Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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Índice
I. CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO. .................................................................................................. 2
I.1 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO. ............................................................................................................... 2
I.1.1 Descripción detallada del Proceso. ............................................................................................... 5
I.1.2 Descripción de las instalaciones. .................................................................................................. 9
I.1.3 Listado de Equipos de la Planta de GNL. ................................................................................... 13
I.2 BASES DE DISEÑO ............................................................................................................................... 16
I.3 HOJAS DE SEGURIDAD ......................................................................................................................... 20
I.4 CONDICIONES DE OPERACIÓN .............................................................................................................. 22
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I. CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO.
I.1 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO.
El presente proyecto corresponde a la construcción y operación de una Planta de Licuefacción de Gas
Natural (GNL) promovido por la empresa Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. en el municipio de
Hermosillo, Sonora., la cual tendrá como objetivo principal, la licuefacción del gas natural en estado
gaseoso para realizar su distribución mediante otros medios distintos a ductos hacia los diferentes
puntos de consumo de la zona Noroeste del País, además de comercializarlo a varios usuarios finales
industriales como combustible para desplazar Diésel y otros combustibles.
La planta tendrá la capacidad de procesar 26.6 MMSCFD (Millones de pies cúbicos estándar por día)
de gas natural equivalente a la producción de 300 000 GPD (galones por día) de Gas Natural Licuado
(GNL), sin embargo, como primera etapa (Fase 1) se considera procesar 13.3 MMSCFD de gas
natural equivalente a 150 000 GPD.
La planta de licuefacción de gas natural utilizará un ciclo único de refrigerante mixto para licuar el gas
aguas abajo del sistema de deshidratación del tamiz molecular.
El Proyecto integral de la Planta de Licuefacción de Gas Natural, estará conformado por las siguientes
áreas:
▪ Pre-tratamiento (diseño de 300 000 GPD)
− Remoción de CO2 (planta de Amina) Esta unidad será diseñada para remover 1% CO2
− Unidad de deshidratación del tamiz molecular
▪ Licuefacción y compresión (diseño de 150 000 GPD)
− GNL Unidad de Licuefacción
▪ Mezclado de refrigerante para (300 000 GPD)
▪ GNL Almacenamiento: Tres días de producción a su máxima capacidad usando tanques
criogénicos con capa de vacío.
▪ GNL Carga de Camiones.
▪ GNL. Carga de Carrotanques.
▪ Suministro de Energia (Fuente de alimentación).
▪ Servicios Públicos Relevantes.
Ver Figuras I.1 y I.2.
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Figura I. 1 Arreglo general del Proyecto Integral de la Planta de Licuefacción de Gas Natural.
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UBICACIÓN DEL PROYECTO, ART 113 FRACCIÓN I DE LA LGTAIP Y 110 FRACCIÓN I DE LA LFTAIP
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I.1.1 Descripción detallada del Proceso.
El proceso consiste en recibir Gas Natural por medio de ducto a una planta de licuefacción con
capacidad de 300 000 galones por día, contando con 3 días de almacenamiento a su máxima
capacidad, tal y como se indica en el presente diagrama de flujo:
Figura II. 1 Diagrama general del Proceso de Licuefacción.
A continuación, se indica la descripción del proceso de Licuefacción de Gas Natural
1. PROCESO DE LICUEFACCIÓN.
FILTRACIÓN: El gas de alimentación entra a los límites de la Planta de Licuefacción a una presión de
500 PSI (lb/in2) a una temperatura de 100°F (37.7°C). El gas suministrado a la planta puede llevar un
porcentaje mínimo de humedad, contaminantes e impurezas, por lo cual la filtración previa es
indispensable. Después de este proceso, el gas pasa a través de una válvula de reguladora de
presión, la cual nos controlará la presión del gas de alimentación. Posteriormente el gas fluirá hacia un
filtro separador de gas de alimentación para separar todo el líquido.
UNIDAD AMINA: La unidad amina está diseñada para reducir la concentración de hasta 1% de
bióxido de carbono (CO2) presente en el gas alimentado a una máxima concentración de 50ppm (v),
esto con el fin de evitar el congelamiento en el proceso de licuefacción. El principio de esta unidad es
en base a un proceso de regeneración de amina. Para el mismo se usan solventes probados y en este
caso la Metildietanolamina (MDEA) formulada/activada es la amina más apropiada.
