estudio comparativo de las ventajas y desventajas del gas natural

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA QUÍMICA E INDUSTRIAS
EXTRACTIVAS
TESIS INDIVIDUAL:
“ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y
DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON RESPECTO
A OTROS COMBUSTIBLES”
PARA LA OBTENCION DE TITULO PROFESIONAL COMO:
INGENIERO QUIMICO INDUSTRIAL
PRESENTA:
SANDRA YAMIN AGUILAR OROZCO
ASESOR:
ING. VIDAL FRANCISCO CAMAÑO DOMÍNGUEZ
ÍNDICE
Resumen….………………………………………………………………………………………... 1
Introducción...……………………………………………………………………………………… 4
Capítulo I Características y Propiedades Fisicoquímicas del Carbón, Diésel, Gas
L.P. y Gas Natural……………………………………………………………………………….. 7
I.1 Carbón………………………………………………………………………………………… 7
I.2 Diésel…………………………………………………………………………………………. 11
I.3 Gas L.P………………………………………………………………………………….......... 14
I.4 Gas Natural…………………………………………………………………………………… 21
Capítulo II. Transporte y Distribución del Carbón, Gas L.P, Diesel y Gas Natural…………….. 33
II.1 Transporte y distribución del carbón………………………………………………………… 33
II.2 Distribución del Gas L.P……………………………………………………………………… 35
II.3 Distribución del Diésel……………………………………………………………………….. 38
II.4 Distribución del Gas Natural………………………………………………………………… 39
Capítulo III Normatividad Aplicable al Gas Natural y Gas L.P.………………………………… 46
III.1 Marco Regulatorio Básico de la industria de Gas L.P….……………………………........... 47
III.2 Normatividad aplicable al gas natural……………………………………………………….. 50
Capítulo IV Análisis técnico, económico y ambiental del uso del Carbón, Gas Natural, Gas Natural,
Gas L.P. y Diésel a nivel industrial..……………………………………………………………… 56
IV.1 Empresas que trabajen en diversos combustibles…………………………………………… 56
IV.2 Empresa Resistencias “x”, ejemplo de la tendencia a cambiar al gas natural en la industria….
………………………………………………………………………………………………………58
IV.3 Análisis Económico de cada combustible…………………………………..……………….. 62
Conclusiones……………………...……………………………………………………………….. 66
Referencias Bibliográficas…….………………………………………………………………....... 69
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
Glosario…………………………………………………………………………………………… 70
ÍNDICE DE FIGURAS
I.1 Presentación de coque de petróleo. Fuente: Wikipedia 2008…………………………………. 8
I.2. Obtención del coque de Petróleo. Fuente: Enciclopedia Encarta Microsoft 2008……...…….. 10
I. 3 Obtención del diésel. Fuente: PEMEX Refinación 2011…………………………………….
12
I.4 Cetano y heptametilnonano Fuente: PEMEX Refinación 2010..……………………………… 13
I.5. Proceso de destilación para la obtención del gas L.P Fuente: PEMEX PGPB 2007……….... 16
I.6 Aplicaciones industriales del gas L.P. Fuente: IMP 2012….……………………………….... 18
I.7 Comparación de la demanda y oferta interna, escenario Inercial 2011-2026 (Miles de barriles
diarios) Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012……………………………………… 19
I.8 Composición de la oferta nacional de gas L.P., escenario inercial 2011-2026 (Miles de barriles
diarios). Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012…………………………..………… 19
I.9 Sección transversal de un campo típico de petróleo. Material Didáctico del Seminario de gas
natural. IPN ESIQIE 2007……………………………………..…………………………………. 21
I.10 Etapas del procesamiento del gas natural. Fuente: IMP 2012.………………………………. 23
I.11. Diagrama del proceso Girbotol. Fuente: Material de apoyo, seminario de gas natural, IPN
ESIQIE 2006………………………………………………………………………………………. 24
I.12. Diagrama del proceso Claus. Fuente: Material de apoyo, seminario de gas natural, IPN
ESIQIE 2006………………………………………………………..……………………………… 25
I.13 Componentes del gas natural. Fuente PGPB 2007………………………….……………….. 25
I.14 Cromatógrafo para gas natural en línea montado en campo. Fuente: PGPB 2003.……...….. 27
I.15 Medidor de desplazamiento positivo. Fuente: Material didáctico Seminario de gas natural IPN
ESIQIE 2005………………………………………………………………..……………………. 29
I.16 Sustancias químicas comúnmente utilizadas en la odorización. Fuente: PGPB
2001………………………………………………………………………..……………………… 30
II.1 Imagen de contenedores El Musel. Fuente: El Comercio.es.2001…………………...…….... 35
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
II.2 Estructura de producción de gas L.P.,2011. Fuente: PEMEX 2012………………………....
36
II.3Terminales de suministro de gas L.P. en México, 2011* Fuente: PGPB 2012.……………… 36
II.4 Distribución del gas L.P. al consumidor Fuente: SENER 2011….………………..………… 38
II.5 Principales puntos de venta de productos refinados por PEMEX Fuente PEMEX
2011……………………..……………………………………..…………………………………. 39
II.6 Sistema de distribución de gas natural. Fuente: Material didáctico del seminario de gas natural.
Año 2007………………………………………………………....………………………………. 40
II.7 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2011. Fuente:
SENER 2011………………………………………………………………………………………. 41
III.1 Autoridades reguladoras del mercado de gas L.P. Fuente SENER 2011..…………………… 48
IV.1 Planta Tepetzingo vista aérea Fuente: Cementos Moctezuma 2013..……………………....
57
IV.2 Planta Tepetzingo. Fuente: Cementos Moctezuma 2013...……………………………..…… 57
ÍNDICE DE TABLAS
I.1 Propiedades Físicas del coque de petróleo. Fuente: Sabine Laboratories con la colaboración de
Cementos Moctezuma 2013…………………………………………………………....……...….. 11
I.2 Propiedades físicas y químicas del diésel. Fuente: PEMEX 2012….…..…………………….
13
I.3 Propiedades físicas del gas L.P. Fuente: PEMEX PGPB 2010……...………………………. 18
I.4 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial 2011-2026 (Miles de barriles diarios
de gas L.P. equivalente). Fuente: IMP con base en CRE, PEMEX, SENER y empresas privadas
2012…………………………………………………………………..…………………...…….... 20
I.5 Propiedades físicas del gas natural. Fuente: NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas
natural…………………………………………………………………….…………………….... 26
I.6. Balance de gas natural 2011-2018. Oferta del escenario ENE-demanda base (Millones de pies
cúbicos diarios). Fuente IMP 2012………………………………………………...……………… 32
IV.1 Carga máxima de acuerdo con las fichas técnicas de los equipos de la empresa “x”.……… 59
IV.2 del cálculo de la tarifa de distribución. Fuente: CRE 2006...………………………………. 61
IV.3 Costos de contratación e instalación por cambiar a gas natural (precios sin
IVA)……………………………………………………………....………………………………. 62
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RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
IV. 4 Cuadro comparativo de los gastos mensuales por consumo de combustible………………. 64
IV.5 Cuadro comparativo de las ventajas y desventajas del coque de carbono, gas L.P., diésel y gas
natural................................................................................................................…………………… 65
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
RESUMEN
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
1
RESUMEN
En el presente trabajo se encuentra un estudio detallado de las características del gas
natural y otros combustibles ya que en todas las actividades económicas en México se
requiere el uso de combustibles. El uso de un combustible seguro, amigable con el medio
ambiente y de precio accesible al consumidor asegura el éxito de dichas actividades,
reduciendo emisiones de contaminantes a la atmósfera, operando su distribución y entrega
de forma segura, además de garantizar la calidad del producto que llegue al consumidor.
Este trabajo hace una recopilación de las diferentes características, propiedades, estadísticas
de producción y consumo de los combustibles más utilizados en la industria; proponiendo
un combustible que cumpla con todas las características anteriormente descritas de acuerdo
con la siguiente capitulación:
En el capítulo I se encontrará información de las características físicas y químicas
de los cuatro principales combustibles utilizados en la industria como a continuación se
enlista:
-
Carbón.
-
Diésel.
-
Gas L.P.
-
Gas Natural.
En el capítulo II se abordará el tema de cómo se hace llegar al consumidor final
industrial cada uno de los combustibles antes descritos, considerando las etapas.
-
Transporte y distribución del Carbón.
-
Distribución del gas L.P.
-
Distribución Del Gas Natural.
En el capítulo III se habla de la importancia de la normatividad mexicana con la
que cuentan el gas L.P. y el gas natural.
-
Marco Regulatorio Básico de la Industria de gas L.P.
-
Normativa aplicable al gas natural.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
2
En el capítulo IV se describe de forma breve un ejemplo de una empresa que trabaja
con el combustible coque de petróleo y una con gas L.P. la cual posteriormente cambió a
gas natural.
-
Cementos Moctezuma
-
Empresa “x” metalmecánica ubicada dentro del D.F, ejemplo de la tendencia a
cambiar a gas natural en la industria.
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RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
3
INTRODUCCIÓN
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
4
INTRODUCCIÓN
El hombre desde la antigüedad ha realizado sus diversas actividades económicas
ayudado por los combustibles, desde cocinar sus alimentos hasta el calentamiento del agua
para generar vapor en los procesos industriales.
Un combustible es un material capaz de liberar energía cuando se oxida con
desprendimiento de grandes cantidades de calor. Se transforma la energía contenida en
dicho material en energía calorífica, entre otras, dejando como residuo dióxido de carbono
y algún otro compuesto químico.
Existen tres tipos de combustibles comúnmente utilizados en la industria:
-
Combustibles sólidos: El carbón que se usa en calderas para calentar agua,
generando vapor cuya fuerza de presión se utiliza para en las termoeléctricas para la
generación de electricidad o la energía calorífica contenida en el vapor como medio
de calentamiento en diversos procesos industriales. Uno de los tipos de carbón más
usados actualmente en la industria y las termoeléctricas es el coque de petróleo, el
cual de acuerdo con la normativa vigente no puede ser utilizado en zonas urbanas y
su uso debe ser en equipos especializados en recuperación de cenizas. La tendencia
a cambiar el uso de este combustible por otros más amigables con el medio
ambiente se ve reflejado en las normativas ambientales las cuales cada día son más
rígidas con respecto a los índices de emisión de contaminantes.
-
Combustibles líquidos: Generalmente se obtienen del petróleo y entre ellos se
encuentra el gasóleo o diésel, que se utiliza en las calderas para generar vapor. El
diésel producido en las refinerías de Pemex, cumple con estándares de calidad
nacionales e internacionales. El mercado nacional demanda actualmente cerca de
250 mbpd de diésel. Dicho combustible debe cumplir con especificaciones precisas
pues un diésel con un alto contenido en azufre no cumplirá con las normas de
calidad y ambientales, ocasionando problemas técnicos en los equipos y al medio
ambiente.
-
Combustibles gaseosos: El gas natural y los gases licuados de petróleo (G.L.P.),
representados por el propano y el butano, los cuales por su fácil transporte y
almacenamiento son ampliamente utilizados no sólo a nivel industrial. El gas
licuado del petróleo (L.P) es una mezcla de gases licuados. Los componentes de
este, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de licuar, de
ahí su nombre. Se puede decir que son una mezcla de propano y butano.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
5
A presiones bajas y a temperaturas ordinarias puede ser transportado y almacenado
en forma líquida; pero cuando se libera a presión atmosférica y a temperatura
relativamente baja se evapora y puede ser utilizado como gas. Se caracteriza por
tener un poder calorífico alto y una densidad mayor que la del aire. El gas natural es
un combustible de origen fósil extraído del subsuelo, se distribuye a través de
gaseoductos de acero o polietileno, altamente resistentes y seguros, incluso en zonas
sísmicas como la Ciudad de México; de esta forma llega a hogares, comercios e
industrias. Se le agrega un odorizante llamado mercaptano que le permite ser
detectado en cualquier momento. Es un combustible “limpio” ya que al realizarse su
combustión no genera residuos dañinos al medio ambiente, por lo tanto no tienen
que estarse monitoreando constantemente las emisiones al medio ambiente como es
el caso de otros combustibles. El suministro de gas natural, para quemarse en las
fuentes fijas, se hace a través de ductos subterráneos de transporte y distribución. Se
suministra en diferentes rangos de presión (de 4 a 32 kgf/cm2) y temperatura (de 8 a
38 °C) a la industria y a las redes de distribución comercial y doméstica.
Hoy en día el uso de un combustible seguro, amigable con el medio ambiente y de
precio accesible al consumidor asegura el éxito de dichas actividades, reduciendo emisiones
de contaminantes a la atmósfera, operando su distribución y entrega de forma segura,
además de garantizar la calidad del producto que llegue al consumidor.
El objetivo de este trabajo es realizar un estudio comparativo entre los combustibles
sólidos, líquidos y gaseosos, integrando la información técnica, económica y ambiental de
cada uno de éstos para hacer un estudio comparativo del uso de cada uno en la industria.
Así mismo se describen dos ejemplos de empresas, una que utiliza en sus procesos y
generación de energía eléctrica un combustible sólido y otra que utiliza un combustible
gaseoso y realiza un cambio de combustible por cuestiones ambientales, de seguridad y
económicas.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
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CAPITULO I
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
7
CAPÍTULO I
I. GENERALIDADES
CARACTERISTICAS Y PROPIEDADES FISICOQUIMICAS DEL
CARBON, DIÉSEL Y GAS L.P.
I.1 CARBON:
El carbón o carbón mineral es una roca sedimentaria de color negro, muy rica en
carbono, utilizada como combustible fósil. La mayor parte del carbón se formó durante el
período Carbonífero (hace 359 a 299 millones de años). No es un recurso renovable.
Tipos de carbón
Existen diferentes tipos de carbones minerales y otro derivado de un subproducto
sólido del proceso de refinamiento del petróleo llamado petcoke o coque del petróleo.
