empresas Filiales Pemex Pemex-Refinación 26.051 Pemex-Exploración y Producción 3.338 79.473 Importaciones Propano-Butano 44.707 Propano comercial 34.766 286.776 Oferta 283.929 Ventas Internas Gas licuado 282.824 Doméstico 282.824 Carburación Isobutano Petroquímicos Básicos 1.105 A Pemex-Petroquímica 0.002 A Pemex-Refinación 2.233 A Pemex-Exploración y Producción 0.027 Autoconsumos PGPB 0.312 0.177 Exportaciones Gas licuado 0.177 44.691 Barcos en tránsito Fuente: Base de Datos Institucional de Pemex.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 26/62


Tabla 18. Especific aciones d el gas LP Propiedad

Presión de vapor en exceso a la atmosférica a 37.8°C Temperatura máxima de destilación del 95%. Composición: Etano Propano n-butano + iso-butano Pentano y más pesados Olefinas totales Residuo de la evaporación de 100 ml Peso específico a 15.6°C

Unidad

kPa (lb/pulg2)

Resto del País

688 (100) mínimo 1379 (200) máximo

896 (130) mínimo 1379 (200) máximo

2

2

°C

% vol

ml kg/dm3

Azufre total

ppm (en peso)

Agua libre

Visual

ZMVM

2.5 máximo 2.5 máximo – 60 mínimo – 40 máximo 2 máximo 2 máximo – 2 máximo 0.05 máximo informar 140 máximo Nada

0.05 máximo 0.504 a 0.54 140 máximo Nada


Como puede verse en la tabla 19 el gas producido por PGPB en sus CPGs es una mezcla de casi 60% de propano y 40% de butanos, con un contenido mínimo de olefinas. Por su parte, el gas LP producido en las refinerías es rico en compuestos olefínicos y presenta una menor proporción de propano. El gas LP importado por el contrario es rico en propano y está esencialmente libre de olefinas.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 27/62


Para la distribución de gas licuado del petróleo PGPB cuenta con 1,815 km de ductos y 12 terminales de gas LP terrestres así como 3 portuarias refrigeradas y 19 centros embarcadores habilitados para la venta de gas LP de primera mano (Representaciones). Las terminales y Representaciones localizadas en la frontera pueden importar gas LP. La red de transporte y distribución privada cuenta con más de 500 plantas y más de 2, 000 carros tanque. Tabla 19.Propiedades Fisi coquímicas d e Corrientes Típicas d e Gas LP. Ligeros (metano y etano).

% vol

1.7

Producido en Pemex-Refinación 1.44

Propano.

% vol

62.7

23.64

87

Isobutano y butano normal Pesados (isopentano y pentano normal)

% vol

34.87

41.96

9.37

0.63

1.00

0.07

Subtotal Parafinas

99.9

68.04

100

Propileno

% vol % vol

0

17.52

0

Butilenos

% vol

0.1

14.44

0

Subtotal Olefinas

% vol

0.1

31.96

0

(lb/pulg2)

140.92

118.46

152.75

kg/dm3

0.530

0.547

0.527

Componente

Unidad

Producido en PGPB

%vol

Importado

3.56

Propiedad Presión de vapor en exceso

a la atmosférica a 37.8° Peso específico a 15.6°C

Fuente: Bueno Fernández, M. y colaboradores (2002)

La rama principal de los ductos es el llamado LPG ducto que corre desde el CPG Cactus hasta la Ciudad de Guadalajara con un ramal al puerto de Salina Cruz. Este ducto pasa por los principales CPGs del sureste de México así como por cuatro refinerías en su trayecto al occidente del país. En su trayecto va recibiendo adiciones de corrientes tanto ricas en parafinas como de corrientes ricas en olefinas. Además, en algunas terminales se debe ajustar la composición del gas LP para cumplir con la especificación. Todo lo anterior da como resultado un cambio constante en la composición del gas LP. En el caso de la zona norte del país la demanda de gas licuado de petróleo se cubre en gran parte con importaciones en varios puntos de la frontera. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 28/62


3.1.3 Combus tibles de la Cadena de Prod ucción del Carbón Mineral. Carbó n Mineral.

En la tabla 20 se presenta el balance de energía de este combustible obtenido del Sistema de Información Energética (SIE, 2014) para el año 2013. Tabla 20. Balance Nacional de Carbón para el Año 2013. Combustible

Producción

Carbó n Mineral Carbón térmico generación eléctrica Carbón mineral a coquizadoras Consumo en industria cementera Consumo en otras ramas industriales Coque de carbón Consumo coquizadoras (propio) Consumo siderurgia

Importación Exportación Consumos PJ 316.267 216.968 0.138 423.721

340.048 83.773 5.86

58.78

9.895

0.021

121.398 68.654 3.527 65.127

Fuente: Sistema de Información Energética de SENER El balance puede no cerrar por variación de inventarios y diferencias estadísticas.

Carbón Mineral Térmico

Como puede observarse en la tabla 20, el mayor consumo del carbón mineral se da en las plantas de generación eléctrica. Este consumo se efectúa mayoritariamente en las plantas Central Termoeléctrica José López Portillo, también conocida como Central Rio Escondido por su ubicación, Central Termoeléctrica Carbón II y Central Termoeléctrica Plutarco Elías Calles de la Comisión Federal de Electricidad, también conocida como Central Petacalco por su ubicación.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 29/62


El ciclo termodinámico de estas plantas es muy parecido al de las plantas de vapor convencionales, aunque el generador de vapor es más complejo y con superficies mayores para la transferencia de calor. Además, se necesita una sección de manejo y pulverización de carbón (CFE, 2012). Las centrales de Río Escondido y Carbón II utilizan carbón sub-bituminoso de flama larga con bajo contenido de azufre (1% de azufre) y alto contenido de ceniza (34% para el carbón comprado a PRODEMI y 38.5% para el carbón comprado a CICSA (antes CIMSA)), este carbón en su gran mayoría se produce en la cuenca de Río Escondido, Coahuila (CFE, 2012). La Promotora para el Desarrollo Minero de Coahuila (PRODEMI) es un organismo público descentralizado de la administración pública del Estado de Coahuila. Durante el año 2013 tenía programado surtir 287,691 toneladas de carbón a la Central José López Portillo y 595,632 toneladas a la Central Carbón II (CFE, 2013). Los parámetros a los que se hace seguimiento para verificar la calidad del carbón se muestran en la tabla 21 (CFE, 2013). Tabla 21. Parámetros Verificados en la Entrega de Carbón de PRODEMI Central

Porcentaje

Porcentaje

Porcentaje de

Poder

de Cenizas

de Humedad

Azu fr e (BS)

Calorífico

(BS)

Superior (BS) %

(Kcal/Kg)

%

%

José López Portillo

33.25

4.87

1.05

5,556

Carbón II

33.64

5.20

1.31

5,467

(BS, base seca) Fuente. CFE (2013). Minuta de la Octava Reunión Operativa CFE-PRODEMIN.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 30/62


Por su parte el Corporativo Industrial Coahuila S.A. (CICSA) es una filial a través de la cual la Compañía Altos Hornos de México S.A.B. de C.V. (AHMSA) vende la producción de carbón térmico de sus unidades MINOSA y MICARE a la CFE. Durante el año de 2013 CICSA vendió 5.76 millones de toneladas de carbón térmico a CFE (279 mil toneladas a través de PRODEMI). En diciembre de 2012 CICSA firmó un contrato con CFE para el suministro de hasta 40.2 millones de toneladas de carbón térmico y vigencia de 6 años. (AHMSA, 2013) Tabla 22. Especific aciones d el Carbón de Impor tación para la Central Carbón II. ESPECIFICACIONES (LIMITES) CARACTERÍSTICAS

NORMA ASTM Mínimo

Máximo

5,830

6,400

Poder Calorífico Superior, kcal/kg (base como se recibe)