DESHIDRATACIÓN: La deshidratación molecular se emplea para el secado del gas que se alimenta,
ya que puede reducir el contenido de agua a menos de 0.1ppm el cual es necesario para la
licuefacción del Gas Natural. Para este proceso se usan tamices moleculares de diseño especial como
el 4A-LNG de UOP, para eliminar el agua y los mercaptanos de bajo peso molecular que no se
eliminan en la unidad amina.
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La corriente del gas de entrada debe estar completamente deshidratada hasta un punto de rocío por
debajo de los -150°F antes de ser procesada en la sección criogénica de la instalación. Un sistema
convencional de deshidratación de tamices moleculares de dos camas se utiliza para secar
completamente el gas alimentado, uno de los tamices funciona en ciclo de Adsorción mientras que un
lecho está en el ciclo de regeneración. El flujo de gas se desplaza hacia abajo durante la
deshidratación y hacia arriba durante la regeneración.
El gas de regeneración se toma de la línea de gas seco antes de los filtros de polvo de gas seco y/o
flash gas que proviene del flash drum. El gas de regeneración se calienta a unos 450°F en el
calentador de gas de regeneración posteriormente el gas de regeneración caliente se dirige al fondo
del deshidratador agotado y desorbita el agua y el CO2 del tamiz molecular. El gas de regeneración
húmedo sale por la parte superior de la cama y se enfría a 120°F con aire en el enfriador de gas de
regeneración. El agua que se condensa fuera del gas de regeneración se elimina en el depurador de
gas de regeneración y el gas seco se envía a una corriente de combustible.
Durante el ciclo de enfriamiento, el gas de regeneración pasa por alto el calentador de gas de
regeneración y fluye directamente al lecho de deshidratación caliente.
El gas seco de los deshidratadores se dirige a los filtros de polvo de gas seco para eliminar el polvo
del tamiz antes de entrar en la parte criogénica de la planta. Se proporciona un filtro de polvo 100% de
repuesto para que una unidad este siempre en servicio, incluso durante los periodos de cambio de
elementos. Es critico que un filtro de polvo este en servicio todo el tiempo para evitar que se obstruyan
los intercambiadores de calor de aleta de placa de aluminio soldado aguas abajo.
Con el gas ácido y el agua eliminados del gas de alimentación, así como el CO2 inferior a 50 ppm y un
contenido de agua inferior a 0.1 ppm, el gas está listo para el pre enfriamiento y su posterior
licuefacción.
LICUEFACCIÓN: El propósito del sistema de licuefacción es enfriar, condensar, sub enfriar y
estabilizar el GNL a la presión del tanque de almacenamiento. El ciclo de refrigerante mezclado, está
diseñado para minimizar la potencia de compresión y se optimiza mediante el uso de una mezcla de
refrigerante específica para este diseño de planta. Esta mezcla de refrigerante puede comprimirse
según sea necesario para cumplir con los requisitos de refrigeración.
El gas seco, después de eliminar el CO2 y la humedad, puede utilizarse como complemento del
refrigerante.
ALMACENAMIENTO DE LA MEZCLA DE REFRIGERANTES: Para minimizar la pérdida del
refrigerante mezclado, se tiene un tanque de retención, un tanque de sobre tensión para “absorber” el
sistema y mantener la expansión del refrigerante después de una parada. Se instala un sistema de
almacenamiento y carga de RM.
El refrigerante mezclado se compone de la siguiente manera: metano, nitrógeno, propano, etileno e
isopentano. El metano se suministrará después de eliminar la humedad y el bióxido de carbono, el
nitrógeno es suministrado por el generador de nitrógeno. Los demás refrigerantes se suministran en
tanques.
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ALARMAS Y PUNTOS DE AJUSTE. Todos los puntos de ajuste HH (alto alto) y LL (bajo bajo) deben
ser codificados en el PLC (controlador lógico programable). No deben modificarse a través de la HMI.
Las consignas H y L se pueden ajustar desde la HMI, pero los valores deben residir en el código del
PLC. Los límites de los puntos de ajuste H y L deben fijarse a los valores actuales de HH y LL de tal
manera que la pre-alarma no pueda ser mayor o estar fuera de los niveles de apagado.