El rango de un carbón mineral se determina en función de criterios tales como su
contenido en materia volátil, contenido en carbono fijo, humedad, poder calorífico, etc. Así,
a mayor rango, mayor es el contenido en carbono fijo y mayor el poder calorífico, mientras
que disminuyen su humedad natural y la cantidad de materia volátil. Existen varias
clasificaciones de los carbones según su rango. Una de las más utilizadas divide a los
carbones de mayor a menor rango en:
- Antracita
- Carbón bituminoso bajo en volátiles
- Carbón bituminoso medio en volátiles
- Carbón bituminoso alto en volátiles
- Carbón sub-bituminoso
- Lignito
- Turba
- La hulla es un carbón mineral de tipo bituminoso medio y alto en volátiles.
Las reservas de carbón se encuentran repartidas en setenta países con yacimientos
aprovechables.
El Petcoke o Coque de Petróleo.
El coque de petróleo es un subproducto sólido del proceso de refinamiento del
petróleo. Se utiliza en todo el mundo en distintas industrias como la cementera, la
termoeléctrica, la energética y la producción de aceros entre otras. El coque es lo que queda
después de refinar el petróleo. Un sólido poroso, de color negro o gris oscuro, que contiene
altas cantidades de azufre y metales pesados, como el níquel y el vanadio, y que puede ser
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
8
utilizado como combustible. Su nivel de impureza -y también su grado de toxicidad- está
directamente relacionado con la naturaleza del petróleo del cual se extrae.
El coque de petróleo es insoluble en agua, y puede contener materia volátil
(hidrocarburos) entre un 10 y 15%. Químicamente es estable y no reactivo bajo condiciones
normales. Su constituyente principal es el carbono, además de azufre, nitrógeno, oxígeno e
hidrógeno. También tiene trazas de hierro, magnesio, sodio, calcio, níquel y vanadio.
Figura I.1. Presentación de coque de petróleo. Fuente: Wikipedia.
Obtención del Coque de Petróleo.
Los residuos del petróleo crudo pesado se utilizan como materia prima en un
proceso térmico conocido como coking para producir los combustibles más ligeros. Es
calentado a cerca de 475º a 520ºC en un horno, se descarga en un tambor de coque para
craqueo de forma extensa y controlada. Los productos más ligeros del craqueo suben a la
cima del tambor y son desechados. El producto más pesado permanece y, a causa del calor
retenido, el proceso de craqueo forma finalmente el coque, una sustancia sólida semejante
al carbón, conocido como Coque de Petróleo.
El enfriamiento se realiza mediante un chorro de agua a alta presión. Primero se
retiran las tapas superior e inferior del tambor de craqueo. Luego se taladra un hoyo en el
coque de la cima al fondo del tambor. Entonces un tubo que gira se baja por el orificio,
rociando un chorro giratorio de agua. El chorro a alta presión corta el coque en pedazos,
que cae para la carga subsiguiente en camiones o vagones para su posterior transporte.
Este proceso no genera residuos líquidos pero entrega un 30 por ciento de coque por
unidad de peso. La mayoría del coque de baja calidad se quema como combustible en la
mezcla con carbón. Mientras más refinado sea el producto que se desea obtener del petróleo
crudo, mayor es la cantidad de residuos generados, por lo tanto, será mayor la cantidad de
coque que se produce.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
9
Figura I.2. Obtención del coque de Petróleo. Fuente: Enciclopedia Encarta Microsoft 2008.
Petcoke
Características como combustible.
El coque de petróleo, es un tipo de combustible bituminoso que bajo condiciones
normales es químicamente estable y no reactivo, pero su combustión genera óxidos de
carbono y azufre. El coque al ser quemado con carbón, resulta una excelente alternativa
para las plantas de generación eléctrica, principalmente porque permite reducir los costos
entre un 30% y un 45%. El coque tiene un alto valor calorífico, un bajo contenido de
productos volátiles pero generalmente, tiene contenidos de azufre y nitrógeno más elevados
que los combustibles tradicionales.
Dependiendo de su grado de impurezas el coque se puede clasificar en 3 tipos:
-Coque de Petróleo grado electrodo grafito o coque aguja: 1% de azufre, 10 ppm de
vanadio, 20-40 ppm de níquel.
- Coque de Petróleo ánodo para aluminio o coque esponja: 2.5% de azufre, 150 ppm de
vanadio, 150 ppm de níquel.
- Coque de Petróleo combustible: 4-7% de azufre, 400 a 1300 ppm de vanadio, 120-350
ppm de níquel.
La problemática ambiental
La problemática ambiental acerca del uso del coque, se da principalmente por la
presencia de altos contenidos de azufre en él carbón así como níquel y otros metales
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
10
pesados que podrían ocasionar graves problemas tanto a la salud de la población, como al
medio ambiente.
Uno de los principales componentes que restan valor al carbón y que obligan a su
posterior tratamiento, lo constituye el contenido de cenizas. La ceniza es el material
inorgánico e inerte que acompaña al carbón, su presencia por tanto, rebaja el poder
calorífico y afecta el funcionamiento de los hornos. Otros elementos del carbón son el
oxígeno, nitrógeno, azufre. Aunque cada elemento afecta en distintas formas las
características del carbón, en la práctica el elemento más importante a controlar es el
contenido de azufre. Cuando se quema carbón, las emisiones de azufre corroen los tubos de
las calderas y eventualmente escapan al medio ambiente. Por este motivo, la normativa
ambiental y en definitiva los usuarios, controlan constantemente los porcentajes de azufre
contenidos en el carbón.
Las propiedades más importantes del carbón son su poder calorífico, es decir, la
cantidad de calor que se libera en combustión completa por cada unidad de material
quemado; la humedad libre e inherente, que afecta directamente los rendimientos de la
combustión; y el hinchamiento, particularmente relevante en la coquización.
Ficha técnica del coque de petróleo:
Tabla I.1 Propiedades Físicas del coque de petróleo. Fuente: Sabine Laboratories con la
colaboración de Cementos Moctezuma 2013.
Propiedad
Valor
Estado físico
Sólido
Valor de evaporación
<1 (1 = n-acetato de butilo)
Solubilidad en agua
Insignificante
Peso molecular
12 UMA
Presión de vapor
< 1 KPa a 38°C
Densidad
0.80 g/cc
Aspecto/olor
Polvo negro pulverizado
Azufre (%)
4.6 % base seca
Poder calorífico
13,267 BTU/lb
Cenizas
0.41% base seca
I.2 DIESEL
El primer proceso al que se somete el petróleo en la refinería, es la destilación para
separarlo en diferentes fracciones (Figura 3). La sección de destilación es la unidad más
flexible en la refinería, ya que las condiciones de operación pueden ajustarse para poder
procesar un amplio intervalo de alimentaciones, desde crudos ligeros hasta pesados. Dentro
de las torres de destilación, los líquidos y los vapores se separan en fracciones de acuerdo a
su peso molecular y temperatura de ebullición. Las fracciones más ligeras, incluyendo
gasolinas y gas LP, vaporizan y suben hasta la parte superior de la torre donde se
condensan. Los líquidos medianamente pesados, como la querosina y la fracción diésel, se
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
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quedan en la parte media. Los líquidos más pesados y los gasóleos ligeros primarios, se
separan más abajo, mientras que los más pesados en el fondo. Las gasolinas contienen
fracciones que ebullen por debajo de los 200°C mientras que en el caso del diésel sus
fracciones tienen un límite de 350°C. Esta última contiene moléculas de entre 10 y 20
carbones.
El combustible diésel, también se manufactura, en muchos casos a partir de mezclas
de gasóleos con querosinas, y aceite cíclico ligero, el cual es producto del proceso de
desintegración catalítica fluida.
En un tiempo, la manufactura de diésel involucró utilizar lo que quedaba después de
remover productos valiosos del petróleo. Hoy en día el proceso de fabricación del diésel es
muy complejo ya que comprende escoger y mezclar diferentes fracciones de petróleo para
cumplir con especificaciones precisas. La producción de diésel estable y homogéneo
requiere de experiencia, respaldada por un estricto control de laboratorio.
Figura I. 3 Obtención del diésel. Fuente: PEMEX Refinación 2011.
Propiedades del Diésel
Índice de cetano
Así como el octano mide la calidad de ignición de la gasolina, el índice de cetano
mide la calidad de ignición de un diésel. Es una medida de la tendencia del diésel a
cascabelear en el motor.
La escala se basa en las características de ignición de dos hidrocarburos,
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
12
Figura I.4 Cetano y heptametilnonano Fuente: PEMEX Refinación 2010.
Heptametilnonano
El n-hexadecano tiene un periodo corto de retardo durante la ignición y se le asigna
un cetano de 100; el heptametilnonano tiene un periodo largo de retardo y se le ha asignado
un cetano de 15. El índice de cetano es un medio para determinar la calidad de la ignición
del diésel y es equivalente al porcentaje por volumen del cetano en la mezcla con
heptametilnonano, la cual se compara con la calidad de ignición del combustible prueba
(ASTM D-613). La propiedad deseable de la gasolina para prevenir el cascabeleo es la
habilidad para resistir la autoignición, pero para el diésel la propiedad deseable es la
autoignición.
Típicamente los motores se diseñan para utilizar índices de cetano de entre 40 y 55,
debajo de 38 se incrementa rápidamente el retardo de la ignición. En las gasolinas, el
número de octano de las parafinas disminuye a medida que se incrementa la longitud de la
cadena, mientras que en el diésel, el índice de cetano se incrementa a medida que aumenta
la longitud de la cadena. En general, los aromáticos y los alcoholes tiene un índice de
cetano bajo. Por ello el porcentaje de gasóleos desintegrados, en el diésel, se ve limitado
por su contenido de aromáticos.
Muchos otros factores también afectan el índice de cetano, así por ejemplo la
adición de alrededor de un 0.5 por ciento de aditivos mejoradores de cetano incrementan el
cetano en 10 unidades. Estos aditivos pueden estar formulados con base a alquilnitratos,
amil nitratos primarios, nitritos o peróxidos. La mayoría de ellos contienen nitrógeno y
tienden, por lo tanto, a aumentar las emisiones de NOx.
El índice de cetano es una propiedad muy importante, sin embargo existen otras
relevantes que caracterizan la calidad del combustible.
Azufre
El azufre se encuentra en forma natural en el petróleo. Si éste no es eliminado
durante los procesos de refinación, contaminará al combustible.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
13
El azufre del diésel contribuye significativamente a las emisiones de partículas con
hidrocarburos poliaromáticos.
La reducción del límite de azufre en el diésel a 0.05 por ciento es una tendencia
mundial. La correlación del contenido de azufre en el diésel con las emisiones de partículas
y el S02 está claramente establecida, los principales países han adoptado el 0.05 por ciento
como máximo en el límite de azufre en el diésel.
Para poder cumplir con los requerimientos de niveles bajos de azufre, es necesario
construir capacidades adicionales de desulfuración. Así como las unidades de
desintegración catalítica (FCC), son primordiales para la producción de gasolina, la
hidrodesintegración es fundamental para la producción de diésel. En ambos procesos la
cuestión se enfoca en la selección de la materia prima alimentada.
Mejorar la calidad del combustible no resolverá el problema de la contaminación a
menos que se imponga un riguroso programa de inspección y mantenimiento para los
vehículos viejos con motores a diésel. Los super emisores del mundo del diésel son los
motores viejos que han recibido un mantenimiento inadecuado.
Densidad y Viscosidad.
La inyección de diésel en el motor, está controlada por volumen o por tiempo de la
válvula de solenoide. Las variaciones en la densidad y viscosidad del combustible resultan
en variaciones en la potencia del motor y consecuentemente, en las emisiones y el
consumo. Se ha encontrado, además, que la densidad influye en el tiempo de inyección de
los equipos de inyección controlados mecánicamente.
Aromáticos.
Los aromáticos son moléculas del combustible que contienen al menos un anillo de
benceno. El contenido de aromáticos afecta la combustión y la formación de emisiones de
hidrocarburos poliaromáticos.
El contenido de aromáticos influye en la temperatura de la flama y, por lo tanto, en
las emisiones de NOx durante la combustión. La influencia del contenido de poliaromáticos
en el combustible afecta las emisiones de este tipo de hidrocarburos en el tubo de escape.
Lubricidad
Las bombas de diésel, a falta de un sistema de lubricación externa, dependen de las
propiedades lubricantes del diésel para asegurar una operación apropiada. Se piensa que los
componentes lubricantes del diésel son los hidrocarburos más pesados y las substancias
polares.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
14
Los procesos de refinación para remover el azufre del diésel tienden a reducir los
componentes del combustible que proveen de lubricidad natural. A medida que se reducen
los niveles de azufre, el riesgo de una lubricidad inadecuada aumenta.
Tabla I.2 Propiedades físicas y químicas del diésel. Fuente: PEMEX 2012.
Propiedad
Valor
Densidad
0,832 kg/l
Poder calorífico
0.0009403 Gcal/lt
Azufre,% P Max.
0.021
1. de Cetano. min.
53
Viscosidad Cinemática @40°C CST
3.0
Aromáticos
22
I.3 GAS LICUADO DE PETRÓLEO.
El Gas L.P. como un derivado del petróleo ha sido utilizado como un combustible de
fácil manejo que puede ser transportado bajo las medidas de seguridad adecuadas y
funciona como una alternativa ventajosa con respecto a los combustibles sólidos.
Su composición es de propano, butano o sus mezclas, es un combustible líquido que se
almacena a presión con un alto poder calorífico que lo distingue de los demás combustibles,
contiene un odorizante llamado mercaptano que permite distinguir su presencia por medio
del olfato su consumo se puede realizar en fase líquida o en fase vapor dependiendo las
necesidades del consumidor.
El Gas L.P. es un producto de la destilación del petróleo que contiene
principalmente propano C ₃H ₈. Con la ventaja de poder ser comprimido y condensado
hasta convertirlo en líquido y por lo tanto ser almacenado en un tanque. PEMEX es el único
productor en México, existen compañías extranjeras que importan el producto.
El Gas L.P. o gas Licuado de petróleo también conocido como GLP es incoloro e
inodoro, por lo que se le adiciona mercaptano en proporción de 1.0 litro por cada 104 litros
de volumen en fase líquida.
Obtención del Gas L.P
Para la obtención en altos volúmenes existen una serie de procesos, en donde es necesario
contar con equipos especiales, los más comunes se describen a continuación:
Proceso de destilación fraccionada
La figura 4 describe la zona donde ingresa el petróleo en la torre o columna que se
denomina zona flash. Es aquí donde se inicia la separación de los componentes.