D 5865-04

Contenido de Ceniza, % Peso (base como se recibe)

D 3174-04 ó D 5142-04

16.0

Contenido de Materia Volátil, % Peso (base como se recibe)

D 3175-02 ó D 5142-04

42.0

Contenido de Humedad Total, % Peso (base como se recibe)

D 3302-07 ó D 2961-07

13.0

Contenido de Azufre, % Peso (base como se recibe)

D 4239-05

1.0

Índice de Libre Expansión FSI, Adimensional

D 720-91(2004)

5.0

Índice de Dureza HGI, Adimensional

D 409-02

40

Deformación inicial de la ceniza en Atmósfera Reductora, ºC

D 1857-04

1,150

Fuente: CFE, Licitación Pública Internacional Abierta 18164067-007-05 (LI-507/05). Anexos, Tabla 1 Especificaciones para el Carbón Mineral Térmico.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 31/62


Tabla 23. Especif icacio nes del Carbón de Importación p ara la Central Petacalco. CARACTERÍSTICAS Poder Calorífico Superior, kcal/kg (base como se recibe) Contenido de Ceniza, % Peso (base como se recibe) Contenido de Materia Volátil, % Peso (base como se recibe) Contenido de Humedad Total, % Peso (base como se recibe) Contenido de Azufre, % Peso (base como se recibe) Índice de Libre Expansión FSI, Adimensional Índice de Dureza HGI, Adimensional Deformación inicial de la ceniza en Atmósfera Reductora, ºC

NORMA ASTM D 5865-04

ESPECIFICACIONES (LIMITES) TIPO 1 TIPO 2 TIPO 3 6,400 Mínimo

6,300 Mínimo

6,000 Mínimo

12.2 Máximo

13.0 Máximo

15.0 Máximo

25.0 Mínimo 38.0 Máximo



10.0 Máximo

12.0 Máximo

14.0 Máximo

D 4239-04a

1.0 Máximo

1.0 Máximo

1.5 Máximo

D 720-91(2004)

2.0 Máximo

3.0 Máximo

3.0 Máximo

D 409-02

48 Mínimo

48 Mínimo

45 Mínimo

D 1857-04

1,227 Mínimo

1,227 Mínimo

1,227 Mínimo

D 3174-04 ó D 5142-04 D 3175-02 ó D 5142-04 D 3302-02a ó D 2961-02

CFE Contrato para la adquisición de carbón mineral para la Central Carbón II. Anexo 1 Tabla 2. Especificaciones Técnicas del Carbón.

La CFE tiene además la alternativa de comprar carbón a proveedores extranjeros a través de licitaciones públicas internacionales donde se especifican las propiedades del carbón térmico. En el año 2013 tenía planeado comprar de entre 402 mil y 575 mil toneladas de carbón de acuerdo a las especificaciones mostradas en la tabla 22. La central dual de Petacalco utiliza carbón importado de bajo contenido de azufre y ceniza (CFE, 2012). En la tabla 23 se muestran las especificaciones del carbón que se compra por licitación pública internacional. Como se observa en las tablas 21 a 23, las especificaciones del carbón, tanto nacional como de importación, no incluyen el contenido de carbón o el análisis elemental. Dado que la mayor cantidad del carbón térmico es consumido en las Centrales de la CFE se propone muestrear en la Central Carbón III y en la Central de Petacalco. Además, se indagará en la Gerencia de Carbón de la CFE la posible existencia de información estadística sobre el contenido de carbono del carbón térmico utilizado en las Centrales que utilizan este combustible fósil así como de su Poder Calorífico. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 32/62


Carbón Metalúrgico/Coque de Carbón (Siderúrgico).

El carbón metalúrgico se utiliza para la producción de coque de carbón, mientras que el carbón térmico es usado por algunas plantas generadoras de electricidad. La alta cantidad de material volátil en el carbón térmico comparado con el carbón metalúrgico, así como también otras características, lo hace impropio para la producción de coque de carbón. Como puede observarse en la tabla 20, la mayor parte del coque de carbón se utiliza en la industria siderúrgica. De hecho, AHMSA pretende que sus subsidiarias mineras provean la mayoría del carbón metalúrgico requerido para producir el coque de carbón necesario por sus procesos productivos de acero (AHMSA, 2013). En el 2013 la Unidad MIMOSA de AHMSA operó tres minas de carbón subterráneas y dos a cielo abierto. Las minas subterráneas de Unidad MIMOSA están localizadas aproximadamente a 130 kilómetros por ferrocarril de la siderúrgica. En 2013 la unidad MIMOSA produjo 1.63 millones de toneladas de carbón metalúrgico, que fue usado en su totalidad en la producción de acero en AHMSA (AHMSA, 2013). La Unidad MIMOSA opera dos plantas lavadoras de carbón, que son usadas para limpiar el carbón de materiales no combustibles generados durante el proceso de extracción y para reducir el contenido de ceniza. Una lavadora reduce el contenido de ceniza de un promedio de 47.0% a un promedio de 13.5%, cantidad esta última en la que los hornos de coquización de AHMSA están diseñados para operar. El carbón metalúrgico de la Unidad MIMOSA es transportado por ferrocarril a las instalaciones de AHMSA en Monclova, Coahuila, a precios de flete prevalecientes en el mercado (AHMSA, 2013) Durante el año 2013 AHMSA compró 449 mil toneladas de carbón metalúrgico a proveedores externos. Las compras de carbón metalúrgico a terceros se requieren para mejorar la mezcla de carbón en lo referente a cantidad de materia volátil, azufre y cenizas (AHMSA, 2013). El carbón metalúrgico es convertido en coque de carbón al calentarlo en hornos sellados. AHMSA posee dos plantas de coque que realizan esta función. En el 2013 la producción total de coque de carbón de AHMSA fue de 1,711 mil toneladas (AHMSA, 2013). 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 33/62


De lo anterior puede concluirse que la producción y uso de coque de carbón está concentrada en AHMSA, por lo que la solicitud de obtención de muestras y de información estadística sobre el contenido de carbono y el poder calorífico del coque de carbón se debe hacer a Altos Hornos de México. 3.1.4 Combus tibles Altern os.

El Balance Nacional de Energía no presenta información desglosada del consumo de combustibles alternos a los fósiles vendidos de primera mano por Pemex, aunque presenta información sobre el consumo de leña, bagazo de caña y biogás. De acuerdo a la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía los Usuarios de Patrón Alto de Consumo de Energía (UPAC) deben reportar a la Comisión Nacional de Uso Eficiente de la Energía (CONUEE) su consumo de electricidad, combustibles fósiles convencionales, combustibles alternos y biocombustibles. Se considera UPAC a cualquier persona física o moral que cumpla con cualquiera de los tres siguientes criterios: 

Que su consumo anual de electricidad en el año calendario inmediato anterior haya superado los seis Gigawatts-hora.



Que su consumo anual de combustibles en el año calendario inmediato anterior haya superado los nueve mil barriles de petróleo crudo equivalentes (BPE), excluyendo combustibles para el transporte.



Que bajo su nombre, denominación o razón social hayan operado una flota de más de cien unidades de transporte de carga o pasajeros durante el año anterior.