Todos los puntos de ajuste del lazo de control de proceso deben ser ajustables desde la placa frontal
de la HMI del bloque PID. El rango disponible para el punto de ajuste debe estar limitado por cualquier
ajuste asociado de HH o LL relacionado con el parámetro medido. No se permitirá que ningún punto
de referencia del bloque de control o punto de referencia de alarma HH/LL se ajuste fuera de cualquier
diseño o presión de trabajo de operación máxima permitida (MAOP) de los sistemas asociados de la
planta.
2. TANQUES DE TRANSFERENCIA.
El Gas Natural Licuado se mantendrá a una temperatura de -162°C. en tanques criogénicos
horizontales, cada uno con capacidad de 83 223 gal (315 m3). En esta primera etapa se operará con 2
tanques criogénicos. Estos tanques están constituidos por un contenedor criogénico primario de pared
doble con aislamiento térmico multicapa (Multy-layer high vacuum) entre ambas paredes y un sistema
de retención de derrames de Gas Natural Licuado para el caso de falla del contenedor primario.
Se construirá un dique o berma perimetral al área de almacenamiento, para la contención de cualquier
derrame del líquido, el cual tendrá las medidas en su sección transversal y en su desarrollo perimetral
necesarias para contener el volumen máximo del líquido que pudiera derramarse. El suelo dentro del
perímetro del dique tendrá pendiente del 1% hacia un punto definido por el diseño para un drenaje
controlado del líquido derramado hacia un conducto de extracción diseñado para tal fin.
Los diques o bermas se formarán con material del terreno natural del sitio, limpio, libre de materia
orgánica, compactado en capas de 20 cm que contengan de manera homogénea la humedad óptima
al momento de la compactación, para alcanzar el 95% mínimo de la prueba PROCTOR Estándar,
formando taludes con pendiente 2:1 para su estabilidad. Habrá escalones de concreto para subir al
dique y poder entrar al área para las operaciones de seguridad y mantenimiento. El talud podrá tener
un recubrimiento para protegerlo de la erosión.
La tubería de entrada y salida de los tanques de transferencia será de 2” y 3” Ø respectivamente. Toda
la tubería y accesorios utilizados en los arreglos mecánicos serán criogénicos.
Para cada tanque de transferencia se especifica:
• Temperatura de Trabajo (Contenedor Interno)………… -160° C
• Presión de Trabajo………………………………………… 12 psi
• Presión de Diseño (Contenedor Interno)……………….. 70 psi
• Vacío Permisible…………………………………………… -1 bar (-14.7 psi) Vacío Total
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Todos los tanques de transferencia y sistemas de tubería asociados deberán pasar por una Prueba de
Hermeticidad antes de ser llenados con el gas licuado. Además, todos los tanques deberán estar
equipados con Dispositivos de Relevo de Presión y Vacío. Estos Dispositivos de Relevo cumplirán con
las necesidades de aislamiento del tanque al momento de dar mantenimiento de dichos dispositivos.
2.1 SISTEMAS DE BOMBEO Y CARGA
En el Sistema de Bombeo y Carga de GNL se integran 4 bombas, las cuales tienen una capacidad
máxima de 300 GPM, impulsados por motores eléctricos de 30 HP aproximadamente, las cuales
succionan el producto directamente de los Tanques de Transferencia a través de un cabezal de 2” Ø y
lo suministran a
• Semirremolque de 45.5 m3 (12 020 gal) de capacidad
• Carro Tanque FFCC de 45.5 m3 (12 020 gal) de capacidad
De las 4 bombas de carga mencionadas más arriba, se destinarán
• 2 bombas para carga de Semirremolque
• 2 bombas para carga de Carro Tanque FFCC
El sistema para trasiego individual (Dispensario) de Semirremolque y Carro Tanques FFCC de LNG
consiste en un patín de medición de 3” Ø montado con un sistema de medición de flu jo de 300 GPM,
controlador de lotes, válvulas criogénicas de control de flujo y válvulas de aislamiento, así como de
tubería criogénica, panel de control, sistema de puesta a tierra del vehículo, brazos de carga y línea de
recuperación de vapores.
Adicional al trasiego de LNG en Semirremolques y Carro Tanques FFCC, se contará con Dispensarios
de suministro de LNG, con bombas de 50 GPM para cargar los tanques de combustible de los
vehículos que remolcarán a los Carro Tanques FFCC y Semirremolques
• 2 Dispensarios para llenar tanque de Tracto-camión de Semirremolque para su propio
consumo.