El petróleo es previamente calentado a temperaturas que oscilan entre los 400°F a
700°F dependiendo del proceso, el petróleo ingresa a la torre de destilación comúnmente
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
15
llamada columna de destilación, donde debido a las diferencias de volatilidad comprendidas
entre los diversos compuestos contenidos en el petróleo crudo se van separando a medida
que se desplazan a través de la torre en dirección a la parte superior.
Figura I.5. Proceso de destilación para la obtención del gas L.P Fuente: PEMEX PGPB
2007.
El grado de separación de los componentes del petróleo está estrechamente ligado al
punto de ebullición de cada compuesto. Los compuestos más volátiles, es decir los que
tienen menor punto de ebullición, ascienden por la torre a través de platos instalados en
forma tangencial al flujo de vapores. En estos platos se instalan varios dispositivos sobre el
plato llamados “cachuchas de burbujeo” Estas cachucha tienen perforaciones o espacios
laterales que tiene la finalidad de condensar cierto porcentaje de hidrocarburos y por
consiguiente el llenado del espacio comprendido entre las cachuchas y el plato que les
sostiene, de esta manera comienzan a filtrar en el plato.
La parte incondensable, el hidrocarburo volátil, escapará de las cachuchas por los
espacios libres o perforaciones con dirección hacia el plato inmediato superior, en el que
volverá a atravesarlo para entrar nuevamente en las copas instaladas en dicho plato, de
manera que el proceso se repita cada vez que los vapores incondensables atraviesen un
plato.
Al final, en el último plato superior, se obtendrá un hidrocarburo relativamente más
ligero que los demás que fueron retenidos en las etapas anteriores y que regularmente han
sido extraídos mediante corrientes laterales.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
16
En la primera extracción, primer plato o primer corte se puede obtener gas, gasolina,
nafta o cualquier producto similar, lo que dependerá del tipo de carga (alimentación a la
planta), diseño y condiciones operativas de los hornos que calientan el crudo.
Los siguientes, son los derivados más comunes que suelen obtenerse en las torres de
destilación desde el compuesto más pesado hasta el más ligero.
1. Residuos sólidos.
2. Aceites y lubricantes.
3. Gasóleo y fuel oil.
4. Queroseno.
5. Naftas.
6. Gasolinas.
7. Disolventes.
8. GLP (gases licuados del petróleo).
Si existe la presencia de un excedente derivado del petróleo de alto peso molecular,
pueden romperse las cadenas de hidrocarburos para obtener hidrocarburos más ligeros
mediante un proceso denominado craqueo.
El gas L.P. que se distribuye y comercializa en México está compuesto por una
mezcla aproximada de 70% butano y 30% propano (+ 10%), gracias a esta mezcla se
obtiene el mayor poder calorífico disponible, superior a otros combustibles, lo que permite
obtener mayor rendimiento a comparación con algunos combustibles.
Aplicaciones
El gas L.P. en un combustible que se utiliza en diversos sectores como:
- Doméstico: Cocinar, calentar agua de servicio, calefacción, refrigeración, etc.
- Industrial: Como combustible controlable fácilmente bajo sistemas de regulación es
utilizado para alimentar hornos para tratamiento y corte de metales, vidrio y cerámica, en el
planchado de ropa, en la purificación de grasas, tratamientos térmicos, pasteurización,
imprentas, etc.
Este combustible se utiliza básicamente en industrias dedicadas a la elaboración de
alimentos, bebidas y tabacos, así como en las industrias químicas y de polímeros, en las
cuales se usa como materia prima.
Adicionalmente, el uso del gas L.P. dentro del sector industrial tiene aplicaciones muy
específicas y tradicionales. Es considerado como una fuente de energía pura y limpia para
generar calor de manera controlada. Asimismo, el gas L.P. es frecuentemente utilizado en
hornos industriales, procesos de calefacción, cerámica, fabricación de vidrio,
procesamiento de metales, secado de pintura, aerosoles y soldadura, entre otros.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
17
Figura I.6. Aplicaciones industriales del gas L.P. Fuente: IMP 2012.
Propiedades físicas del gas L.P.
Tabla I.3 Propiedades físicas del gas L.P. Fuente: PEMEX PGPB.
Propiedad
Valor
Peso molecular
49.7
Temperatura de ebullición a 1 atm
-32.5°C
Temperatura de fusión
-167.9°C
Densidad de los vapores (aire = 1) a 15.5
2.01 (dos veces más pesado que el aire)
°C
Presión de vapor a 21.1°C
4500 mmHg
Relación de expansión (líquido a gas a 1
1 a 242 (un litro de Gas líquido se
atm)
convierte en 242 litros de gas en fase
vapor formando con el aire una mezcla
explosiva de aproximadamente 11,000
litros)
Solubilidad en agua a 20°C
Aproximadamente 0.0079% en peso
(insignificante, menos del 0.1%)
Apariencia y color
Gas insípido e incoloro a temperatura y
presión ambiente. Tiene un odorizante
que le proporciona un olor característico,
fuerte y desagradable.
Poder calorífico
0.006192 Gcal/Litro
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
18
Oferta-demanda de gas LP, 2012-2026
Escenario Inercial
Como se puede observar en la figura I.7 la producción nacional aumentará 2.0%
promedio anual a lo largo del periodo prospectivo. Con ello, se espera cubrir toda la
demanda nacional de gas LP de 2017 a 2022 e inclusive incrementar las exportaciones. De
2011 a 2026, éstas crecerán 17.9% promedio anual.
Figura I.7 Comparación de la demanda y oferta interna, escenario Inercial 2011-2026
(Miles de barriles diarios) Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012.
Figura I.8 Composición de la oferta nacional de gas L.P., escenario inercial 2011-2026
(Miles de barriles diarios). Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER 2012.
Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER
Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
19
A su vez, el incremento en la producción permitirá disminuir las importaciones 9.1%
promedio anual. En 2026, éstas representarán 6.6% de la oferta nacional. No obstante, por
cuestiones de logística, éstas no podrán desaparecer.
Por su parte, la demanda nacional de gas LP disminuirá 0.1% promedio anual de
2011 a 2026. Dicha tendencia será resultado del comportamiento de los sectores
autotransporte e industrial, principalmente, con decrementos promedio anual de 4.2% y
0.3%, respectivamente.
Tabla I.4 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial 2011-2026 (Miles de
barriles diarios de gas L.P. equivalente). Fuente: IMP con base en CRE, PEMEX, SENER y
empresas privadas.
Escenario de la Estrategia Nacional de Energía (ENE)
De acuerdo al escenario ENE, se estima que al final del periodo prospectivo la
balanza comercial del gas LP registrará un saldo superavitario de 28.9 Mbd. Esto será
resultado del incremento de 2.7% promedio anual en la producción. Al cierre de 2026,
PGPB aportará 82.4% de la producción nacional y PEMEX Refinación 17.5%. A su vez, la
mayor producción permitirá un mayor volumen de exportaciones. Por su parte, se prevee
que las importaciones se ubicarán en 18.2 Mbd al cierre de 2026; es decir, 1.7 Mbd menos
que en el escenario Inercial.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
20
I.4 GAS NATURAL
Es una mezcla gaseosa de compuestos mayoritariamente metano que también se
puede encontrar en solución con el petróleo. Además puede contener pequeñas cantidades
de etano, propano y otros hidrocarburos más pesados, también se pueden encontrar trazas
de nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. Se encuentra en depósitos
naturales subterráneos a profundidades de 300 a 6000 m.
Figura I.9 Sección transversal de un campo típico de petróleo, mostrando la distribución de
petróleo y agua salada en el depósito de piedra arenisca porosa. Obsérvese que un pozo
perforado en el punto B producirá únicamente gas natural Fuente: Material Didáctico del
Seminario de gas natural. IPN ESIQIE 2007.
Piedra arenisca porosa con contenido de gas natural a presión
Piedra arenisca porosa “empapada” de petróleo
Piedra arenisca porosa “anegada” con agua salada
Extracción del gas natural.
Se inicia con la exploración, ésta es la actividad en la cual se realizan los estudios
necesarios (levantamiento de sísmica, análisis geológicos, etc.) para descubrir, identificar y
cuantificar acumulaciones de hidrocarburos gaseosos. Una vez detectados los recursos, se
procede a definir el plan de desarrollo del yacimiento y se inicia la fase de producción del
gas natural, la cual representa el conjunto de actividades que permiten extraer el recurso
contenido en los yacimientos y su separación del petróleo (cuando se trate de gas asociado).
Clasificación de yacimientos por su mecanismo de producción:
-
-
Yacimientos de empuje por gas disuelto: El mecanismo de producción se ejerce por
la liberación del gas en solución con el aceite del yacimiento, provocando expansión
y solución del aceite.
Yacimientos de capa de gas: El mecanismo de producción se ejerce por la
expansión de la capa de gas libre.
Yacimientos de empuje por agua: El mecanismo de producción es por avance del
agua que se encuentra en el acuífero hacia la zona de aceite.
Yacimientos de segregación gravitacional: El mecanismo de producción es por
diferencia de densidades de los fluidos que contiene el yacimiento. Las fuerzas
gravitacionales actúan sobre los fluidos separándolos verticalmente de acuerdo a su
densidad, el gas se encuentra en la parte superior, el aceite en la intermedia y el
agua en la parte inferior.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
21
-
Yacimientos de empuje combinado: En el mecanismo de producción actúan
simultáneamente dos o más mecanismos en el yacimiento. Puede ser gas disuelto y
empuje de agua reducido o también gas disuelto con una capa de gas pequeña y
entrada de agua reducida.
Clasificación del gas natural
Por su extracción:
- Gas no asociado: Es aquel que es extraído de depósitos que solamente tienen gas natural y
no están en contacto con el petróleo.
- Gas asociado mezclado: Es aquel que se encuentra en los yacimientos de petróleo y puede
encontrarse libre formando un casquete gaseoso o disuelto en el petróleo.
Por su composición:
- Gas Húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual
le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo
contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite
sus proceso comercial. También se le define como aquel que tiene una concentración de
productos más volátiles (propano, butano, y más pesados) recuperables en forma de
gasolina, kerosina y gas LP., en cantidades de 300 o más galones (1,135.5 litros) de
hidrocarburo licuables por cada millón de pies cúbicos de gas a condiciones de presión y
temperatura de 1 kg / cm² y 20 ºC.
- Gas seco o gas pobre: Es aquel que contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos
diferentes al metano. No contiene vapor de agua. A éste pueden extraérsele menos de 100
galones (878.5 litros) de hidrocarburos licuables por cada millón de pies cúbicos de gas a
condiciones de presión y temperatura de 1 Kg / cm2 y 20 ºC
- Gas amargo: Aquel que contiene impurezas de ácido sulfúrico (H₂S) y dióxido de
carbono (CO₂), denominados compuestos amargos.
- Gas dulce: Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados de
azufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtiene endulzando el gas
natural amargo utilizando solventes químicos, solventes físicos o adsorbentes.
Gases ácidos:
Al ácido sulfúrico (H₂S) y dióxido de carbono (CO₂), se les denomina gases ácidos del
gas natural. En muchos campos de donde es extraído el gas natural, la presencia de estos
compuestos es elevada y se le da el nombre de “gas amargo” el ácido sulfhídrico, tiene la
característica de tener un olor desagradable y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas
natural mediante un proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de
azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales como la
producción de pólvora o usos en la industria farmacéutica.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
22
Por su parte el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones
bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y
puede llegar a producir sofocación. Se puede licuar fácilmente por compresión, sin
embargo, cuando se enfría a presión atmosférica se condensa como sólido en lugar de
hacerlo como líquido. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante
puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, teniendo éste como
propiedad el ser corrosivo.
Figura I.10 Etapas del procesamiento del gas natural. Fuente: IMP 2012.
Endulzamiento del gas natural.
Para eliminar el H2S y CO2 existen varios procesos utilizados ampliamente:
- Endulzamiento por absorción con reacción: Este proceso de absorción consiste en el
contacto del gas amargo con solventes que atrapan selectivamente los compuestos ácidos y
tiene como propósito endulzar el gas natural ácido que contiene cantidades significativas de
compuestos de azufre o mezclas de compuestos de azufre y dióxido de carbono para
convertirlo en gas dulce. Dentro de los solventes empleados existen dos tipos, los físicos y
los químicos.
Existen diversos procesos de endulzamiento de gas natural basados en principios de
absorción y de desorción de compuestos amargos los cuales difieren en el tipo de solvente
utilizado. Los más utilizados en nuestro país son: el Girbotol que es el usado para la
remoción de contaminantes y el proceso Clauss que utiliza la corriente resultante del
proceso Girbotol para obtener azufre a partir del ácido sulfhídrico removido.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
23
Proceso Girbotol
Es un método de absorción por alcanolaminas, ambas aminas orgánicas altamente
básicas, se deja fluir por pasos estrechos a través de una torre en donde se pone en contacto
directo con el ácido sulfhídrico o con el dióxido de carbono del gas que se desea purificar
dejándolo subir por dicha torre. La amina contaminada ya sea con el ácido sulfhídrico o con
el dióxido de carbono se lleva desde el fondo de la torre a un extractor con vapor en donde
fluye a contracorriente con el vapor, el cual tiene la función de extraer estos compuestos de
la amina. Después de esto la amina se regresa a la parte superior de la torre de absorción.
El método donde se emplea la dietanolamina es el más usado en la industria del
petróleo para la purificación de los gases naturales y de refinería, y recuperar el ácido
sulfhídrico para la fabricación de azufre. La eliminación del dióxido de carbono se hace
normalmente con monoetanolamina.
Figura I.11. Diagrama del proceso Girbotol. Fuente: Material de apoyo, Seminario de gas
natural, IPN ESIQIE 2006.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
24
Figura I.12. Diagrama del proceso Claus. Fuente: Material de apoyo, Seminario de gas
natural, IPN ESIQIE 2006.
Propiedades Fisicoquímicas
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentra en estado
gaseoso, en condiciones ambientales normales de presión y temperatura. El gas natural
comercial está compuesto aproximadamente en un 95% de metano (CH4), que es la
molécula más simple de los hidrocarburos. Además puede contener pequeñas cantidades de
etano, propano y otros hidrocarburos más pesados, también se pueden encontrar trazas de
nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua.