En la tabla 24 se presenta el listado de materiales diferentes a los convencionales cuyo consumo debe reportarse a la CONUEE anualmente. El listado lo publica en el Diario Oficial (DOF) esta Comisión a más tardar el 30 de noviembre de cada año (CONUEE, 2013). En este listado se publican los poderes caloríficos de cada material y los valores equivalentes a un barril de petróleo (BPE). 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 34/62


Tabla 24. Lista de Materiales No Convencio nales para Identificar a Usuarios de Alto Consumo Energético. Combustible

Bio energéticos

Biomasa

Biodiésel Biogás Etanol anhidro Bagazo de caña Bagazo de Malta Caña de maíz Carbón vegetal 7 – 2% de humedad Leña Madera 25 – 20 % de humedad Madera pellets Paja de arroz

Residuos Sólidos Urbanos

Residuos Industriales

Turba 50 – 35 % de humedad Algodón Cartón ordinario, empaques, envases Fieltro y linóleo Hule viejo Lana y seda Legumbres verdes Paneles, fibras, partículas y pedacería de madera Papel ordinario, o kraft ABS Acetona Asfaltos Benceno Gas de alto horno Gas de coque Licor negro Llantas Lodos orgánicos Lubricantes Neopreno PVC Pintura y barniz Poliestireno

Poder Calorífico Neto (PCN) 18,837 19.93 3,362 7,055 7,056 14,651

Unidades (MJ/m3) (MJ/m3) (MJ/barril) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t)

BPE por unidad de masa o volumen indicada en Unidades 3.2979 0.0035 0.5886 1.2351 1.2353 2.565

29,000 – 30,000

(MJ/t)

5.0771 a 5.2522

14,486

(MJ/t)

2.5361

13,000 a 15,000

(MJ/t)

2.2760 a 2.6261

17,584 12,139 a 16,744

(MJ/t)

3.0785

(MJ/t)

2.1252 a 2.9314

12,000 a 14,000

(MJ/t)

2.1009 a 2.4510

16,744 14,232 a 14,651 20,930 a 25,535 13,395 19,256 a 20,511 3,349 18,837 a 19,256 16,325 a 17,163 34,744 28,883 5,971 37,674 3.454 18.423 15,070 25,116 8,791 a 15,070 6,037 25,116 18,837 a 22,186 18,837 41,860

(MJ/t) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/bl) (MJ/t) (MJ/m3) (MJ/m3) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/barril) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t) (MJ/t)

2.9314 2.4917 a 2.5650 3.6643 a 4.4705 2.3451 3.3712 a 3.5909 0.5863 3.2979 a 3.3712 2.8581 a 3.0048 6.0828 5.0567 1.0454 6.5957 0.0006 0.0032 2.6384 4.3972 1.5391 a 2.6384 1.0569 4.3972 3.2979 a 3.8842 3.2979 7.3286

Fuente: CONUEE (2013) Lista de Combustibles que se considerarán para identificar a los Usuarios con un Patrón de Alto Consumo, así como los factores para determinar las equivalencias en términos de barriles equivalentes de petróleo. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 35/62


La CONUEE (2014) publicó que para el año 2013 los Usuarios de Patrón Alto de Consumo reportaron un uso total de poco más de 1,500 PJ. En la tabla 25 se reproduce la información reportada por la CONUEE. El consumo de los combustibles alternos se reportó como de 226 PJ, es decir un 15% del consumo total de los UPAC. Los sectores que reportaron un mayor consumo de combustibles alternos fueron el sector industrial, el sector transporte y el sector de los servicios, en orden decreciente de utilización de energía. El consumo de combustibles alternos equivale al cuatro y medio por ciento del consumo final total energético de México en el año de 2013, según el SIE (2014) Desafortunadamente el consumo de combustibles alternos publicado por la CONUEE no se desglosa por tipo de de acuerdo a los enlistados en la Tabla 24. Tabla 25. Consumo de UPAC. Energético Sector

Gas Diésel Natural

Electricidad

Biogás

Gas LP

asolinas Otros y naftas Energéticos

Subtotal

1,008.39

6.82

160.89

0.66

0.44

1.63

134.40

1,312.73

Transporte

1.67

62.87

1.96

0.00

0.04

1.75

66.52

134.81

Servicios

4.81

2.29

22.91

0.00

0.04

0.13

23.43

53.61

Otros Sectores

0.00

1.61

4.50

0.00

0.02

0.25

1.83

8.21

Sub total

1,014.86

73.59

189.76

0.66

0.55

3.76

226.18

1,509.36

Industrial

Fuente: CONUEE (2014) Usuarios con un Patrón de Alto Consumo de Energía (UPAC). Informe de Actividades 2009-2013.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 36/62


La SEMARNAT (2014) publica la lista de compañías autorizadas para reciclar residuos peligrosos. Dentro de esa lista aparecen, dentro de rubro 1, las empresas que están autorizadas para elaborar combustibles alternos. La elaboración de combustible alterno puede ser a partir de: 

aceites lubricantes gastados,



residuos, textiles, madera, papel, cartón, envases de plástico y plásticos, libres de metales e impregnados con hidrocarburos, aceites, solventes, pinturas, resinas, tintas, grasas, barniz, adhesivos, lodos con hidrocarburos y natas de pinturas,



materia prima para negro de humo,



fondos de destilación de solventes,



solvente de absorción,



disolventes orgánicos,



aceites gastados de corte y enfriamiento en las operaciones de troquelado, fresado, taladrado y esmerilado,



residuos de disolventes empleados en el lavado de los equipos de proceso,



gasolina, diesel y naftas gastados o sucios provenientes de estaciones de servicio y talleres automotrices,



aceites hidráulicos y aceites dieléctricos (libres de PCB) usados contaminado con residuos peligrosos.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 37/62


Como puede observarse en la tabla 26, veinticinco plantas tienen autorizada una capacidad total de más un millón ochocientas mil toneladas para la elaboración de combustibles alternos. Esta capacidad está distribuida en la mayor parte del país. Tabla 26. Empresas autor izadas por SEMARNAT para elaborar c ombusti bles alternos. Empresa Ecoltec, S.A. de C.V. (Planta Macuspana) Ecoltec, S.A. de C.V. (Planta Ramos Arizpe) Bravo Energy México, S. de R.L. de C.V. Ecoltec, S.A. de C.V. (Planta Orizaba) Ecoltec, S.A. de C.V. (Planta Apaxco) Angélica Lugo García Pro Ambiente, S.A. de C.V. (Planta Blender) Ecoltec, S.A. de C.V. (Planta Tecomán) Pro Ambiente, S.A. de C.V. (Planta Huichapan) Pro Ambiente, S.A. de C.V. (Planta Noreste) Jesús Bernardo Parra Coronado Residuos Industriales Multiquim, S.A. de C.V. (Planta Xalostoc) Asfaltos Energex, S.A. de C.V. Ecoltec, S.A. de C.V. (Planta Acapulco) RECSA, S.A. de C.V. Recuperados y Reciclados, S.A. de C.V. Reciclados y Destilados de Monterrey, S.A. de C.V. Combustibles Ecológicos de Acatic, S.A. de C.V. Tranquilida Integral en Residuos, S.A. de C.V. Sistemas de Tratamiento Ambiental, S.A. de C.V. Diator, S.A. de C.V. Petroquímica de Aceites, S.A. de C.V. Industrial Cerámica Joven, S.A. de C.V. Ladrillera Docal, S.A. de C.V.