• 1 Dispensario para llenar tanque de Locomotora FFCC para su propio consumo.
Para mayor detalle Ver Anexo 3. Narrativa de Control de Proceso.
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I.1.2 Descripción de las instalaciones.
El propósito de esta sección es describir los principales áreas y sistemas de procesamiento que se
requieren para la Planta GNL. El GNL es un gas incoloro, inodoro y no tóxico que se produce cuando
se refrigera gas natural (predominantemente Metano CH4) a una temperatura de aproximadamente (-
162°C). El GNL ocupa 1/600 parte del volumen del gas natural, creando un costo efectivo y un método
eficiente de almacenamiento y transporte para ubicaciones remotas donde no existan tuberías.
Para asegurar un proceso de licuefacción exitoso, el gas natural debe ser pre tratado para eliminarle
CO2 ˂ 50 ppm (para evitar el congelamiento y causar un bloqueo en la etapa de refrigeración).
Después el gas entra en la etapa de refrigeración, en donde se enfría hasta la temperatura de
licuefacción y queda listo para almacenamiento y transporte.
A.1 MEDICIÓN Y FILTRACIÓN/SEPARACIÓN DEL GAS DE ENTRADA
El gas de alimentación entra a los límites de la Planta GNL con la presión y temperatura indicadas
anteriormente. El gas de alimentación entrante a la Planta GNL puede llevar humedad, contaminantes
e impurezas, requiriendo una separación y filtración previa. Después, el gas pasa a través de una
válvula de control de presión de entrada que regulará la presión del gas de alimentación.
Posteriormente, el gas fluirá hacia un filtro separador de gas de alimentación para separar todo el
líquido
A.2 UNIDAD AMINA
La unidad de Amina deberá ser diseñada para reducir la concentración de 1% CO2 en el gas
alimentado a una máxima concentración de 50 ppm(v) esto con el fin de evitar congelamiento en el
proceso de licuefacción. La concentración de 3 ppm(v) de H2S deberá ser considerada.
La planta de licuefacción de Gas Natural está diseñada en base a un proceso de regeneración de
Amina.
Se usarán solventes probados, para este proceso la MDEA (Metildietanolamina) formulada/activada es
la amina más apropiada.
A.3 DESHIDRATACIÓN
La deshidratación molecular del gas de tamiz se empleará para el secado del gas de alimentación de
GNL, ya que puede reducir el contenido de agua a menos de 0,1 ppm el cual es necesario para la
licuefacción del gas.
Se recomiendan tamices moleculares de diseño especial, como el 4A-LNG de UOP, para eliminar el
agua y los mercaptanos de bajo peso molecular que no se eliminan en el sistema de aminas aguas
arriba.
La corriente de gas de entrada debe estar completamente deshidratada hasta un punto de rocío
inferior a -150°F antes de ser procesada en la sección criogénica de la instalación. Un sistema
convencional de deshidratación de tamices moleculares de dos camas se utiliza para secar
completamente el gas de entrada. Uno de los dos deshidratadores funciona en el ciclo de adsorción
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mientras que un lecho está en el ciclo de regeneración. El flujo de gas es hacia abajo durante la
deshidratación y hacia arriba durante la regeneración.
El gas de regeneración se toma de la línea de gas seco aguas abajo de los Filtros de Polvo de Gas
Seco y/o gas de destello proveniente del Tambor de Destello. El gas de regeneración se calienta a
unos 450°F en el calentador de gas de regeneración. El gas de regeneración caliente se dirige al
fondo del deshidratador agotado y desorbita el agua y el CO2 del tamiz molecular. El gas de
regeneración húmedo sale por la parte superior de la cama y se enfría a 120°F con aire en el enfriador
de gas de regeneración. El agua que se condensa fuera del gas de regeneración se elimina en el
depurador de gas de regeneración y el gas seco se envía a una corriente de combustible. Durante el
ciclo de enfriamiento, el gas de regeneración pasa por alto el calentador de gas de regeneración y
fluye directamente al lecho de deshidratación caliente.
El gas seco de los deshidratadores se dirige a los filtros de polvo de gas seco para eliminar el polvo
del tamiz antes de entrar en la parte criogénica de la planta. Se proporciona un filtro de polvo 100% de
repuesto para que una unidad esté siempre en servicio, incluso durante los períodos de cambio de
elementos. Es crítico que un Filtro de Polvo esté en servicio en todo momento para evitar que se
obstruyan los intercambiadores de calor de aleta de placa de aluminio soldado aguas abajo.