Figura I.13 Componentes del gas natural. Fuente PGPB 2007.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
25
Como medida de seguridad, en la regulación se estipula que los distribuidores
deberán adicionar un odorizante al gas natural para que se pueda percibir su presencia en
caso de posibles fugas durante su manejo y distribución al consumidor final.
El gas natural es más ligero que el aire (su densidad relativa es 0.61, siendo la del aire
1.0) y a pesar de sus altos niveles de inflamabilidad y explosividad las fugas o emisiones se
disipan rápidamente en las capas superiores de la atmósfera, dificultando la formación de
mezclas explosivas en el aire. Esta característica permite su preferencia y explica su uso
cada vez más generalizado en instalaciones domésticas e industriales y como carburante en
motores de combustión interna. Presenta además ventajas ecológicas ya que al quemarse
produce bajos índices de contaminación, en comparación con otros combustibles.
Tiene combustión muy limpia; no emite cenizas ni partículas sólidas a la atmósfera;
genera una reducida emisión de óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO),
bióxido de carbono (CO2) e hidrocarburos reactivos, y virtualmente no genera dióxido de
azufre (SO2), características que le dan una mayor ventaja respecto de otros combustibles
fósiles como el carbón y el combustóleo, es seguro de transportar. Al ser más ligero que el
aire se evita la concentración y reduce el riesgo de explosiones en fugas. Reduce costos de
mantenimiento de equipos de combustión. Incrementa la eficiencia de los procesos de
generación y cogeneración de energía.
Tabla I.5
Propiedades físicas del gas natural. Fuente: NOM-001-SECRE-2010,
Especificaciones del gas natural.
Propiedad
Unidades
Metano (CH4)
83-84 % Vol
Oxígeno (O2)-Max
0.2 % Vol
Bióxido de Carbono (CO2)-Max.
3.0 % Vol
Nitrógeno (N2)-Max. ±1.5
4-6 % Vol
Total de inertes (CO2 y N2) Max.
4-6 % Vol
Etano-Max.
11.0 % Vol
Temperatura de rocío de hidrocarburos271,15 (-2) K (°C)
Max.
Humedad (H2O)-Max.
110.00 mg/m3
Poder calorífico superior-Min.
36,80- 37,30 MJ/m3
Densidad relativa
0.61, aire = 1.0
Viscosidad
0.01 cp a 25°C
Mediante el análisis cromatográfico llega a determinarse qué componentes están
presentes en el gas natural y en qué proporción. Esta información suministra los datos para
conocer la calidad del gas natural, el cumplimiento de las especificaciones para su
transporte por gasoductos y las propiedades para el diseño o ingeniería de las instalaciones
de procesamiento del gas.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
26
Figura I.14 Cromatógrafo para gas natural en línea montado en campo.Fuente: PGPB
2003.
De acuerdo con la NOM-001-SECRE-2010 Especificaciones del gas natural el
muestreo y la determinación de las especificaciones del gas natural se realizarán en cada
uno de los principales puntos de inyección a los sistemas de transporte de acceso abierto,
almacenamiento y distribución, así como en los principales puntos de mezcla de dichos
sistemas.
Para fines tanto de determinación de la densidad, densidad relativa, poder calorífico e
índice Wobbe, como del cumplimiento de la obligación de proporcionar información
periódica, se promediarán los valores registrados a lo largo de una hora. La determinación
del contenido de humedad y ácido sulfhídrico se realizará al menos cada hora. La
determinación del contenido de oxígeno y de azufre total se realizará en forma trimestral.
Medición del Gas Natural.
El poder calorífico del gas natural depende de su composición química; entre mayor
sea la cantidad de hidrocarburos más pesados que el metano que contenga, mayor será su
poder calorífico.
Existen diferentes unidades de energía para medir el gas natural, dependiendo del
sistema de unidades que se esté utilizando.
Condiciones base: El gas se medirá en forma continua a las condiciones base de doscientos
noventa y tres grados Kelvin (293 K) y noventa y ocho punto cero sesenta y siete kilo
Pascal (98.067) de presión absoluta (20°C y 1 Kg/cm²), con los medidores que operen en la
estación de medición.
En caso de no contar con las condiciones base de presión y temperatura se deberá
agregar un factor de corrección.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
27
Los procedimientos, medidores y demás equipos utilizados para la medición del gas
natural deberán ser aprobados, instalados y mantenidos por la parte responsable de dicho
mantenimiento, de acuerdo con las Normas Oficiales Mexicanas aplicables. A falta de
éstas, se utilizarán las especificaciones internacionales generalmente aceptadas en la
industria del gas natural.
Medición de gas natural para facturación.
Debido a la nueva apertura económica del gas natural, PEMEX Gas y Petroquímica
Básica (PGPB) entrega gas natural a los siguientes clientes:
- Distribuidoras.- Son empresas que tienen la concesión de la entrega de gas natural a
cualquier cliente que se encuentre dentro del territorio delimitado por la Comisión
Reguladora de Energía.
- Industrias.- Cualquier cliente que no se encuentra dentro de una zona geográfica y que
está conectado a algún ducto de transporte, propiedad de PGPB.
Como se puede notar Pemex ya no es la única empresa que entrega gas natural a los
clientes. Por lo que Pemex entrega gas natural a cualquier empresa, por medio de una
estación de medición, cuyo punto de medición para la facturación se le conoce como punto
de transferencia de custodia.
Por su parte el cliente puede contratar a cualquier asesor para verificar que la empresa
que sea responsable de la medición, lo haga correctamente. Por lo anterior es importante
que ésta se realice cumpliendo con la normatividad vigente tanto nacional, como
internacional; de tal manera que la medición pueda ser auditada por cualquiera de las
empresas involucradas, con su consecuente reclamación económica, si así procediera.
Actualmente en la industria mexicana del gas natural se emplean cuatro tipos de medidores
para la transferencia de custodia:
a). MEDIDOR DE PLACA DE ORIFICIO: El gas natural al momento de pasar a través
de una placa de orifico concéntrica, crea una caída de presión, la cual se emplea para
calcular el gasto de gas que pasa a través de dicho medidor.
b). MEDIDOR DE TURBINA: La turbina de medición consiste en una caja cilíndrica,
similar a un carrete de tubería, la cual contiene un rotor exactamente balanceado y montado
coaxialmente con el eje de la tubería, esto de logra por medio de cojinetes, chumaceras y un
conjunto de soportes que se utilizan para apoyar y mantener la posición de los cojinetes. El
flujo de gas pasa a través de la turbina de medición y choca con las hélices del rotor,
haciéndolo girar a una cierta velocidad angular, proporcional a la velocidad de flujo. El
ángulo de las hélices con respecto a la dirección del flujo, es el que gobierna la velocidad
angular del rotor, debido a que el fluido choca con cierta intensidad proporcional al ángulo
de las hélices. Pequeños ángulos producen una velocidad baja y esto causa una pérdida de
repetibilidad del medidor; mientras que ángulos demasiado grandes causan cargas
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
28
excesivas de los cojinetes y arrastres de fricción mayores. En general el ángulo de las
hélices se mantiene entre 145° y 160° con respecto a la dirección del flujo.
El volumen medido a condiciones de flujo (Tf y Pf) es obtenida por medios electrónicos
y mecánicos dentro del medidor, por lo que la turbina cuenta con una salida para dicho
valor. Existiendo dos maneras de obtener el volumen corregido; la primera es con un
dispositivo mecánico y la segunda con una señal electrónica de pulsos.
c).MEDIDOR DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (ROTATIVO Y DE
DIAFRAGMA): El medidor de desplazamiento positivo consta de una o varias cámaras o
diafragmas, cuyo volumen individual de cada una de ellas es conocido. El volumen total
entregado a través del medidor es calculado por medio del volumen de la cámara,
multiplicado por el número de veces que dicho volumen es vaciado a la tubería después del
medidor.
Figura I.15 Medidor de desplazamiento positivo. Fuente: Material didáctico Seminario de
gas natural IPN ESIQIE 2005.
d) MEDIDOR ULTRASÓNICO: El medidor ultrasónico cuenta con un par de
transductores, el transmisor emisor envía una señal de sonido de frecuencia muy alta, dicha
señal es recibida por otro transductor el cual determina el tiempo que tarda en viajar el
sonido a través del fluido, en la distancia total de la trayectoria. Los transductores tienen la
característica de que pueden enviar y recibir la señal de sonido. El tiempo de viaje del
sonido a través del fluido es mayor cuando el sonido viaja en dirección contraria al sentido
de flujo. La velocidad del fluido se calcula midiendo los tiempos de viaje de las señales
ultrasónicas por medio de un computador.
Odorización del gas natural:
La odorización es un proceso mediante el cual se le agrega una sustancia odorizante
al gas natural que es una mezcla inodora. El odorizante es una sustancia compuesta por
mercaptanos que se agrega a gases inodoros para detectar su presencia. Los odorizantes
como características deben tener: estabilidad, grado de pureza adecuado, compatible con
materiales de sistemas de manejo, no tóxico ni nocivo para salud en las concentraciones
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
29
usadas, de fácil combustión, penetrabilidad que permita detectar fugas, olor característico y
persistente.
Figura I.16 Sustancias químicas comúnmente utilizadas en la odorización. Fuente: PGPB
2001.
El gas natural debe ser odorizado a una concentración tal que permita ser detectado
por el olfato cuando las concentraciones alcancen una quinta parte del límite inferior de
explosividad, o cuando la proporción de gas natural en el aire sea de 1%, todo esto a
condiciones base del gas natural.
Los equipos de odorización deben cumplir lo siguiente:
- La cantidad de odorizante dosificado debe ser proporcional al volumen de gas,
independientemente de las condiciones de T y P.
- Los materiales deben ser resistentes a la corrosión.
- El equipo debe tener capacidad para manejar un amplio rango de flujos.
- Se debe utilizar un contenedor de doble pared con la finalidad de prevenir derrames.
Principales usos del gas natural
El suministro de gas natural, para quemarse en las fuentes fijas, se hace a través de
ductos subterráneos de transporte y distribución. Se suministra en diferentes rangos de
presión (de 4 a 32 kgf/cm²) y temperatura (de 8 a 38 °C) a la industria y a las redes de
distribución comercial y doméstica, donde se utiliza en:
a) Generación de energía eléctrica (termoeléctricas).
b) Generación de vapor.
c) Calentadores de fuego directo.
d) Turbo-maquinaria (turbo-compresores, turbo-bombas, turbo-sopladores).
e) Estaciones distribuidoras de gas natural para carburación de motores (tractores agrícolas,
automotores, camiones, etc.). Se utilizan dos sistemas: gas natural comprimido
(temperatura ambiente y presión máxima de 210 kgf/cm²) y gas natural licuado a 6.3
kgf/cm² y temperatura de –140°C con tanques termo. Usos domésticos y comerciales.
g) En la industria petroquímica se utiliza principalmente como materia prima para producir
amoníaco, fertilizantes nitrogenados, aditivos, anticongelante, fumigantes, desinfectantes,
tintas, acabados textiles, metanol, etileno, polietileno, etc.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
30
Los usos a los que actualmente se destina el gas natural abarcan una amplia gama de
actividades.
Balance de la producción y demanda nacional del gas natural 2012-2026
En el balance nacional de gas natural del escenario Inercial se observa que de 2011 a
2026, la producción nacional será menor a la demanda nacional. A su vez, mientras que la
producción nacional crecerá 2.8% promedio anual, la demanda nacional lo hará en 3.5%.
Esto ocasionará un aumento de 5.3% anual en las importaciones del combustible. Las
importaciones por ducto crecerán en promedio 5.2% anual y las de GNL 5.9%, aunque
estas últimas sólo representarán 24.4% de las importaciones totales. Con ello, mientras que
en 2011 las importaciones representaban 21.9% de la oferta total, en 2026 esta proporción
será de 28.9%.
Por otro lado, el aumento en la demanda interna de gas natural se originará
principalmente en los sectores eléctrico, petrolero e industrial, con tasas medias de
crecimiento anuales de 4.7%, 1.9% y 4.3%, respectivamente
Escenario Estrategia Nacional de Energía (ENE)
En el balance nacional de gas natural del escenario ENE se observa que de 2011 a
2018, la producción nacional crecerá 3.8% promedio anual, mientras que la demanda
nacional lo hará en 4.5 %. Con ello las importaciones aumentarán 4.9% anual en el mismo
periodo de referencia. Así, mientras que en 2011 las importaciones representaban 21.9% de
la oferta total, en 2026 esta proporción será de 23.1%.
En el escenario ENE, la demanda del sector petróleo será 709 MMpcd mayor que en
el escenario Inercial en 2018. Una mayor producción de hidrocarburos en el ENE,
implicará mayores autoconsumos de gas natural en PEMEX Exploración Producción y
PGPB, además de un mayor volumen destinado a las recirculaciones internas. Por su parte,
las demandas eléctrica e industrial de gas natural no difieren entre los dos escenarios, dado
que se parte de las mismas premisas de crecimiento económico y precios de combustibles
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
31
Tabla I.6. Balance de gas natural 2011-2018. Oferta del escenario ENE-demanda base
(Millones de pies cúbicos diarios). Fuente IMP.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
32
CAPITULO II
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
33
CAPÍTULO II
TRASPORTE Y DISTRIBUCIÓN DEL CARBÓN, GAS L.P, DIESEL Y GAS
NATURAL.
II.1 Transporte y distribución del Carbón.
La fase de la distribución, o sea, empaquetado, carga y transporte del carbón desde el horno
o reactor hasta el punto de distribución mayorista, o para el uso industrial en gran escala,
puede representar hasta el 25% del costo total de producción. Además, el transporte
requiere combustibles líquidos costosos.
Los costos unitarios o unidades operativas en el transporte del carbón son los siguientes:
- Carga del carbón sobre el vehículo de transporte.
- Transporte primario.
- Transporte secundario, con costos de descarga/carga.
- Operaciones de descarga y almacenamiento a puntos principales de mercado.