Municipio

Estado

Término Vigencia

Capacidad (toneladas/año)

Macuspana

Tabasco

28/11/2018

462,800

Ramos Arizpe

Coahuila

17/05/2015

331,100

Santa Rosa Jáuregui

Querétaro

15/04/2016

146,000

Ixtaczoquitlán

Veracruz

23/03/2019

128,000

Apaxco

Estado de México 24/09/2017

126,000

Acolman


120,000

Torreón

Coahuila

27/09/2016

117,000

Tecomán

Colima

17/04/2019

100,800

Huichapan

Hidalgo

11/01/2018

79,000

Cadereyta Jiménez

Nuevo León

01/06/2015

65,000

Hermosillo

Sonora

26/02/2015

35,100


30,000

Ecatepec de Morelos Cadereyta Jiménez

Nuevo León

22/04/2015

20,611

Acapulco de Juárez

Guerrero

19/11/2018

15,000


14,000

Tecámac Atotonilco de Tula

Hidalgo

26/02/2015

9,600

García

Nuevo León

31/07/2017

9,300

Acatic

Jalisco

03/05/2015

7,000

García

Nuevo León

07/06/2023

6,750

Irapuato

Guanajuato

25/10/2020

6,000

León

Guanajuato

16/12/2021

5,520

San Luis Potosí

San Luis Potosí

19/12/2016

2,000

Chiapa de Corzo

Chiapas

16/01/2017

1,507

Chiapa de Corzo

Chiapas

06/12/2016 Total

1,507 1,839,594

Fuente: SEMARNAT (2014) Empresas Autorizadas para el Manejo de Residuos Peligrosos . Rubro 1.(Versión actualizada al 30 de junio de 2014). 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 38/62


La SEMARNAT (2014) también presenta, como rubro 2, una la lista de empresas, no incluidas las plantas de producción de cemento que aparecen en el rubro 3, autorizadas para aprovechar los residuos peligrosos utilizándolos como energéticos dentro de sus procesos productivos. La mayoría de estas empresas están autorizadas para el reciclaje energético de combustibles alternos formulados a partir de aceites usados pero en algunos casos están autorizados para el reciclaje energético de mezclas de otros residuos peligrosos, tales como los generados en el proceso de purificación de alcohol grado combustible de las plantas de producción de acetato de etilo, los provenientes de la producción de acrilato de metilo o los obtenidos en la producción de ácido acrílico o están autorizadas para el reciclaje de solventes usados y material sólido (estopa, trapo, cartón, maderas, entre otros) impregnados con combustóleo, diesel, aceite o solventes. En la tabla 27 se puede observar que la capacidad autorizada es de un poco más de setecientos cincuenta mil toneladas por año. La Comisión Federal de Electricidad concentra el ochenta por ciento de esta capacidad y la central Plutarco Elías Calles tiene autorizadas casi seiscientas mil toneladas.

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 39/62


Tabla 27. Empresas autori zadas po r SEMARNAT para aprovech ar energéticamente residuos peligrosos. Empresa Comisión Federal de Electricidad (Central Termoeléctrica Presidente Plutarco Elías Calles) Grupo Papelero Scribe, S.A. de C.V. (Planta San Rafael) Grupo Papelero Escribe, S.A. de C.V. PEMEX Petroquímica (Complejo Petroquímica Pajaritos) Akra Polyester, S.A. de C.V. (antes Teijin Akra, S.A. de C.V.) Comisión Federal de Electricidad (Complejo Termoeléctrico Manzanillo) Grupo Celanese, S. de R.L. de C.V. (Planta Cangrejera) Regio Cal, S.A. de C.V. Papeles Ultra, S.A. de C.V. Comisión Federal de Electricidad (Central Termoeléctrica Punta Prieta) Comisión Federal de Electricidad (Complejo Termoeléctrico Pdte. Adolfo López Mateos) *Manufacturas Metálicas, S.A. de C.V. Recicladora Industrial de Acumuladores, S.A. de C.V. Comisión Federal de Electricidad (Central Termoeléctrica Francisco Pérez Ríos) Hyundai de México, S.A. de C.V. Forjas y Chatarras, S.A. de C.V. Comisión Federal de Electricidad (Central Termoeléctrica Puerto Libertad) Comisión Federal de Electricidad (Central Termoeléctrica Carlos Rodríguez Rivero) Ingenio Alianza Popular, S.A. de C.V. Ingenio Tres Valles, S.A. de C.V. Comisión Federal de Electricidad (C.T. Salamanca) Ingenio San Nicolás, S.A. de C.V. Ingenio Adolfo López Mateos, S.A. de C.V. Ingenio Mahuixtlán, S.A. de C.V. Comisión Federal de Electricidad (C.T. Merida II)

Municipio

Estado

Término de Vigencia

Capacidad (toneladas/año)

La Unión de Isidoro Montes de Oca

Guerrero

12/08/2014

590,000

Tlalmanalco

Estado de México

19/02/2019

43,800

Ixtaczoquitlán

Veracruz

28/02/2018

33,580

Coatzacoalcos

Veracruz

13/09/2017

27,700

Monterrey

Nuevo León

09/03/2019

17,790

Manzanillo

Colima

12/04/2016

13,140

Coatzacoalcos

Veracruz

28/06/2017

8,760

Villa García Ixtapaluca

Nuevo León Estado de México

30/06/2018 03/05/2015

8,147 8,100

La Paz

Baja California Sur

08/10/2014

3,476

Tuxpan

Veracruz

14/02/2016

1,643

Ecatepec de Morelos

Estado de México

Indefinida

648

Santa Catarina

Nuevo León

09/07/2017

600

Tula de Allende

Hidalgo

22/09/2018

288

Tijuana Ramos Arizpe

Baja California Coahuila

09/06/2021 29/04/2019

120 114

Pitiquito

Sonora

15/09/2016

50

Guaymas

Sonora

07/09/2016

45

Tamasopo Tres Valles

San Luis Potosí Veracruz

24/05/2021 27/08/2015

42 26

Salamanca

Guanajuato

11/06/2018

20

Cuichapa San Juan Bautista Tuxtepec Coatepec

Veracruz

21/12/2014

19

Oaxaca

06/10/2015

18

Veracruz

04/02/2019

9

Mérida

Yucatán

18/01/2018

4.5

Total

758,139

Fuente: SEMARNAT (2014) Empresas Autorizadas para el Manejo de Residuos Peligrosos . Rubro 2. .(Versión actualizada al 30 de junio de 2014).

04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 40/62


Además la SEMARNAT (2014) autoriza a las empresas cementeras para que puedan reciclar y coprocesar residuos peligrosos como combustibles formulados o de recuperación. El máximo que pueden sustituir es el 30% del combustible utilizado normalmente. En el mes de junio de 2014 tenían autorización para reciclar y coprocesar residuos peligrosos treinta y dos plantas de las empresas cementeras establecidas en el país, como se muestra en la tabla 28 de acuerdo a la lista del rubro 3 actualizada en el mes de junio de 2014. Si bien la distribución geográfica de las plantas autorizadas es bastante uniforme en todo el país, el Estado de Hidalgo concentra el veinticinco por ciento de las plantas autorizadas. Estas empresas pueden aprovechar como energéticos a los residuos peligrosos como llantas, resinas, aceite gastado, mezcla de solventes y aceites, sólidos impregnados (textiles, estopa y envases), carbón activado proveniente de las plantas de tratamiento de agua residual, grasas lubricantes, hule y plástico impregnado de residuos peligrosos, basura contaminada con pintura, así como el coprocesamiento de materiales susceptibles de utilizarse como materia prima en el proceso de elaboración del cemento en los hornos de calcinación de clinker . Tabla 28. Empresas cementeras autor izadas por SEMARNAT para aprov echar energéticamente residuos peligrosos. Empresa

Municipi o

Estado


Máximo de Sustitución

Tepezala

Aguascalientes

23/05/2023

30% de sustitución de combustible alterno 30% de sustitución de combustible alterno

Cementos y Concretos Nacionales, S.A. de C.V. CEMEX-MÉXICO, S.A. de C.V. Planta Ensenada (antes Cementos Guadalajara, S.A. de C.V.) GCC Cemento, S.A. de C.V.