Con el gas ácido y el agua eliminados del gas de alimentación, el gas tratado con un contenido de CO2
inferior a 50 ppm y un contenido de agua inferior a 0,1 ppm está ahora listo para el preenfriamiento y la
licuefacción.
A.4 LICUEFACCIÓN
El propósito del sistema de licuefacción es enfriar, condensar, subenfriar y estabilizar el GNL a la
presión del tanque de almacenamiento.
El ciclo de Refrigerante Mezclado Sencillo (MR) está diseñado para minimizar la potencia de
compresión y se optimiza mediante el uso de una mezcla de refrigerante específica para este diseño
de planta personalizado. Esta mezcla de refrigerante puede comprimirse según sea necesario para
cumplir con los requisitos de refrigeración.
El gas seco, después de eliminar el CO2 y la humedad, puede utilizarse como complemento del
refrigerante.
CryoSys ha desarrollado un proceso de RM propio que está contenido en una caja fría llena de perlita.
La caja fría incluye el intercambiador principal de MR, un intercambiador de calor de aluminio soldado
para una transferencia de calor óptima, y los recipientes de separación de destello. La caja fría, tal
como se ha diseñado, también actúa como un recipiente secundario de contención de GNL en caso de
fuga interna inesperada. La sección inferior de la caja fría será de acero inoxidable para este propósito
y todas las penetraciones de la caja fría de GNL estarán por encima de este volumen de contención
secundaria y estarán hechas de acero inoxidable 304 para cumplir con NFPA 59A.
La composición del RM será monitoreada en un cromatógrafo de gases que será suministrado con la
Planta de GNL.
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A.5 ALMACENAMIENTO DE LA MEZCLA DE REFRIGERANTES
Para minimizar la pérdida del refrigerante mezclado, se proporciona un tanque de retención de
refrigerante, el tanque de sobretensión MR, para "absorber" el sistema MR y mantener la expansión
del refrigerante después de una parada. Se instalará un sistema de almacenamiento y carga de RM.
Se suministrará un sistema de reposición de RM para reposición de componentes de RM según sea
necesario debido a pérdidas de gas de sellado. Se crearán informes de cromatografía de gases para
facilitar el análisis de la composición y determinar la composición de RM requerida.
El RM contendrá una mezcla de metano, nitrógeno, propano, etileno e isopentano. El metano se
suministrará del sistema después de eliminar la humedad y el CO2. El nitrógeno será suministrado por
el generador de nitrógeno suministrado con la Planta de GNL. El propano, el etileno y el isopentano se
suministrarán en botellas y bidones de almacenamiento como se indica a continuación:
o Botellas de propano R-290 (grado refrigerante). Se proporcionarán botellas de mezcla propano
para agregarlo al sistema de refrigeración MR.
o Botellas de etileno R-170 (grado refrigerante). Se proporcionarán botellas de mezcla de etileno
para agregarlo al sistema de refrigeración.
o Tambor iso-pentano (grado refrigerante). Se proporcionará un tambor de mezcla de isopentano
para agregarlo al sistema de refrigeración.
Las siguientes pautas se utilizarán para cargas eléctricas:
▪ UTILIDAD (Recipientes e Iluminación, etc.): 120V, Fase 1, 60 Hz
▪ Motores 0.745 Kw y más chicos: 480V, 3-Fase, 60 Hz
▪ Motores > 0.745 Kw y < 150 Kw: 480V, 3-Fase, 60 Hz
▪ Motores > 150 Kw: 6,600 V, 3-Fase, 60 Hz
▪ Instrumentación y Controles: 24 VDC
A.5.1 Batería/ Sistema de Alimentación Ininterrumpida.
El Sistema de baterías y la UPS/SAI deberán cumplir con los requisitos de los códigos eléctricos.
A.5.2 Nitrógeno
El Nitrógeno para instrumentos/controles, purga, amortiguación y relleno de refrigerante están
disponibles en las siguientes condiciones de diseño y operación desde el generador de nitrógeno
suministrado:
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Las condiciones se dan en la salida de la unidad de producción de N2.
Notas:
El Nitrógeno deberá ser producido con las siguientes especificaciones:
− O2 menos de 5 ppm(v).