El carbón puede absorber fácilmente el agua, por lo tanto, deberán emplearse
cubiertas encerados u otras, durante el transporte para evitar que se moje. Existe siempre el
riesgo que el carbón se moje con la lluvia. En los lugares donde deben acumularse grandes
cantidades de carbón, antes del transporte, pueden usarse coberturas de hojas plásticas, o un
depósito de hierro galvanizado de costados abiertos. Debe hacerse lo posible por evitar
mucha manipulación cerca del horno, lo que llevaría a una excesiva producción de
carbonilla fina y a costos innecesarios de mano de obra.
El almacenamiento intermedio es necesario cuando grandes cantidades de carbón
deben esperar su traslado, debido a la irregularidad de los medios de transporte, como
camiones o vagones de ferrocarril, o a causa de las malas condiciones de los caminos en
áreas lejanas de los centros de consumo.
El lugar donde se almacena el carbón debe estar techado y debe tener adecuadas
facilidades para la manipulación fácil y rápida del carbón. La descarga al depósito de
almacenamiento, puede hacerse desde el exterior, por medio de una rampa de madera a
metálica, y la carga de los vagones de ferrocarril y camiones por medio de puertas levadizas
de madera o metálicas, operadas a mano. No debe permitirse el ingreso de los camiones en
el depósito, por el peligro de incendio, Pueden usarse también cintas transportadoras, pero
debe limitarse al mínimo la mecanización puesto que es cara. La altura de los montones de
carbón vegetal debe ser inferior a los seis metros, para evitar el encendido. La altura de
caída del carbón que ingresa, debe ser la menor posible (máximo de dos metros), para
evitar al máximo la generación de carbonilla fina. El local de almacenamiento debe ser
bien ventilado y abierto en sus cuatro costados para tener rápido y fácil acceso en el caso de
incendios. No deberá tener columnas intermedias en la expansión del techo.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
34
Medios de transporte del carbón:
-
Transporte por camión que va desde camionetas hasta tráiler de doble remolque.
Este es relativamente caro ya que requiere el uso de combustibles costosos y
muchas veces del pago de carreteras de peaje.
-
Transporte por ferrocarril. Las empresas usuarias de éste medio que cuentan con
desvíos ferroviarios lo emplean al máximo puesto que es mucho más barato que por
camión. La mayoría de los vagones de tienen una capacidad de 54 m³, algunos 80
m³, o hasta 100 m³
Figura II.1 Imagen de contenedores El Musel. Fuente: El Comercio.es.2001.
II.2 Distribución del gas L.P
El gas L.P. se puede licuar a bajas presiones, así es posible almacenarlo en estado
líquido en tanques de hasta 1,000,000 litros, para posteriormente transportarlo en
autotanques para surtir tanques estacionarios y camiones repartidores de cilindros. También
puede distribuirse por gasoductos hacia los centros de distribución.
En el mapa se muestran los centros de producción de PEMEX Gas y Petroquímica
Básica (PGPB) y PEMEX Refinación (PR). Asimismo, se presenta el Sistema Nacional de
Gasoductos que traslada el gas LP desde las zonas productoras, ubicadas en la región SurSureste, hasta las terminales de suministro, localizadas en los principales centros de
consumo del Centro y Centro-Occidente del país.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
35
Figura II.2 Estructura de producción de gas L.P.,2011. Fuente: PEMEX 2012.
Figura II.3Terminales de suministro de gas L.P. en México, 2011* Fuente: PGPB 2012.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
36
A partir de las terminales de suministro –marítimas y terrestres– que operan en el
país, el gas L.P. se envía hacia 983 plantas de distribución propiedad de particulares. En
dichas plantas, el combustible se almacena para ser posteriormente despachado en
estaciones de servicio para carburación de vehículos y, mediante autotanques (pipas) y
recipientes transportables, para todos
los demás sectores.
La figura II.2 muestra las terminales de suministro que integran puntos de destino y
enlace entre la plataforma productiva de PEMEX – incluidas las importaciones - con la
infraestructura privada de los distribuidores. También se incluyen las operaciones
efectuadas en las costas, necesarias para transferir el gas L.P. desde las zonas de recepción
hacia los centros de consumo. Cabe señalar que en 2011 operaron regularmente 28
terminales de suministro.
El gas L.P. de las terminales ubicadas en las regiones Centro-Occidente, Centro y
Sur-Sureste del país, se suministra en su mayoría por el ducto troncal que proviene desde
Cactus, Chiapas hasta Zapopan Jalisco. En el caso de las demás terminales, localizadas
al Noroeste y Noreste del país, el abasto de combustible se realiza principalmente
mediante importaciones marítimas o terrestres.
Almacenamiento
La primera fase en la cadena de distribución local del gas L.P. es el
almacenamiento. El confinamiento general se realiza por medio de tanques de diversas
formas: cilíndricos
verticales, horizontales con tapas semiesféricas y esféricos,
dependiendo si las terminales son terrestres o refrigeradas. Cuando éstas son terrestres,
el gas LP se almacena en tanques tipo esférico a una presión de 10- 14 kg/cm² y a
temperatura ambiente. En las terminales refrigeradas, el gas L.P. se recibe y almacena
como líquido en tanques criogénicos de tipo vertical, a una temperatura de hasta -46°C.
En este caso, y para su posterior comercialización, es necesario precalentarlo hasta
5°C antes de ser enviado a los equipos de transporte que lo llevarán a los distribuidores.
Cabe señalar que las únicas terminales refrigeradas que dispone PGPB se encuentran en
Topolobampo y Pajaritos.
Entrega al consumidor
La actividad de distribución de gas L.P. que comprende la entrega del hidrocarburo al
consumidor final, se realiza a través de empresas privadas mexicanas legalmente
constituidas para realizar dicha actividad. A finales del 2011, la infraestructura logística
desarrollada por estas empresas fue la siguiente:
• 991 plantas de distribución de gas L.P. con capacidades de almacenamiento que oscilaron
entre 5 mil y 138 millones de litros. Éstas utilizaron poco más de 12 mil auto-tanques con
capacidades desde 2 mil hasta 25 mil litros para entregar gas L.P. a tanques estacionarios y
20,000 vehículos destinados al reparto de recipientes transportables de 10, 20, 30 y 45 kg.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
37
• 2,744 estaciones de carburación, de las cuales 85% se especializaron en la venta de gas
L.P. para carburación y 15% en la modalidad de autoconsumo.
• 171 empresas de transporte de gas L.P. que utilizaron 3,400 semirremolques y dobles
semirremolques, con capacidades que van de 31 mil a 54 mil litros, para el traslado del
hidrocarburo desde las instalaciones de PEMEX hasta las plantas de distribución,
principalmente.
PGPB cuenta con distintos Centros Procesadores de Gas (CPG) a lo largo del país,
seis están ubicados en la región Sur-Sureste del país (en Chiapas, Tabasco y Veracruz) y
dos en la región Noreste: Burgos y Arenque (en Tamaulipas). En estos complejos existe un
total de 71 plantas de distintos tipos: endulzamiento de gas, recuperación de líquidos,
recuperación de azufre, endulzamiento de condensados, fraccionamiento y eliminación de
nitrógeno. Cabe mencionar que no todos los CPG producen gas LP.
Figura II.4 Distribución del gas L.P. al consumidor Fuente: SENER 2011.
II.3 DISTRIBUCION DEL DIÉSEL.
La actividad de distribución Diésel es muy similar de gas LP, que comprende la
entrega del hidrocarburo al consumidor final y se realiza a través de empresas privadas
mexicanas legalmente constituidas para realizar dicha actividad.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
38
En la figura II.5 se muestran los principales puntos de venta de muchos productos
refinados por PEMEX, entre ellos el diésel.
Las empresas de transporte de Diésel
utilizan: semirremolques y dobles
semirremolques, con capacidades que van de 31 mil a 54 mil litros, para el traslado del
hidrocarburo desde las instalaciones de PEMEX hasta las plantas de distribución,
principalmente. De ahí se reparte a otras estaciones o puntos de venta o directamente al
consumidor final por pipas o carrotanques.
Figura II.5 Principales puntos de venta de productos refinados por PEMEX Fuente PEMEX
2011.
II.4 DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL
El transporte de gas natural a través del territorio nacional se efectúa por medio de un
sistema integrado por gasoductos de diferentes diámetros y longitudes, trampas de diablos,
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
39
válvulas de seccionamiento, válvulas troncales, pasos aéreos y cruces de ríos, de carreteras
y de ferrocarriles.
Figura II.6 Sistema de distribución de gas natural. Fuente: Material didáctico del seminario
de gas natural. Año 2007.
La red de gasoductos del país está constituida por el Sistema Nacional de
Gasoductos (SNG) y el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PEMEX Gas y
Petroquímica Básica (PGPB). Asimismo, lo integran gasoductos privados, en algunos casos
fronterizos interconectados con el sur de Estados Unidos, otros conectados al SNG o
aislados.
PEMEX Gas y Petroquímica Básica transporta el gas natural a los grandes
consumidores, así como a la entrada de las ciudades, mientras que la distribución al interior
de éstas, en la mayoría de los casos, está a cargo de empresas privadas. Al cierre de 2011,
PEMEX reportó una red de ductos en operación de aproximadamente 11,296 km para
transportar gas natural.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
40
Figura II.7 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a
2011. Fuente: SENER 2011.
Características de una red de distribución de gas natural.
A continuación se enlistan las características que deberá cumplir de acuerdo con la
normativa nacional e internacional vigente:
-
Proveer la entrega continua del gas natural.
Mantener las presiones de operación previstas.
Emplear materiales probados internacionalmente.
Incorporar nuevas tecnologías probadas.
Utilización de normas nacionales e internacionales en la construcción.
Dar seguridad al público durante la ejecución de los trabajos y la introducción del
sistema.
Construir el sistema con las menores molestias a la ciudadanía.
Construir y operar un sistema de primera clase.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
41
El suministro de gas natural, para quemarse en las fuentes fijas, se hace a través de
ductos subterráneos de transporte y distribución. Se suministra en diferentes rangos de
presión (de 4 a 32 kgf/cm²) y temperatura (de 8 a 38 °C) a la industria y a las redes de
distribución comercial y doméstica.
Dado que el gas pierde presión al ser transportado y recorrer grandes distancias, es
necesario comprimirlo para asegurar un flujo uniforme. Por lo tanto, a lo largo del ducto
existen estaciones de compresión, las cuales permiten incrementar la presión para hacer
llegar el producto en condiciones operativas óptimas. Al cierre de 2011, PEMEX operó 11
estaciones de compresión, de las cuales 10 son propiedad de PGPB y una de PEMEX
Exploración y Producción (PEP), la estación Cd. PEMEX (véase Mapa). La capacidad de
compresión instalada de PEMEX tuvo una potencia de 328,310 caballos de fuerza (HP) al
cierre de 2011.
La compresión por parte de privados tuvo una capacidad de potencia de 179,848 HP
y correspondió a ocho estaciones de compresión, algunas ubicadas a lo largo de SNG, otras
en el sistema de Naco-Hermosillo y el sistema de Baja California
Las 19 estaciones de compresión, tanto de PEMEX como de privados, acumularon
una capacidad de potencia total de 508,158 HP.
En 2010 entró en operación la estación de compresión Chávez, en Coahuila, que
comprime el gas que se transporta a través de un gasoducto de 16 pulgadas desde Chávez
hasta Durango, para suministrar principalmente a la planta de generación eléctrica La
Trinidad. La estación de compresión Chávez reportó una capacidad instalada de 7,110 HP
en 2011.
Transporte
El transporte de gas natural por ductos es la actividad de recibir, conducir y entregar
gas. Esta actividad debe realizarse al amparo de un permiso otorgado por la CRE. En
conformidad con el marco regulador, dicha actividad puede realizarse bajo tres
modalidades:
• Transporte para usos propios (TUP). El permiso implica recibir, conducir y entregar gas
por medio de ductos que tengan por objeto satisfacer exclusivamente las necesidades del
solicitante. Los permisos de transporte para usos propios serán otorgados para una
capacidad y trayecto determinados y sus titulares sólo podrán ser usuarios finales.
• Transporte para usos propios en sociedades de autoabastecimiento (SAB). Este permiso se
otorga en los mismos términos que el permiso para usos propios, pero el usuario final será
una sociedad de autoabastecimiento. Sólo los usuarios finales que consuman gas para usos
industriales, comerciales y de servicios podrán constituir o formar parte de sociedades de
autoabastecimiento, y únicamente podrán entregar gas a los socios que las integren.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
42
• Transporte de acceso abierto (TRA). Consiste en recibir, conducir y entregar gas natural
por medio de gasoductos mediante la prestación de servicios en base firme e interrumpible,
cuando esta última modalidad de servicio sea factible y esté disponible para los usuarios, de
acuerdo con las condiciones generales para la prestación del servicio.
Empresas Distribuidoras.
La empresa distribuidora recibe el gas natural del transportista en una estación de
medición y regulación, también llamada Estación de Transferencia de Gas, localizada en
los límites del sistema de distribución. Es ahí donde la distribuidora lo odoriza, lo mide y
regula la presión de distribución.
En materia de distribución, desde su creación la CRE ha autorizado 22 permisos, de
los cuales 20 permanecen activos. Dichos permisos comprenden una red de distribución
que alcanzó una longitud total de 46,312 km hasta abril de 2012. La inversión asociada a
dicho sistema asciende a aproximadamente 1,867 millones de dólares (asumiendo el tipo de
cambio de diciembre de 2011).
Con base en la información reportada por los 20 permisionarios de distribución que
operan actualmente, en diciembre de 2011 el servicio de distribución atendía a 2,094,314
usuarios, lo que representa un aumento de 3.2% respecto a 2010 (véase cuadro).
De acuerdo con la información preliminar disponible a abril de 2012, la energía
conducida en la red de distribución fue de 343.4 millones de Gigajoules en 2011. La
inversión correspondiente a las líneas de gasoductos, inmuebles y equipo ascendió a 25,677
millones de pesos (equivalentes a 1,867 millones de dólares de diciembre de 2011). De
igual forma, los distribuidores incrementaron la longitud de la red en 920 km, con lo que se
alcanzó una longitud total de 46,312 km. Esto representó un aumento de 2.0% respecto al
cierre del año anterior.