Ensenada

Baja California

12/12/2018

Chihuahua

Chihuahua

17/04/2019

GCC Cemento, S.A. de C.V. (Planta Juárez)

Ciudad Juárez

Chihuahua

22/09/2019

Juárez

Chihuahua

19/03/2015

Ramos Arizpe

Coahuila

08/12/2018

Torreón

Coahuila

12/12/2018

30% de sustitución de combustible alterno

Tecomán

Colima

17/04/2019

30% Sustitución

Acapulco de Juárez

Guerrero

08/12/2018

30% de sustitución de combustible alterno

GCC Cemento, S.A. de C.V. (Planta Samalayuca) Cementos Apasco, S.A. de C.V. (Planta Ramos Arizpe) CEMEX-MÉXICO, S.A. de C.V. Planta Torreón (antes Cementos Mexicanos, S.A. de C.V.) Cementos Apasco, S.A. de C.V. (Planta Tecomán) Cementos Apasco, S.A. de C.V. (Planta Acapulco) 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 41/62

30% Sustitución 30% de sustitución de combustible alterno 30% de sustitución de combustible 30% de sustitución de combustible alterno


Tabla 28. Empresas autori zadas po r SEMARNAT para aprovech ar energéticamente residuos peligrosos.(Continuacion) Empresa

Municipio

Estado


Máximo de Sustitución

CEMEX-MÉXICO, S.A. de 30% de sustitución de C.V. Planta Huichapan (antes Cementos Huichapan Hidalgo 12/12/2018 combustible alterno Mexicanos, S.A. de C.V.) CEMEX-MÉXICO, S.A. de 30% de sustitución de C.V. Planta Atotonilco (antes Cementos Atotonilco de Tula Hidalgo 12/12/2018 combustible alterno Tolteca, S.A. de C.V.) Cooperativa la Cruz Azul, Tula de Allende Hidalgo 30/04/2019 30% sustitución S.C.L. (Planta Tula, Hidalgo) Lafarge Cementos, S.A. de 30% de sustitución de Atotonilco de Tula Hidalgo 24/06/2016 C.V. (Planta Tula) combustible alterno Lafarge Cementos, S.A. de 30% de sustitución de Atotonilco de Tula Hidalgo 29/04/2015 C.V. Planta Vito combustible alterno CEMEX-MÉXICO, S.A. de 30% de sustitución de C.V. Planta Guadalajara (antes Preconcreto Tlaquepaque Jalisco 12/12/2018 combustible alterno de Alta Resistencia, S.A. de C.V.) CEMEX-MÉXICO, S.A. de 30% de sustitución de C.V. Planta Zapotiltic (antes Cementos Zapotiltic Jalisco 12/12/2018 combustible alterno Tolteca, S.A. de C.V.) Cementos Apasco, S.A. de Estado de 30% de sustitución de Apaxco 08/12/2018 C.V. (Planta Apaxco) México combustible alterno CEMEX-MÉXICO, S.A. de Estado de 30% de sustitución de C.V. Planta Barrientos (antes Cementos del Tlalnepantla de Baz 12/12/2018 México combustible alterno Yaqui, S.A. de C.V.) Cementos Moctezuma, S.A. de C.V. (Planta 30% de sustitución de Emiliano Zapata Morelos 01/09/2016 Tepetzingo) combustible alterno Cementos Portland Moctezuma, S.A. de C.V. Jiutepec Morelos Indefinida 30% CEMEX-MÉXICO, S.A. de 30% de sustitución de C.V. Planta Monterrey (antes Cementos Monterrey Nuevo León 12/12/2018 combustible alterno Mexicanos, S.A. de C.V.) CEMEX-MÉXICO, S.A. de Hidalgo Nuevo León 12/12/2018 30% de sustitución C.V. (Planta Hidalgo) Cooperativa la Cruz Azul, El Barrio de la Soledad Oaxaca 30/04/2019 30% de sustitución S.C.L. (Planta Lagunas, Oaxaca) Lagunas CEMEX-MÉXICO, S.A. de 30% de sustitución de C.V. Planta Tepeaca (antes Cementos Cuautinchán Puebla 12/12/2018 combustible alterno Tolteca, S.A. de C.V.) Cementos Moctezuma, S.A. de C.V. (Planta San Luis Cerritos 17/05/2015 30% de sustitución total Cerritos) Potosí CEMEX-MÉXICO, S.A. de San Luis Superior al 30% y hasta el Ciudad Valles 12/12/2018 C.V. (Planta Valles) Potosí 60% CEMEX-MÉXICO, S.A. de San Luis 30% de sustitución de Tamuín 12/12/2018 C.V. (Planta Tamuín) Potosí combustible alterno CEMEX-MÉXICO, S.A. de 30% de sustitución de C.V. Planta Yaqui (antes Cementos del La Colorada Sonora 12/12/2018 combustible alterno Yaqui, S.A. de C.V.) CEMEX-MÉXICO, S.A. de 30% de sustitución de C.V. Planta Hermosillo CPN (antes Cemento Hermosillo Sonora 12/12/2018 combustible alterno Portland Nacional, S.A. de C.V.) Cementos Apasco, S.A. de 30 % de sustitución del Macuspana Tabasco 19/03/2019 C.V. (Planta Macuspana) total Cementos Apasco, S.A. de 30% de sustitución de Ixtaczoquitlán Veracruz 28/11/2018 C.V. (Planta Orizaba) combustible alterno CEMEX-MÉXICO, S.A. de 30% de sustitución de C.V. Planta Mérida (antes Cementos Maya, Mérida Yucatán 12/12/2018 combustible alterno S.A. de C.V.) Fuente: SEMARNAT (2014) Empresas Autorizadas para el Manejo de Residuos Peligrosos . Rubro 3. (Versión actualizada al 30 de junio de 2014). 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 42/62


REFERENCIAS DE NORMA, REGULACIONES Y ESTANDARES APLICABLES.

Los métodos de prueba que se utilizarán para muestrear y determinar las propiedades de los combustibles se presentan en la tabla 29: Tabla 29. Métodos estandarizados d e prueba. METODO ASTM D4057 ASTM D5854* ASTM D1265 GPA-2166* GPA 2286* ASTM D1945* ASTM D6730*

ASTM D7169* ASTM D5291 ASTM C 1408 ASTM D240 ASTM D1298* ASTM D70

DESCRIPCION Practica estandarizada para la obtención de muestras de petróleo y de productos derivados del petróleo. Práctica estandarizada para mezclado y manejo de muestras líquidas del petróleo y productos del petróleo. Práctica estandarizada para muestrear Gases Licuados de Petróleo, Método Manual. Obtención de muestras de gas natural para análisis por cromatografía de gases. Método tentativo de análisis extendido para gas natural y mezclas gaseosas similares por cromatografía de gases a temperatura programada Método estandarizado de prueba para el análisis de gas natural por cromatografía de gas. Método estandarizado de prueba para la determinación de componentes individuales en combustibles para motor de ignición por cromatografía de gas de alta resolución con columna capilar de 100 m capilar empleando pre columna. Método estandarizado de prueba para obtener la distribución del punto de ebullición de muestras con residuos tales como petróleo crudo, aceites y residuos atmosféricos de vacío por cromatografía de gases en alta temperatura. Métodos estandarizados de prueba para la determinación instrumental de carbono, hidrógeno y nitrógeno en productos del petróleo y lubricantes. Método estandarizado de prueba para la determinación instrumental de carbono (total) en polvo y pellets de óxido de uranio por combustión directa adaptado para determinar carbono, hidrógeno y nitrógeno en sólidos. Método estandarizado de prueba para determinar el calor de combustión de hidrocarburos líquidos combustibles por bomba calorimétrica. Método estandarizado de prueba para la determinación de densidad de líquidos. Método estandarizado de prueba para la determinación de densidad de sólidos

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ASTM D4057. Práctica estandarizada para la obtención de muestras de petróleo y de producto s derivados del petróleo.

Esta norma proporciona los procedimientos para obtener manualmente muestras de petróleo y productos de petróleo tanto líquidos, como semi-líquidos o sólidos de tanques, tuberías, tambores, barriles, latas, bolsas, calderos y espacios abiertos. Describe en detalle los factores que deben considerarse para obtener una muestra representativa. Estos factores incluyen las pruebas que deben hacerse en la muestra, el tipo de recipiente que debe usarse para el muestreo y las instrucciones para muestrear materiales especiales. ASTM D5854. Pr áctic a estandarizad a par a mezc lad o y manejo de muestr as líqui das del petróleo y prod uctos d el petróleo.

Esta práctica cubre los procedimientos de manejo, mezcla y acondicionamiento que se requieren para asegurar que se obtengan muestras representativas de petróleo o productos derivados del petróleo al pasar la muestra del contenedor de muestra primario al aparato de prueba analítica o a un contenedor intermedio. Las muestras representativas de petróleo o productos derivados del petróleo son necesarias para la determinación de las propiedades físicas y químicas utilizadas para establecer estándares de volumen, precios y su cumplimiento de las especificaciones regulatorias y comerciales. Las muestras requieren de un manejo cuidadoso, desde el momento de su recopilación hasta que son analizadas, para mantener integra su composición.

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D1265 Práctica Estandarizada para Muestrear Gases Licuados de Petróleo, Método Manual.

Esta práctica cubre el equipo y los procedimientos para obtener muestras representativas de gas LP para realizar las pruebas requeridas para cumplir con sus especificaciones. Está práctica puede ser usada para otros líquidos del gas natural que están normalmente en una fase (gas natural licuado, butano, etc.). No es aconsejado su uso en corrientes que contengan gran cantidad de gases no disueltos (como nitrógeno y bióxido de carbono), agua libre o cualquier otra fase separada. Una muestra líquida de gas LP es transferida del equipo o tubería a muestrear al recipiente que contendrá la muestra. El recipiente de muestra se purga y se llena con el mismo líquido a muestrear, posteriormente se reduce 20% la cantidad de líquido en el recipiente de manera que permanezca sólo el 80% o menos. El recipiente de muestra es un cilindro que soporta alta presión, preferentemente de acero inoxidable, equipado con válvulas en cada uno de sus extremos y un tubo interior en uno de sus extremos que proveerá del volumen libre (ullage) al realizar la purga. GPA-2166 Obtención de muestras de gas natural para análisis por cromatografía de gases.

El propósito específico de este método es recomendar los procedimientos para la obtención de muestras en las corrientes de gas natural

representativas de la

composición de la fase vapor del sistema que está siendo analizado. Estas muestras deben ser representativas y posteriormente en recipientes adecuados transportadas a un laboratorio y analizadas por composición y/o traza o analizadas en sitio con cromatógrafos portátiles. Los recipientes deben seleccionarse para que la toma, 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 45/62


almacenamiento y transporte de la muestra no altere la composición de gas para las pruebas en laboratorio GPA 2286 Método de análisis extendido para gas natural y mezclas gaseosas similares por cromatografía de gases a temperatura programada

Los componentes a ser determinados en una muestra gaseosa físicamente separados por cromatografía de gases y en comparación con los datos de calibración obtenidos en condiciones de funcionamiento idénticas. Se establecen los volúmenes de la muestra en fase gaseosa se carga la muestra y se divide el análisis en tres secciones. La primera sección de separación de oxígeno, nitrógeno y metano está matemáticamente a la segunda sección que separa el metano a través de pentano normal. En la tercera sección, que separa los componentes de iso-pentano través de tetradecano ASTM D1945. Méto do estandari zado de pr ueb a para el anál is is de gas natur al po r cro matogr afía de gases.

Este método de prueba cubre la determinación de la composición química de los gases naturales y mezclas gaseosas similares dentro del intervalo de composición mostrado en la tabla 30. Este método de análisis puede ser abreviado para el análisis de gases naturales secos que contienen cantidades despreciables de hexanos y compuestos más pesados o para la determinación de sólo uno o más componentes. Esta prueba es significativa pues proporciona los datos necesarios para calcular diversas propiedades del gas natural como su poder calorífico o su densidad relativa y desde luego su contenido de carbono.

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Tabla 30. Componentes del gas natural e intervalos de co mposici ón c ubiertos p or la norma ASTM D1945 Componente

Mol (%)

Helio

0.01 a 10

Hidrógeno

0.01 a 10

Oxígeno

0.01 a 20

Nitrógeno

0.01 a 100

Bióxido de Carbono

0.01 a 20

Metano

0.01 a 100

Etano

0.01 a 100

Acido sulfhídrico

0.3 a 30

Propano

0.01 a 100

Iso‐butano

0.01 a 10

n‐Butano

0.01 a 10

Neo pentano

0.01 a 2

Iso pentano

0.01 a 2

n‐Pentano

0.01 a 2

Isómeros de Hexano

0.01 a 2

Heptanos+

0.01 a 1

ASTM D6730. Método estandar izad o de pr ueb a para la det erm inación de los componentes individuales de combustibles para motores de combustión interna por medio de cromatografía de gases de alta resolución con columna capilar de 100 metros y p re colu mna.

Este método de prueba cubre la determinación de los componentes individuales, principalmente hidrocarburos, de los combustibles para motores de combustión interna con intervalo de ebullición de hasta 225°C, así como de sus mezclas con compuestos oxigenados como MTBE, ETBE y etanol. También pueden analizarse otras mezclas de hidrocarburos ligeros encontrados en las operaciones de refinación de petróleo tales como naftas, reformados, alquilados y otros, pero la validación estadística fue obtenida sólo con mezclas de combustibles terminados para motores de combustión interna. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 47/62


Las muestras representativas de las gasolinas se introducen en una columna de cromatografía de gases equipados con una columna capilar cubierta con metilsilicona y equipada con una columna auxiliar previa en las que los diferentes compuestos salen en tiempos definidos. Esta prueba es significativa pues proporciona los datos necesarios para calcular diversas propiedades de las gasolinas como su poder calorífico y desde luego su contenido de carbono. Además, se pueden utilizar los datos para controlar las especificaciones de las gasolinas o para controlar sus procesos de producción. ASTM D7169. Método est and ari zado de pr ueb a par a det erm inar la dist ri bu ci ón del punto d e ebullici ón de muestras con residuos tales como petróleo crud o, aceites y residuos atmosféricos de vacío por cromatografía de gases en alta temperatura.

Este método de prueba cubre la determinación de la distribución de puntos de ebullición y los intervalos de corte de petróleo crudo y residuos utilizando cromatografía de gases a alta temperatura. La cantidad de muestra recuperada se determina utilizando un estándar interno. El método extiende la aplicabilidad de la destilación simulada a muestras que no se separan completamente en el sistema cromatográfico y es utilizado para determinar la distribución de puntos de ebullición hasta una temperatura de 720 °C que corresponde a la separación de la parafina de 100 átomos de carbono (C100). Este método está también diseñado para obtener la distribución de otras muestras que no se separan completamente como residuos de la destilación atmosférica, residuos de la destilación a vacío, etc. El método utiliza columnas cromatográficas con películas delgadas y no se recomienda para separar mezclas con alto contenido de bisulfuro de carbono. 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 48/62


Este método es cromatográfico y utiliza una columna previa a una columna capilar. Ambas columnas están sujetas a una programación de la temperatura. Se utiliza un detector de ionización de flama como transductor para convertir la masa a una señal electrónica. El método cuenta con un sistema de adquisición de datos y un programa de cálculo cromatográfico que van acumulando la señal electrónica. Se utiliza una mezcla de referencia para desarrollar una curva de puntos de ebullición contra tiempos de retención del cromatograma y para determinar el factor de respuesta del detector. Esta mezcla de referencia sale completamente de las columnas y sirve también para determinar la cantidad de muestra recuperada. ASTM D5291 Métod os estandari zado de pr ueba para la det erminac ión inst ru men tal de carbono, hidrógeno y nitrógeno en produc tos del petróleo y lubricantes.