En 2011, el Gobierno del Estado de Jalisco, así como el permisionario Gas Natural de
Juárez, S.A. de C.V., manifestaron el interés de desarrollar un sistema de distribución en los
municipios de Armería, Colima, Manzanillo, Tecomán y Villa de Álvarez, en Colima y
Zapotlán el Grande, Sayula y Tuxpan, en Jalisco. Como resultado de lo anterior, el 16 de
junio de 2011, mediante la Resolución RES/200/2011, se determinó la Zona Geográfica de
Occidente, que abarca los municipios antes señalados.
De igual forma, en febrero de 2012, Gas Natural de Juárez, S. A. de C. V. presentó a la
CRE la manifestación de interés para que se desarrolle un sistema de distribución de gas
natural en los municipios de Morelia, Lázaro Cárdenas, Pátzcuaro y Uruapan, en
Michoacán, iniciándose la evaluación correspondiente.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
43
Tabla II.1 Número de usuarios por permisionario de distribución, 2009-2011 Fuente: CRE
2011.
En el primer trimestre de 2012, la CRE inició los trabajos correspondientes al
proceso de licitación pública internacional, LIC-GAS-018-2012, que tendrá por objeto el
otorgamiento de un primer permiso de distribución de gas natural para la Zona Geográfica
de Morelos.
Almacenamiento.
Respecto al almacenamiento en terminales de gas natural licuado (GNL),
actualmente existen tres permisos con una inversión estimada en 3,037 millones de dólares
y una capacidad de almacenamiento de 1.2449 millones de metros cúbicos (MMm³).
Adicionalmente, es importante mencionar que se ha otorgado un permiso para
almacenamiento subterráneo, con una inversión comprometida de 200 millones de dólares.
En abril de 2012, la terminal de GNL de Altamira cumplió cinco años y medio de
operación ininterrumpida en el Golfo de México. En este lapso recibió la descarga de más
de 250 buques transportadores de GNL. Esta terminal tiene una capacidad de regasificación
nominal de 14.1650 millones de metros cúbicos diarios (MMm³d) y una capacidad máxima
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
44
de 21.52 MMm³d (760 MMpcd). Con ello, se contribuye a garantizar el abasto de gas
natural para las centrales de ciclo combinado de Altamira V, Tuxpan V y Tamazunchale I.
La terminal de GNL Costa Azul localizada en Baja California tiene una capacidad
nominal de 28.32 MMm³d (1,000 MMpcd) y una capacidad pico de 36.81 MMm³d (1,300
MMpcd). Con ello, se busca asegurar el abasto de gas natural de las centrales de ciclo
combinado ubicadas en Rosarito y en Mexicali. Adicionalmente, el permisionario está
realizando una temporada abierta para negociar contratos de servicio de almacenamiento
con usuarios potenciales, que le permitan la ampliación de su terminal al doble de su
capacidad actual.
La terminal de GNL, ubicada en Manzanillo, Colima, cuenta con una capacidad de
regasificación de 14.16 MMm³d. La terminal fue inaugurada en marzo de 2012 y abastecerá
a la central Manzanillo I, así como a las futuras centrales Guadalajara I y II (a través del
gasoducto Manzanillo – Guadalajara). También llevará gas a las centrales en operación de
El Sauz, Salamanca y Bajío (mediante su interconexión al SNG).
El permiso de almacenamiento subterráneo de gas natural otorgado a la empresa
Almacenamiento Subterráneo del Istmo, S. A. de C. V., para el desarrollo, construcción y
operación de un almacenamiento de gas natural en Tuzandépetl, Veracruz, continúa en un
proceso de evaluación de ingeniería especializada para determinar la aptitud de las cavernas
en la cuales se almacenaría el gas natural. El proyecto tiene una inversión aprobada de 200
millones de dólares y permitirá la modernización del SNG, así como la posibilidad de
ofrecer servicios adicionales a los usuarios de dicho sistema para adaptarse a la demanda
creciente de gas natural.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
45
CAPITULO III
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
46
CAPITULO III
NORMATIVIDAD APLICABLE AL GAS NATURAL Y GAS L.P EN MÉXICO
III. 1 Marco Regulatorio Básico de la Industria de gas L.P.
El marco regulatorio del mercado de gas L.P. en México está conformado por leyes,
reglamentos y normas, fundamentadas en la Constitución Política de los Estados Unidos
Mexicanos, a través de las cuales se definen las bases jurídicas, técnicas, metodológicas,
económicas, comerciales, organizacionales y, en general, todos los mecanismos que
permiten el mejor aprovechamiento de gas L.P.
El conjunto general de disposiciones que regulan a la industria de gas LP en México
se integra por los instrumentos jurídicos siguientes:
• Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos
• Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo
• Ley Orgánica de la Administración Pública Federal
• Ley de la Comisión Reguladora de Energía
• Ley de Petróleos Mexicanos
• Ley Federal de las Entidades Paraestatales
• Ley Federal sobre Metrología y Normalización
• Ley de Planeación
• Ley de los Impuestos Generales de Importación y Exportación
• Ley de Inversión Extranjera
• Ley Federal de Protección al Consumidor
• Ley Federal de Competencia Económica
• Ley de Comercio Exterior
• Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del
Petróleo
• Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos
• Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.
• Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización
• Reglamento Interior de la Secretaría de Energía
• Reglamento de Gas Licuado de Petróleo
• Reglamento de la Ley Federal de Competencia Económica
• Reglamento de la Ley Federal de Protección al Consumidor
• Reglamento de la Ley de Inversión Extranjera y del Registro Nacional de Inversiones
Extranjeras
• Normas Oficiales Mexicanas
• Directivas y Resoluciones expedidas por la CRE
• Acuerdos y Decretos
La regulación vigente del mercado de gas LP considera la participación pública y
privada. Petróleos Mexicanos (PEMEX) concentra la producción nacional del combustible,
las Ventas de Primera Mano (VPM), el transporte por ductos y la operación de las
terminales de suministro de su propiedad. Por su parte, el sector privado participa en las
actividades de transporte (principalmente por vía terrestre), a través de ductos o por otros
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
47
medios; la distribución, ya sea mediante estaciones de carburación para vehículos o
directamente hacia los usuarios finales -requiriendo para ello autotanques y recipientes
transportables-; el almacenamiento y la operación de varias terminales de suministro.
Las principales atribuciones de la SENER en materia de gas LP, en términos de lo
dispuesto por el Artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal
(LOAPF), son las siguientes:
• Otorgar, y en su caso, cancelar permisos y autorizaciones en materia energética, conforme
a las disposiciones aplicables.
• Regular y, en su caso, expedir Normas Oficiales Mexicanas sobre producción,
comercialización, compra-venta, condiciones de calidad, suministro de energía y demás
aspectos que promuevan la modernización, eficiencia y desarrollo del sector, así como
controlar y vigilar su debido cumplimiento.
• Ordenar que se realicen visitas de inspección a las instalaciones de los órganos,
organismos y empresas del sector y, en general, a toda persona física o moral que realice
cualquiera de las actividades normadas.
• Iniciar, tramitar y resolver procedimientos administrativos e imponer las sanciones que
correspondan, en términos de las disposiciones aplicables.
• Aplicar el Reglamento de Gas Licuado de Petróleo.
Figura III.1 Autoridades reguladoras del mercado de gas L.P. Fuente SENER 2011.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
48
El Reglamento de Gas Licuado de Petróleo (RGLP) constituye un instrumento
integral que determina los derechos y obligaciones de los participantes en el mercado de
gas LP, a fin de brindar certeza jurídica ante los actos que realicen las autoridades y los
permisionarios. Asimismo, establece los principios normativos para el desempeño de las
actividades estratégicas relacionadas con el gas LP. Dicho ordenamiento se refiere a las
autoridades reguladoras y a sus atribuciones; a las relaciones entre los participantes de la
industria; a los precios y tarifas aplicables; al régimen de permisos y obligaciones; a las
condiciones de seguridad y normalización; a los términos y condiciones para la prestación
de cada tipo de servicio y a las sanciones derivadas del incumplimiento a las
disposiciones.
Metodología de precios del gas L.P.
En 2003, se publicó un Decreto en el Diario Oficial de la Federación (D.O.F.) por el
cual el Ejecutivo Federal sujetó el precio del gas L.P. a precios máximos de venta de
primera mano y de venta a usuarios finales. Lo anterior, debido al impacto negativo en los
precios del gas L.P., reflejo de la incertidumbre en los mercados de los energéticos.
A partir de dicho año, los precios máximos de venta de primera mano (VPM) se
publican mes a mes, a través de la resolución emitida por la CRE que establece la
metodología del precio máximo del gas licuado de petróleo objeto de venta de primera
mano aplicable durante el mes que señala, conforme al decreto del Ejecutivo Federal
publicado el mismo mes en el D.O.F. En dicha resolución se modifica y amplía la vigencia
del diverso por el que se sujeta el gas licuado de petróleo a precios máximos de venta de
primera mano y de venta a usuarios finales.
Directiva de Distribución.
La citada Directiva tiene como objetivo establecer las reglas de operación mínimas en
el desarrollo del servicio de Distribución de los permisionarios de gas L.P., las
características con las que deberá prestarse el servicio de Supresión de Fugas y la forma, los
términos y las condiciones bajo los cuales los Permisionarios deberán presentar la
información solicitada en tal Directiva.
Normalización.
La normalización consiste en la determinación de especificaciones técnicas
fundamentales con la finalidad de evaluar y hacer una prevención integral de riesgos en la
implantación del manejo y distribución del gas L.P. en México. Sus herramientas son la
formulación y expedición de normas - Norma Oficial Mexicana (NOM), Norma Mexicana
(NMX) y Norma de emergencia (NOM-EN)- y la evaluación de la conformidad
(organismos de certificación, laboratorios de pruebas y unidades de verificación). Lo
anterior, para que todos los proyectos de instalaciones en materia de gas L.P. se realicen
con la infraestructura tecnológica adecuada, garantizando las actividades de
aprovechamiento del gas L.P., así como la seguridad de la población en general.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
49
El Subcomité de Normalización en Materia de Gas Licuado de Petróleo tiene a su cargo la
elaboración o actualización de las NOM, destacando las siguientes:
• NOM-001-SESH-2010 “Plantas de Distribución de Gas L.P.- Diseño, construcción,
operación y condiciones de seguridad”.
• NOM-003-SESH-2010 “Estaciones de Gas L.P. para Carburación.- Diseño, construcción,
operación y condiciones de seguridad”.
• NOM-005-SESH-2010 “Equipos de Carburación de Gas L.P. en vehículos automotores y
motores estacionarios de combustión interna.- Instalación y mantenimiento”.
• NOM-006-SESH-2010 “Talleres de Equipos de Carburación de Gas L.P.Especificaciones de seguridad, operación y mantenimiento”.
• NOM-007-SESH-2010 “Vehículos para el transporte, suministro y distribución de Gas
L.P.- Condiciones de seguridad, operación y mantenimiento”.
• NOM-008-SESH/SCFI-2010 “Recipientes Transportables para contener Gas L.P.
“Especificaciones de fabricación, materiales y métodos de prueba”.
• NOM-009-SESH-2011 “Recipientes para contener Gas L.P., tipo no transportable.
Especificaciones y métodos de prueba”.
• NOM-012-SESH-2010 “Calefactores de ambiente que utilizan Gas L.P. o Gas Natural.
“Especificaciones y métodos de prueba”.
III.2 Normatividad Aplicable al gas natural.
El marco normativo básico de la industria del gas natural se conforma por los
siguientes ordenamientos:
• Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
• Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.
• Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.
• Ley de Petróleos Mexicanos.
• Ley de la Comisión Reguladora de Energía.
• Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
• Ley Federal de las Entidades Paraestatales.
• Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
• Ley de Planeación.
• Ley Federal de Competencia Económica.
• Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo
Petróleo.
• Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos.
• Reglamento Interior de la Secretaría de Energía.
• Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
del
50
• Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
• Reglamento de la Ley Federal de Competencia Económica.
• Reglamento de Gas Natural.
• Normas Oficiales Mexicanas.
• Directivas y Resoluciones expedidas por la CRE.
Principales atribuciones de la Secretaría de Energía y de la CRE en materia de gas
natural
De conformidad con el marco normativo aplicable a la industria del gas natural, la
Secretaría de Energía (SENER) está facultada para:
• Establecer y conducir la política energética del país.
• Ejercer los derechos de la Nación en materia de petróleo y todos los carburos de
hidrógeno sólidos, líquidos y gaseosos.
• Conducir y supervisar la actividad de las entidades paraestatales sectorizadas en la propia
Secretaría, así como la programación de la exploración, explotación y transformación de los
hidrocarburos.
• Promover que la participación de los particulares en las actividades del sector sea en los
términos de la legislación y de las disposiciones aplicables.
• Elaborar la planeación energética a mediano y largo plazos, así como fijar las directrices
económicas y sociales para el sector energético paraestatal.
• Integrar el Consejo Nacional de Energía.
• Proponer al Titular del Ejecutivo Federal la plataforma anual de producción del petróleo y
del gas de petróleos mexicanos (PEMEX), con base en las reservas probadas y los recursos
disponibles, dando prioridad a la seguridad energética del país en el marco de la Estrategia
Nacional de Energía.
La CRE, de acuerdo con su Ley, es un órgano desconcentrado de la SENER, con
autonomía técnica y operativa, que tiene por objeto promover, entre otras, el desarrollo
eficiente de las actividades siguientes:
• Las ventas de primera mano del gas.
• El transporte y distribución del gas por medio de ductos, así como del almacenamiento
que se encuentre directamente vinculados a estos, o que forme parte integral de las
terminales de importación o distribución.
Para el cumplimiento de su objeto, la CRE tiene, entre otras, las atribuciones siguientes:
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
51
• Aprobar y expedir los términos y condiciones de las ventas de primera mano del gas, así
como las metodologías para la determinación de sus precios, salvo que existan condiciones
de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de Competencia, o que sean
establecidos por el Ejecutivo Federal mediante Acuerdo.
• Determinar las zonas geográficas exclusivas de distribución del gas.
• Aprobar y expedir los términos y condiciones a que deberá sujetarse la prestación de los
servicios de transporte, almacenamiento y distribución del gas que se realice por medio de
ductos.