Estos métodos de prueba cubren la determinación instrumental de carbono, hidrógeno y nitrógeno en muestras de laboratorios de productos de petróleo y lubricantes. Los valores obtenidos representan el carbono total, el hidrógeno total y el nitrógeno total. Estos métodos de prueba son aplicables a muestras tales como petróleo crudo, combustóleo, aditivos y residuos para el análisis de carbono, hidrógeno y nitrógeno y fueron probados en el intervalo de concentración de cuando menos 75 a 87 por ciento de carbono, al menos 9 a 16 por ciento de hidrógeno y menos de 0.1 a 2 por ciento peso de nitrógeno. Todos los métodos de prueba convierten a los materiales en su totalidad a un gas que contiene dióxido de carbono, vapor de agua y óxidos de nitrógeno. La conversión de los materiales a los gases correspondientes tiene lugar por la combustión de la muestra a temperatura elevada en una atmósfera de oxigeno puro, los compuestos gaseosos que se pueden producir incluyen a: 

Dióxido de carbono, por la oxidación de los compuestos orgánicos y el carbón elemental,

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Dirección de Servic ios de Ingeniería Gerencia de Servicio s en Ingeniería Regió n CentroNorte F.61157.02.005 

Halogenuros de hidrógeno por la conversión de halogenuros orgánicos (o hidrógenos orgánicos, si ocurre),



Vapor de agua por la oxidación del hidrógeno y la liberación de humedad,



Nitrógeno y óxidos de nitrógeno por la oxidación de nitrógeno orgánico y



Óxidos de azufre por la oxidación de azufre orgánico.

Una vez obtenidos los productos de la combustión hay varios métodos disponibles para aislar y cuantificar los productos gaseosos y obtener la composición de carbono, hidrógeno y nitrógeno. Uno de los métodos consiste en remover primero los óxidos de azufre con una cama de óxido de calcio en la zona de combustión secundaria. Una porción de la mezcla de gases remanente es conducida con helio de arrastre a través de un tren de cobre caliente para remover el oxígeno y reducir los óxidos de nitrógeno a nitrógeno. Posteriormente, la corriente se pasa a través de hidróxido de sodio para remover al dióxido de carbono y a través de perclorato de magnesio para remover el agua. La corriente remanente de nitrógeno elemental es cuantificada en una celda de conductividad térmica. De manera simultánea, pero separadamente de la determinación de nitrógeno, celdas de infrarrojo selectivas miden las cantidades de dióxido de carbono y agua. ASTM C1408 Método est and ari zado de pr ueba par a la det erm inación de car bo no (total) en polvo y pellets de óxido de uranio por combustión directa y detección con infrarrojo.

Este método cubre la determinación de carbono en polvo y pelets de óxido de uranio y cubre la determinación de 50 a 500 microgramos de carbón residual. Este método se ha adaptado para determinar carbono total en muestras sólidas y catalizadores.

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La muestra originalmente en polvo o triturada se coloca en un crisol, se coloca en un horno calentado por inducción y se quema en una corriente de oxígeno puro a una temperatura de entre 1600 a 1700 °C. La corriente de gases de combustión se hace pasar por un catalizador (óxido de cobre) para convertir todo el monóxido de carbono a bióxido de carbono y posteriormente se hace pasar por un sistema de columnas de sílica gel platinizada, perclorato de magnesio, hidróxido de sodio y celulosa para liberar al bióxido de carbono de compuestos de azufre, nitrógeno, halógenos y agua. La corriente de bióxido de carbono puro se pasa por un detector de infrarrojo y la cantidad de carbono se determina automáticamente a partir de datos de calibración almacenados previamente al sistema de cálculo. ASTM D240. Método est and ari zado de pr ueb a par a la det erm inación del calor de combustión de hidrocarburos combustibles líquidos por medio de una bomba calorimétrica.

Este método de prueba cubre la determinación del calor de combustión de hidrocarburos combustibles líquidos con un intervalo de volatilidad desde los destilados ligeros hasta los residuos pesados. Bajo condiciones normales este método de prueba es aplicable a gasolinas, querosenos, como la turbosina, diéseles y combustóleo. El calor de combustión superior (en el cual todos los productos de la combustión son gaseosos, excepto el agua que es líquido) es determinado en este método de prueba quemando una muestra de un peso conocido en una bomba calorimétrica de oxígeno bajo condiciones controladas. El calor de combustión superior se calcula por medio de las temperaturas medidas antes, durante y después de la combustión, con las correcciones necesarias por la termoquímica y la transferencia de calor. Se pueden utilizar calorímetros con enchaquetado isotérmico o adiabático.

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El calor de combustión neto se calcula a partir del calor de combustión superior y el contenido de hidrógeno de la muestra o por medio de una formula empírica que los relaciona. ASTM D1298. Método estandarizado de prueba para la determinación de densidad de líquidos.

Este método de prueba cubre la determinación en laboratorio, utilizando un hidrómetro de vidrio en conjunto con una serie de cálculos, de la densidad, densidad relativa o de la gravedad API de petróleo crudo, productos derivados del petróleo y mezclas de productos del petróleo y productos no derivados del petróleo que normalmente sean líquidos con una presión de vapor Reid de 101.325 kPa. Los valores de densidad se determinan a temperatura ambiente y se corrigen a 15 °C por medio de cálculos y tablas estandarizadas internacionalmente. Las lecturas obtenidas inicialmente con el hidrómetro son lecturas no corregidas y por lo tanto no son mediciones de la densidad. Estas lecturas del hidrómetro se pueden efectuar a la temperatura de referencia o a cualquier otra temperatura conveniente y deberán corregirse por efectos del menisco, la expansión térmica del vidrio y los efectos de la temperatura desde la conveniente hasta la de referencia utilizando las Tablas de Mediciones del Petróleo. ASTM D70 Método est and ari zado de pr ueb a par a la det erm in aci ón de la de densidad de materiales bituminos os s emi-sólidos (Método del picn ómetro).

Este método cubre la determinación de la densidad de materiales bituminosos semisólidos, como asfalto y alquitranes, utilizando un picnómetro. El picnómetro, consistente de un recipiente cilíndrico o cónico con una tapa esmerilada perforada, que se coloca en un baño de temperatura controlada y se calibra con agua deionizada.

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Después de pesado vacío (peso A), el picnómetro se llena de agua deionizada, se coloca en el baño de temperatura controlada por más de treinta minutos, se seca exteriormente y se vuelve a pesar (peso B). Si el material es semi sólido se calienta para colocarlo en el picnómetro, llenando tan sólo una parte de éste, y dejándolo enfriar hasta temperatura ambiente para colocarlo en el baño de temperatura controlada por más de treinta minutos. Si es sólido se llena el picnómetro sólo parcialmente y se coloca en el baño de temperatura controlada por más de treinta minutos. El picnómetro se saca del baño, se seca y se pesa (peso C). Por último se llena el espacio vacío del picnómetro con agua deionizada, se coloca por más de treinta minutos en el baño de temperatura controlada, se saca, se seca y se pesa (peso D). El peso específico se calcula a partir de los pesos del picnómetro vacío (A), el peso del picnómetro con agua (B), el peso del picnómetro parcialmente lleno de (C) y el peso del picnómetro lleno parcialmente con el sólido o semisólido y con el volumen vacío lleno de agua (D).