• Expedir las metodologías para el cálculo de las contraprestaciones por dichos servicios,
salvo que existan condiciones de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de
Competencia.
• Establecer los términos y condiciones a que deberán sujetarse los sistemas de transporte y
almacenamiento que formen parte de sistemas integrados y sus tarifas.
• Otorgar y revocar permisos y autorizaciones para la realización de las actividades
reguladas.
• Ordenar las medidas de seguridad e imponer, en el ámbito de su competencia, las
sanciones administrativas que, en su caso, correspondan.
De conformidad con su Ley, la CRE cuenta con facultades para regular los términos y
condiciones a que deberán sujetarse las ventas de primera mano de gas natural, así como las
metodologías para la determinación de sus precios. La venta de primera mano (VPM) se
define como la primera enajenación de gas natural que PEMEX, sus organismos
subsidiarios o las personas morales que aquéllos controlen, realicen en territorio nacional a
un tercero.
Normas Oficiales Mexicanas.
Una de las facultades con que cuenta la CRE es la expedición de Normas Oficiales
Mexicanas relativas a las actividades reguladas en materia de hidrocarburos.
A continuación se muestran las Normas Oficiales Mexicanas expedidas por la CRE en
materia de gas natural, que se encuentran vigentes a la fecha.
Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural
(cancela y sustituye a la NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural y a la NOM-EM002-SECRE-2009, Calidad del gas natural durante el periodo de emergencia severa).
Norma Oficial Mexicana NOM-002-SECRE-2010, Instalaciones de aprovechamiento de
gas natural (cancela y sustituye a la NOM-002-SECRE-2003, Instalaciones de
aprovechamiento de gas natural).
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
52
Norma Oficial Mexicana NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gas natural y gas
licuado de petróleo por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997,
Distribución de gas natural).
Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural (cancela y
sustituye a la NOM-007- SECRE-1999, Transporte de gas natural).
Norma Oficial Mexicana NOM-010-SECRE-2002, Gas natural comprimido para uso
automotor. Requisitos mínimos de seguridad para estaciones de servicio.
Norma Oficial Mexicana NOM-011-SECRE-2000, Gas natural comprimido para uso
automotor. Requisitos mínimos de seguridad en instalaciones vehiculares.
Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño,
construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural
licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción,
vaporización y entrega de gas natural. (Sustituye a la NOM-EM-001-SECRE-2002,
Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas
de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de
recepción, conducción, regasificación y entrega de dicho combustible).
Cabe señalar que el 24 de junio de 2011 se publicó en el D.O.F. el Aviso de
Cancelación de las Normas Oficiales Mexicanas NOM-008-SECRE-1999, Control de la
corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas, y NOM-009-SECRE2002, Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y gas L.P., en ductos,
publicadas el 27 de enero de 2000 y 8 de febrero de 2002, respectivamente.
Adicionalmente, con el propósito de adecuar la normatividad conforme a las
innovaciones tecnológicas y a las prácticas internacionalmente reconocidas en la industria,
el Programa Nacional de Normalización 2012 contempla la revisión y actualización de las
siguientes NOM’s y proyectos de NOM:
• NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural.
• NOM-010-SECRE-2002, Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos
mínimos de seguridad para estaciones de servicio.
• NOM-011-SECRE-2000, Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos
mínimos de seguridad en instalaciones vehiculares.
• NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación
y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen
sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas
natural.
• PROY-NOM-003-SECRE-2005, Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por
ductos.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
53
Unidades de Verificación.
Hasta el mes de mayo de 2012, se cuenta con 17 unidades de verificación para realizar
la evaluación de la conformidad de las Normas Oficiales Mexicanas en materia de gas
natural.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
54
CAPITULO IV
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
55
CAPITULO IV
Análisis técnico económico y ambiental del uso del Carbón, Gas natural, Gas L.P y
Diésel a nivel industrial.
IV.1 Empresas que trabajan en diversos combustibles:
Cementos Moctezuma Planta Tepetzingo.
Corporación Moctezuma es una entidad que opera en el mercado con dos marcas
comerciales: Cementos Moctezuma y Concretos Moctezuma; dedicadas a la producción y
comercialización de estos productos.
Con respecto a la infraestructura cuentan con tres plantas productoras de cemento son
las más modernas a nivel mundial, dado que están equipadas con tecnología de punta que
permite una operación eficiente y amigable con el medio ambiente.
Además, al contar con la tecnología más innovadora, consumen la menor cantidad de
energía eléctrica por tonelada producida como parte del compromiso al respeto y cuidado
del medio ambiente. Cuentan con equipos para evitar la emisión de gases y polvos a la
atmosfera; así como viveros para el rescate y conservación de especies locales y planta de
tratamientos de aguas residuales.
La planta Tepetzingo se ubica en la carretera
Municipio de Emiliano Zapata, Morelos.
Tezoyuca – Tepetzingo km 1.9,
En 1997 se inaugura la Planta Tepetzingo, Morelos; que tiene una capacidad de
producción de 2.5 millones de toneladas al año. Utiliza como combustible de proceso el
coque de petróleo o Pet coke. Con una extensión de 300 hectáreas, actualmente cuenta con
reservas de producción de más de 100 años, y es la única en su tipo en el país que tiene
triple certificación de calidad: ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001, obtenidos en el año
2003. Estas certificaciones les permiten garantizar la calidad de todos sus productos, sin
dejar de considerar aspectos sociales y ecológicos.
Para la construcción de Planta Tepetzingo, una de las consideraciones más importantes
fue su impacto ambiental. En este sentido, se desarrollaron sistemas que permiten que el
calor resultante de la calcinación de los insumos para la producción del cemento, sea
utilizado para precalentar las materias primas, optimizando el uso de recursos energéticos
no renovables. Así mismo, tiene un sistema de autogeneración de energía eléctrica y una
laguna de recuperación de los mantos freáticos de la zona.
La trituración de la caliza, uno de los principales elementos del cemento, se realiza de
forma subterránea, por lo que no se emiten polvos al medio ambiente.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
56
Figura IV.1 Planta Tepetzingo vista aérea Fuente: Cementos Moctezuma 2013.
Figura IV.2 Planta Tepetzingo. Fuente: Cementos Moctezuma 2013.
En la planta Tepetzingo se producen cemento CPC de resistencia 30 y 40 y mortero.
A continuación se describe el proceso de fabricación del cemento:
Las principales materias primas para la fabricación del cemento provienen
directamente de las canteras. Estas consisten en piedra caliza y esquisto que son extraídos
utilizando explosivos o tractores. Para poder controlar la calidad de los materiales se cuenta
con un modelo geo-estadístico computarizado de la composición química de la cantera, lo
que asegura la utilización racional de los recursos a corto, mediano y largo plazo.
La segunda etapa del proceso consiste en la reducción del tamaño de los minerales
provenientes de las canteras por medio de trituración, los cuales pueden tener tamaños hasta
de un metro de diámetro. Durante esta etapa puede efectuarse la primera mezcla entre
calizas y esquistos, de acuerdo a estándares químicos según el tipo de cemento a
producirse. La composición química de la mezcla de minerales es determinada en línea, a
través de un analizador de neutrones, lo que permite que durante el proceso de trituración se
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
57
realicen ajustes continuos en la proporción de materiales. Finalmente debido al proceso de
almacenaje que se lleva a cabo en la galera de pre-homogenización se reducen las
variaciones en la calidad del material para lotes tan grandes, los que quedan listos para ser
utilizados en la siguiente etapa.
El siguiente paso en el proceso de producción de cemento es la molienda del clinker
producido en los hornos, en forma conjunta con otros minerales que le confieren
propiedades específicas al cemento. El yeso, por ejemplo, es utilizado para el tiempo de
fraguado (o endurecimiento) de la mezcla de cemento y agua, para permitir su manejo.
También se pueden adicionar otros materiales como las puzolanas o arenas volcánicas, las
que producen concretos más duraderos, impermeables y con menor calor de hidratación que
un cemento Pórtland ordinario compuesto sólo por clinker y yeso. En la planta Tepetzingo
se cuenta con dos líneas de producción con una alta eficiencia energética. El control del
tamaño de las partículas de cemento molido es muy importante pues afecta grandemente
sus propiedades. En la planta Tepetzingo se cuenta con un método avanzado de análisis a
base de rayos gama.
Finalmente, el cemento producido y almacenado en silos puede ser despachado en
pipas a granel para los grandes consumidores, o envasado en sacos.
IV.2 Empresa de Resistencias “X”, ejemplo de la tendencia a cambiar a gas natural en
la Industria.
Dicha empresa se encuentra ubicada en México D.F. Su capacidad instalada de
producción es de aproximadamente 10 millones de resistencias al año, las cuales utilizan
para su fabricación materiales (acero normal, acero inoxidable, cobre, incoloy, etc.) de
primera calidad y bajo estrictas normas de manufactura, cuentan con un laboratorio de
control de calidad modernizado, en el cual les hacen pruebas de operación a todos sus
productos, todas las resistencias de volumen cuentan con certificaciones "UL".
Proceso de fabricación de Resistencias de calentamiento.
Las resistencias de calentamiento son elementos que se fabrican a base de níquel,
donde la energía eléctrica se transforma en calor. Mediante la ley de joule podemos
determinar la cantidad de calor que es capaz de entregar una resistencia.
Esta cantidad de calor dependerá de la intensidad de tiempo que esté conectada. De
acuerdo a la ley de joule decimos que la cantidad de calor desprendido de una resistencia es
directamente proporcional al cuadrado de la intensidad de corriente y directamente
proporcional al valor de la resistencia y al tiempo.
Materiales que se ocupan en la fabricación de resistencias:
•Tubing de acero inoxidable tipo 304,316, incoloy 800, titanio y cobre.
•Alambre nicromel tipo 8020.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
58
•Electroceramica (donde se aloja la bobina).
- Terminales níquel - cromo, con fibra de vidrio para alta temperatura, malla de acero
inoxidable y /o tubo plica.
- Óxido de magnesio (este material hace el compactado de las resistencias).
- Aluminio
El proceso de producción es relativamente simple, de acuerdo con el tipo de
resistencia que se desee fabricar se introduce la materia prima en un crisol que alcanza
temperaturas por encima de los 500°C. Se procede a introducir el crisol en un horno o a
colocar un quemador por debajo de dicho crisol y así alcanzar la temperatura de
fusión de la materia prima. Una vez alcanzada la fundición de la materia prima se
procede a vaciar la aleación en moldes para obtener una pieza con la forma y
especificaciones requeridas. Se deja enfriar dicha pieza ya sea por simple enfriamiento
con el medio ambiente o por algún otro método. Una vez que se enfría se liman las
rebabas o asperezas que pudiese tener y se puede someter a otros procesos como el
galvanizado entre otros. Posteriormente es enviada a un laboratorio de control de calidad.
Proyecto Empresa “x”
Entre los proyectos que se gestionaron en la empresa Gas Natural México en el año
2007, destaca el proyecto de una empresa la cual al cambiar del combustible gas L.P. a
gas natural ahorraba casi un 50% en su facturación, a continuación se enlista de forma
breve el número de equipos, consumo y facturación con gas natural y gas L.P en
noviembre del 2007.
Tabla IV.1 Carga máxima de acuerdo con las fichas técnicas de los equipos de la empresa
“x”
Cantidad
Equipo
1
8
1
1
1
Horno Marconi
Crisol de 30 m3/hr
Crisol
Horno basculante
Cocina
Total carga máxima al arranque de planta
Consumo máximo de gas
natural (m³/hr)
80.5
240
45
60
2.6
428.1
De acuerdo con sus registros esta empresa consumía en promedio 58,000 litros al mes
de gas L.P. Para poder establecer el volumen de gas natural necesario se debe afectar el
volumen de gas L.P. por un factor de conversión.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
59
 Cálculo de la conversión de litros de gas L.P a m³ de gas natural.
58,000 litros de gas L.P
mes
* 1 m3 gas natural = 42,647.05 m³ gas natural /mes
1.36 litros gas L.P
Este factor de conversión corresponde a la densidad de una mezcla del 42 % de Gas Butano
y el 58 % Gas Propano.
Como el gas natural se factura de acuerdo con la energía utilizada por mes, debemos
convertir los metros cúbicos de gas natural utilizados en promedio mensual, a energía
utilizada mensualmente.
 Cálculo de la energía mensual consumida
42,647.05 m3 gas natural * 0.00846 Gcal
= 360.79 Gcal
mes
1 m³ gas natural
mes
Fórmula para el cálculo del precio del gas natural (sin IVA)
Precio del gas natural = Precio de la molécula + Tarifa del transporte + Costo del
servicio + Costo de la distribución
Del precio contenido en la página de PEMEX: www.gas.pemex.comle corresponden los
siguientes valores para el mes de noviembre del 2007.
 Cálculo del precio de la molécula
Precio de la molécula = 330 $ * 360.79 Gcal = 119,060 $/mes
(adicional notificado)
Gcal
mes
Tarifa del transporte = De acuerdo con la CRE en el D.F y Toluca no aplica esta tarifa, por
lo tanto el precio es = $ 0.00
 Costo del Servicio =
(medición y mantenimiento)
119.43 $/mes
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
60
Costo de la distribución = Este se calcula de acuerdo con la CRE en la siguiente tabla de
acuerdo con la energía (Gcal) consumidos.
Tabla IV.2 del cálculo de la tarifa de distribución. Fuente: CRE 2006
Gcal consumidas
Precio establecido por la CRE Precio subtotal
Nov 2007
$/ mes
0-20
(20 Gcal/mes)*(80.55 $/Gcal)
1,611
21-130
(130Gcal/mes)*(69.06$/Gcal)
8,977.8
131-183
(183Gcal/mes)*(55.73$/Gcal)
10,198.59
184- 28
(28 Gcal/mes)*(15.25 $/Gcal)
427
Total =
21,214.39
Precio por consumo de gas natural mensual (sin IVA) = 119,060 $/mes + 119.43 $/mes
+ 21,214.39 $/mes
 Precio por consumo de gas natural mensual (sin IVA) = 140,394.52 $/mes
 Cálculo del precio de gas L.P mensual
Precio del gas L.P = 4.08 $/litro
58,000 litros de gas L.P * 4.08
$
Mensual (sin IVA)
litros L.P.