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CONCLUSIONES Y/O RECOMENDACIONES

Plan de Muestro de los Combustibles Fósiles y Alternos Utilizados en México. Con base en el análisis de producción y consumo de los diferentes combustibles fósiles

y alternos consumidos en México se propone el siguiente plan de muestreo para los combustibles distribuidos por Pemex - Refinación: Tabla 31. Plan de muestreo para combustibles distribuidos por Pemex-Refinación . Combustible Pemex Magna Pemex Magna ZMVM Pemex Magna ZMM Pemex Magna ZMG Pemex Magna RP Pemex Premium Pemex Premium ZMVM Pemex Premium ZMM Pemex Premium ZMG Pemex Premium RP Turbosina Turbosina terminal aeropuerto ZMVM Turbosina terminal aeropuerto ZMM Turbosina terminal aeropuerto ZMG Pemex Diesel Pemex Diesel ZMVM Pemex Diesel ZMM Pemex Diesel ZMG Pemex Diesel RP Diesel marin o Diesel marino TAR Veracruz Diesel marino TAR Madero Diesel marino TAR Minatitlán Diesel industri al Diesel industrial TAR Tula Diesel industrial TAR Minatitlán Diesel industrial TAD Salamanca Combustóleo pesado Combustóleo TAR Tula Combustóleo TAR Minatitlán Combustóleo TAR Salamanca Intermedio 15 Intermedio 15 TAR Veracruz Intermedio 15 TAR Madero Intermedio 15 TAR Minatitlán Coque de petról eo Coque refinería Madero Coque refinería Cadereyta Coque refinería Minatitlán Elaboración propia 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 54/62

Número de Muestras 9 1 2 1 5 9 1 2 1 5 10 4 3 3 9 1 1 1 6 3 1 1 1 3 1 1 1 5 1 2 2 5 2 2 1 5 1 2 2


En el caso de las gasolinas y diéseles se propone muestrear una mayor cantidad de los combustibles distribuidos en el resto del país ya que se cuenta con alguna información estadística de los combustibles distribuidos en las zonas metropolitanas. Las gasolinas y diéseles automotrices se muestrearan en las estaciones de servicio de las diferentes zonas metropolitanas y el resto del país. Los demás combustibles se muestrearan en las Terminales de Almacenamiento y Reparto (TAR) establecidas en las inmediaciones de las zonas metropolitanas, puertos o refinerías a excepción del coque que se muestreará en las refinerías que lo producen. Para el caso de los combustibles distribuidos por Pemex – Gas y Petroquímica Básica (PGPB) se propone el siguiente plan de muestreo: Tabla 32. Plan de muestreo para los co mbustibl es distrib uidos por Pemex - Gas y Petroq uímica Básic a . Combus tible Número de Muestras Gas natural seco 10 Gas sector ZMVM 2 Gas natural sector ZMM 2 Gas natural sector ZMG 2 Gas natural sector Nuevo Pemex 2 Gas natural sector Madero 2 Gas residu al 5 Gas residual refinería Tula 2 Gas residual refinería Salamanca 1 Gas residual CPG Nuevo Pemex 1 Gas residual CPG Cactus 1 Gas LP 10 TDGLP Cactus 1 TDGLP Monterrey 1 TDGLP Zapopan 1 TDGLP Abasolo 1 TDGLP Tula 1 TDGLP Tepeji 1 TDGLP Poza Rica 1 Gas LP carburación ZMVM 1 Gas LP carburación ZMM 1 Gas LP carburación ZMG 1 Elaboración propia 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 55/62


El muestreo de gas natural seco se hará en los sectores de las principales zonas metropolitanas y del resto del país y obtendrá muestras que representen la influencia de los diferentes centros de producción y de las importaciones. Por su parte, el muestreo del gas LP se hará siguiendo el LPG ducto para tener muestras representativas que reflejen los cambios debidos a las adiciones de los diferentes centros de producción, tanto de Pemex – Refinación como de PGPB y además se realizarán muestreos en el norte del país para reflejar la influencia de las importaciones. Los muestreos se harán en las terminales de gas LP en las que PGPB vende el gas de primera mano a las compañías distribuidoras. El gas residual se muestreará en dos refinerías y en dos CPGs para representar las diferentes calidades del gas residual consumido en las diferentes plantas de Pemex. Para el caso del muestreo de los combustibles derivados del carbón se propone el siguiente plan de muestreo: Tabla 33. Plan de muestreo para los combustibles derivados de carbón . Combus tible Número de Muestras Carbón térmico 5 Carbón térmico Central Carbón II 3 Carbón térmico Central Plutarco Elías Calles 2 Carbón siderúrgico 5 Carbón siderúrgico AHMSA 5 Coque carbón 5 Coque carbón AHMSA 5 Elaboración propia

El carbón térmico se muestreará en los principales centros consumidores de este combustible, es decir las centrales Carbón II y Petacalco. En el caso de del carbón siderúrgico y coque de carbón se propone su muestreo en su principal consumidor, la compañía AHMSA.

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Para el caso de los combustibles alternos se propone la distribución de muestreo mostrada en la tabla 34. Tabla 34. Plan de muestreo para los c ombu stib les alternos. Combustible Llantas de desecho Llantas automóviles Llantas camionetas Llantas camiones Estopa impr egnada Estopa con aceite Estopa con nafta Estopa con pintura Estopa con diesel Ac eite lu br ic ant e gas tado Combustibl e alterno Combustible alterno líquido

Bravo Energy México, S. de R.L. de C.V. (Querétaro) RECSA, S.A. de C.V. (Estado de México) Asfaltos Energex, S.A. de C.V. (Nuevo, Leon) Sistemas de Tratamiento Ambiental, S.A. de C.V. (Guanajuato) Combustibles Ecológicos de Acatic, S.A. de C.V. (Jalísco) Combustible alterno sólido Ecoltec, S.A. de C.V. (Planta Orizaba) Ecoltec, S.A. de C.V. (Planta Macuspana) Pro Ambiente, S.A. de C.V. (Planta Huichapan) Pro Ambiente, S.A. de C.V. (Planta Cadereyta) Residuos Industriales Multiquim, S.A. de C.V. (Planta Xalostoc)

10 6 2 2 10 2 3 3 2 10 10 5

1 1 1 1 1 5

1 1 1 1 1

En el caso de las llantas se propone muestrearlas por tamaño para reflejar en el contenido de carbón la distribución de sus ventas (en el año 2011 se importaron 13 millones de llantas para automóviles, 5 millones para camionetas y poco más de 2 millones para camiones, Bremer y colaboradores , 2012). En lo que respecta a la estopa se propone muestrearla impregnada con diferentes tipos de residuos. Por su parte el aceite gastado se muestreará en diferentes talleres de servicio o centros de acopio de 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 57/62


las diferentes zonas metropolitanas. El combustible alterno se muestreará en su modalidad de combustible líquido y también en la modalidad de combustible sólido, tratando de reflejar la distribución geográfica en su producción.

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Dirección de Servic ios de Ingeniería Gerencia de Servicio s en Ingeniería Regió n CentroNorte F.61157.02.005 6. ANEXOS

Referencias Bibliogr áficas

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Ambiental, ITESM, Monterrey, Nuevo León. SIE (2014). Sistema de Información Energética. Secretaria de Energía, Méxicoo, D.F. González Rocha, J.C.; Urquiza Beltrán, G.; Longoria Ramírez, R. (2011). Estudio paramétrico de la gasificación de coque de petróleo mexicano: efecto de la alimentación de coque de petróleo sobre las características energéticas del gas sintético. Ingeniería,

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Dirección de Servic ios de Ingeniería Gerencia de Servicio s en Ingeniería Regió n CentroNorte F.61157.02.005 7. PARTICIPANTES

René Rodríguez Lara Jefe de Proyecto Tel.(55)-91-75-83-56 Correo-e: [email protected]

Jorge Raúl Gasca Ramírez Especialista en cambio climático Tel.(55)-91-75-84-91 Correo-e: [email protected]

Luis Leobardo Díaz Gutiérrez Líder de Servicio Evaluación y Comparación de Combustibles Tel.(55)-91-75-83-51 Correo-e: [email protected]

María Esther Palmerín Ruiz Especialista en cambio climático Tel.(55)-91-75-76-99 Correo-e: [email protected]

Luis Alberto Melgarejo Flores Especialista en cambio climático Tel.(55)-91-75-76-99 Correo-e: [email protected] 04AI-03-06-FG-07 Ver.3 MAP 03 61/62

2014 Inf Parc Tipos Comb Fosiles

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