Precio del gas L.P = 236,640 $
Mensual (sin IVA)
mes
 Cálculo del ahorro mensual al trabajar en gas natural
Ahorro mensual = Precio del gas L.P – Precio del gas natural
Ahorro mensual = 236,640
$ - 140,394.52 $
mes
mes
Ahorro mensual = 96,245.48 $
mes
 Cálculo del ahorro anual al trabajar en gas natural
Ahorro anual = 96,245.48
$ * 12 meses
mes
1 año
Ahorro anual = 1,154,945.76
$
año
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
61
Tabla IV.3 Costos de contratación e instalación por cambiar a gas natural (precios sin IVA)
Concepto
Costo ($)
Costo por estación de medición y servicio
200,000
Costo por obra civil y mecánica para
50,000
conexión con la red de gas natural y
permisos delegacionales
Costo por contrato con Gas Natural México
20,000
Costo por cambio de tuberías y ajuste de
100, 000
espreas a equipos
Costo por certificación de las instalaciones
10,000
ante la Entidad Mexicana de Acreditación
(EMA)
Costo por la obra civil para la Estación de
10,000
medición y servicio
Total
390,000
El tiempo de la obra es de tres a seis meses y no se realizará ningún paro de planta ya
que las obras dentro de la red del cliente se realizaran en días domingos. La empresa “x”
tendrá la opción de dejar sus tanques e instalaciones para gas L.P ya que el retiro de éstas
tiene un costo adicional.
Considerando que el cliente ahorra $ 96,245.48 en un mes y tendrá que invertir $390,000
en un solo pago se puede calcular el tiempo en que recuperará su inversión de la siguiente
forma:
Tiempo de recuperación =
de la inversión
390, 000 $ / 96,245.48 $/mes
Tiempo de recuperación de la inversión = 4.05 meses
Cabe destacar que este tiempo es menor a un año que es el tiempo en que una empresa
mexicana estima recuperar una inversión de este tipo, por lo que económica y técnicamente
es viable el proyecto para dicha empresa.
IV.3 ANÁLISIS ECONOMICO DE CADA COMBUSTIBLE
Análisis comparativo del precio en pesos por Gigacaloría ($/Gcal) para cada
combustible
Para este análisis se utilizará el ejemplo de la empresa “x” la cual consume mensualmente
360. 79 Gcal/mes o 58,000 litros.
Para el gas L.P (Precios con IVA del 16%)
Precio del gas L.P Marzo del 2013 = 12.11 $/1 kg gas L.P
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
62
1 Kg gas L.P = 1.85 L de gas L.P
Energía contenida en 1.85 L de gas L.P = 1.85 L gas L.P * (0.006192 Gcal/1 L Gas L.P) =
0.0115 Gcal
Se puede decir que 1 Kg de gas L.P contiene 0.0115 Gcal de energía y que dicha energía
tiene un costo de $12.11
$12.11/0.0115 Gcal = 1,053 $ /Gcal
Utilizando como combustible el gas L.P costaría $1,053 producir una Giga caloría con
éste.
Costo total mensual = 1,053 $ /Gcal * 360.79 Gcal/mes
Costo total mensual = $ 379,911.87 Si la empresa “x” siguiera trabajando en gas L.P
Para el diésel (Precios con IVA del 16%)
Precio del diésel Marzo del 2013 = 11.50 $/1 L de diésel
1 L de diésel = 0.009403 Gcal
Se deduce que 0.009403 Gcal tienen un costo de $11.50
$11.50/0.009403 Gcal = 1,223.01 $/Gcal
Utilizando como combustible el diésel costaría $1,223.01 producir una Giga caloría con
éste.
Costo total mensual = 1,223.01 $ /Gcal * 360.79 Gcal/mes
Costo total mensual = $ 441,249.77 Si ALPE trabajara en diésel.
Para el gas natural (Precios con IVA del 16%)
De la fórmula para el cálculo del precio de la molécula:
Precio del gas natural = Precio de la molécula + Tarifa del transporte + Costo del
servicio + Costo de la distribución
De la página www.gas.pemex.com para fines de facturación industrial se toma el precio de
la molécula Adicional notificado zona centro:
Precio de la molécula = 48.70 $/GJoule pero nuestra base de cálculo es en Gcal
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
63
Factor de conversión: 1 Gcal = 4.1868 GJoules
Precio de la molécula(unitario) = 48.70 $/GJoule * (4.1868 Gjoules/1 Gcal) = 203.89
$/Gcal
Precio de la molécula = 203.89 $/Gcal * 360.79 Gcal/mes = 73,561.47 $/mes
Tarifa del transporte= $0.00 ya que en el D.F y Toluca no se cobra el transporte.
Es importante destacar que el costo por GCal se cobra en función del consumo del cliente
industrial.
Suponiendo que dicho cliente industrial entra dentro del Bloque I y que consumirá en el
mes de 0 a 3,488 GJoules se le cobrará el siguiente concepto:
360.79 Gcal/mes *4.1868 = 1,510.55 Gjoules/mes * 12.79 $/Gjoule =
19,319.93 $ / mes
Costo por el servicio: 1,592.68 $/mes
Costo total de gas natural = 73,561.47 $/mes + $0.00 + 19,319.93 $/mes =
Costo total de gas natural = 94,474.08 $/mes + IVA (16%)
Costo total de gas natural = 109,589.93 $/mes
De la página www.cre.gob.mx se toman estos precios los cuales no incluyen IVA.
Utilizando como combustible el gas natural costaría $258.76 producir una Giga caloría con
éste.
TABLA IV. 4 CUADRO COMPARATIVO DE LOS GASTOS MENSUALES POR
CONSUMO DE COMBUSTIBLE
COMBUSTIBLE
Gas L.P
Diésel
Gas Natural
PRECIO MENSUAL
$ 379,911.87
$ 441,249.77
$109,589.93
Como puede observarse el costo por operar en gas natural es sumamente bajo con
respecto a otros combustibles. Se omite aquí el análisis con el coque de petróleo ya que el
uso de éste no está permitido dentro de zonas urbanas.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
64
TABLA IV.5 CUADRO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS
DEL COQUE DE CARBONO, GAS L.P, Y DIÉSEL.
Combustible/
Características
Precio por Giga
caloría
producida (IVA
incluido) $
Coque de petróleo No se calcula ya
que no se utiliza
en zonas urbanas
Contenido de
azufre (%)
Densidad
Otro
4.6
0.8 gg/cc
Cenizas:
0.41% peso.
Materias
volátiles:
10.28%peso
Contiene
trazas de
Níquel y
Vanadio
(metales
pesados)
Trazas de
Aromáticos
No
reportado
Total de
inertes (CO2
y N2) Máx.
= 4-6 %
Vol
Diésel
1,223.01
0.021
0.82 Kg/lt
Gas L.P
1,053
Despreciable
2.01 (aire =1.0)
Gas natural
258.76
Despreciable
0.61 (aire =1.0)
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
65
CONCLUSIONES
}
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
66
CONCLUSIONES
Los combustibles son de gran importancia para cubrir las necesidades de las
industrias. El seleccionar un combustible adecuado implica analizar costos de operación,
mantenimiento, disponibilidad e impacto ambiental.
De acuerdo con el trabajo anterior se observa que el coque de petróleo y diésel
contienen azufre, siendo primero el que más tiene de ambos.
Es importante mencionar que para la utilización del coque de petróleo las industrias
deben contar con equipos capaces de filtrar las emisiones de cenizas. De igual forma el
coque de petróleo puede contener trazas de níquel y vanadio producto de las reacciones
químicas llevadas en la refinería.
El níquel y vanadio son metales pesados los cuales pueden llegar a contaminar el
ambiente generando grandes problemas de salud entre la población como el cáncer;
generando costos en el tratamiento de estas enfermedades al sector Salud Público.
Actualmente el coque de petróleo es utilizado por cementeras y plantas generadoras de
energía las cuales deben contar con un estricto control ambiental de sus emisiones, así
mismo estás empresas deben de ubicarse lejos de grandes ciudades para evitar afectar con
sus emisiones a la población.
Con respecto al diésel, su uso está muy controlado por las normativas mexicanas ya
que si los equipos que utilizan este combustible no se encuentran en condiciones óptimas
pueden generar emisiones de contaminantes muy tóxicos a la atmósfera, por lo que es
necesario un riguroso control en el mantenimiento de los equipos que trabajan con este
combustible así como el monitoreo constante de las emisiones tanto de azufre como de
otros contaminantes.
Para el caso del gas L.P. y natural no se reportan emisiones de azufre a la atmósfera
ya que cuando salen del centro procesador ambos cumplen con la normativa ambiental. Es
importante destacar que ambos aunque son gases tienen diferentes densidades con respecto
al aire, dicha propiedad hace de más alto riesgo al gas L.P pues su densidad es casi dos
veces mayor que el aire, por lo que en una contingencia por fuga de éste gas se deben
extremar precauciones ante un riesgo de explosión. La densidad del gas natural disminuye
su riesgo en su uso pues se disipa fácilmente hacia la atmósfera. Así mismo, no se requieren
instalaciones especiales ni tanques de almacenamiento para su uso, sólo el estar conectado a
una red de distribución de acuerdo con las normativas vigentes.
Hablando de costos, el precio del gas natural es mucho más bajo con respecto a los
otros tres combustibles exceptuando al coque el cual no puede ser utilizado en cualquier
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
67
empresa y seguramente su uso irá disminuyendo, pues la tendencia mundial es usar de
aquellos que sean amigables con el medio ambiente, haciendo más estrictas las normativas
ambientales.
La tendencia nacional de acuerdo con las prospectivas para el 2026 de la SENER
indican que existe una tendencia decreciente al uso del gas L.P ya que corresponderá al
mayor consumo del gas natural en el sector industrial. En este sentido, se prevé que para el
2026 el gas natural será el principal combustible del sector, seguido del coque de petróleo,
y el diésel.
El presente trabajo integró la información técnica, económica y ambiental para hacer
dicha comparación.
El uso del gas natural representa una ventaja económica con respecto a otros
combustibles ya que cuenta con todas estas propiedades al ser amigable con el ambiente,
con disponibilidad plena y de manejo fácil y seguro.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
68
Referencias Bibliográficas
Fernando F. Blumenkron, (1997) Manejo y uso del gas L.P.; Décima Edición, Ed. Grupo
Kron, México D.F.
Lynn C Denny, (1962) Handbook Butane-Propane Gases; 4th Edition, Publisher Chilton
Company, Los Angeles, EE. UU., pág. 22.
Hoja de datos de seguridad para sustancias químicas Gas Licuado de Petróleo. PEMEX Gas
y Petroquímica Básica 2011.
Petróleos Mexicanos www.PEMEX.com, 2013.
SENER, Prospectiva del mercado del Gas Licuado de petróleo 2012-2026. México, 2012.
SENER, Prospectiva del mercado del Gas Natural 2012-2026. México, 2012.
SENER, Prospectiva del mercado de los petrolíferos 2012-2026. México, 2012.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
69
GLOSARIO
Almacenamiento: La actividad de recibir, mantener en depósito y entregar gas natural, que
se deposita en instalaciones fijas distintas a los ductos.
Barril: El barril equivalente de petróleo (BEP) es una unidad de energía equivalente a la
energía liberada durante la quema de un barril aproximadamente (42 galones
estadounidenses o 158,9873 litros) de petróleo crudo.
Bombeo neumático: Sistema artificial de producción que se emplea para elevar el fluido
de un pozo petrolero mediante la inyección de gas a través de la tubería de producción o del
espacio anular de ésta y la tubería de revestimiento.
Cargo por servicio: Porción de la tarifa asociada con los costos inherentes a la prestación
del servicio de transporte, almacenamiento y distribución para un usuario específico.
Cargo por uso: Porción de la tarifa basada en la prestación del servicio que refleja el uso
del sistema de acuerdo con el volumen de gas conducido o consumido a cuenta del usuario.
Cascabeleo: Es el sonido que se genera cuando dentro de un motor de combustión interna
un combustible explota antes de tiempo y el pistón todavía está subiendo. Puede ser
ocasionado por varias razones, generalmente el uso de combustibles de baja calidad.
Compresión: Energía mecánica que se aplica al gas natural para aumentar la presión y
facilitar su transporte a grandes distancias.
Compresor: Equipo instalado en una línea de conducción de gas para incrementar la
presión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería.
Criogénica: Planta que, mediante un proceso de bajas temperaturas, separa y elimina
cualquier componente del gas que pudiera afectar los sistemas de transporte y distribución,
como son el dióxido de carbono, el vapor de agua y los hidrocarburos pesados.
Distribución: Actividad de recibir, conducir, entregar y, en su caso, comercializar gas
natural por medio de ductos dentro de una zona geográfica.
Henry Hub: Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. En donde el
precio del energético se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del
gas natural que son negociados en el NYMEX (New York Mercantile Exchange).
Importaciones por balance: Importaciones para cubrir el déficit entre la oferta y la
demanda, en el Sistema Nacional de Gasoductos de PGPB.
Licuefacción del gas natural: Proceso de enfriamiento del gas natural a una temperatura
de -162°C, con lo cual se reduce su volumen por un factor de 600, convirtiéndose en
líquido. El gas natural licuado resultante es entonces transportable en buques
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
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diseñados para tal propósito (buques metaneros), o puede ser almacenado en tanques.
Normas Oficiales Mexicanas: Normas de carácter obligatorio que expiden las
dependencias competentes sujetándose a lo dispuesto por la Ley General de
Metrología y Normalización.
Pie Cúbico: Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gas
natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es
igual a 1,000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y
temperatura.
Servicio de distribución: Es la comercialización y entrega de gas natural por el
distribuidor a un usuario final en una zona geográfica.
Transporte: Recepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de ductos
a personas que no son usuarios finales.
Usuario final: Persona que adquiere gas para su consumo.
Ventas de primera mano: Primera enajenación del gas de origen nacional que efectúe
PEMEX a favor de un tercero, para ser entregada en territorio nacional.
ESTUDIO COMPARATIVO DE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GAS NATURAL CON
RESPECTO A OTROS COMBUSTIBLES
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