− CO2 menos de 1 ppm(v).
− Contenido de humedad menos de 1 ppm(v).
− Libre de aceite e hidrocarburos.
A.6 TANQUES DE TRANSFERENCIA
El Gas Natural Licuado se mantendrá a una temperatura de -162° C. en tanques criogénicos
horizontales, cada uno con capacidad de 83 223 gal (315 m3). En esta primera etapa se operará con 2
tanques criogénicos. Estos tanques están constituidos por un contenedor criogénico primario de pared
doble con aislamiento térmico multicapa (Multy-layer high vacuum) entre ambas paredes y un sistema
de retención de derrames de Gas Natural Licuado para el caso de falla del contenedor primario.
Se construirá un dique o berma perimetral al área de almacenamiento, para la contención de cualquier
derrame del líquido, el cual tendrá las medidas en su sección transversal y en su desarrollo perimetral
necesarias para contener el volumen máximo del líquido que pudiera derramarse. El suelo dentro del
perímetro del dique tendrá pendiente del 1% hacia un punto definido por el diseño para un drenaje
controlado del líquido derramado hacia un conducto de extracción diseñado para tal fin.
Los diques o bermas se formarán con material del terreno natural del sitio, limpio, libre de materia
orgánica, compactado en capas de 20 cm que contengan de manera homogénea la humedad óptima
al momento de la compactación, para alcanzar el 95% mínimo de la prueba PROCTOR Estándar,
formando taludes con pendiente 2:1 para su estabilidad. Habrá escalones de concreto para subir al
dique y poder entrar al área para las operaciones de seguridad y mantenimiento. El talud podrá tener
un recubrimiento para protegerlo de la erosión.
La tubería de entrada y salida de los tanques de transferencia será de 2” y 3” Ø respectivamente. Toda
la tubería y accesorios utilizados en los arreglos mecánicos serán criogénicos.
Para cada tanque de transferencia se especifica:
• Temperatura de Trabajo (Contenedor Interno)………… -160° C
• Presión de Trabajo………………………………………… 12 psi
• Presión de Diseño (Contenedor Interno)……………….. 70 psi
• Vacío Permisible…………………………………………… -1 bar (-14.7 psi) Vacío Total
Todos los tanques de transferencia y sistemas de tubería asociados deberán pasar por una Prueba de
Hermeticidad antes de ser llenados con el gas licuado. Además, todos los tanques deberán estar
equipados con Dispositivos de Relevo de Presión y Vacío. Estos Dispositivos de Relevo cumplirán con
las necesidades de aislamiento del tanque al momento de dar mantenimiento de dichos dispositivos.
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A.7 SISTEMAS DE BOMBEO Y CARGA
En el Sistema de Bombeo y Carga de GNL se integran 4 bombas, las cuales tienen una capacidad
máxima de 300 GPM, impulsados por motores eléctricos de 30 HP aproximadamente, las cuales
succionan el producto directamente de los Tanques de Transferencia a través de un cabezal de 2” Ø y
lo suministran a
• Semirremolque de 45.5 m3 (12,020 gal) de capacidad
• Carro Tanque FFCC de 45.5 m3 (12,020 gal) de capacidad
De las 4 bombas de carga mencionadas más arriba, se destinarán
• 2 bombas para carga de Semirremolque
• 2 bombas para carga de Carro Tanque FFCC
El sistema para trasiego individual (Dispensario) de Semirremolque y Carro Tanques FFCC de LNG
consiste en un patín de medición de 3” Ø montado con un sistema de medición de flujo de 300 GPM,
controlador de lotes, válvulas criogénicas de control de flujo y válvulas de aislamiento, así como de
tubería criogénica, panel de control, sistema de puesta a tierra del vehículo, brazos de carga y línea de
recuperación de vapores.
Adicional al trasiego de LNG en Semirremolques y Carro Tanques FFCC, se contará con Dispensarios
de suministro de LNG, con bombas de 50 GPM para cargar los tanques de combustible de los
vehículos que remolcarán a los Carro Tanques FFCC y Semirremolques
• 2 Dispensarios para llenar tanque de Tracto-camión de Semirremolque para su propio
consumo.
• 1 Dispensario para llenar tanque de Locomotora FFCC para su propio consumo.
I.1.3 Listado de Equipos de la Planta de GNL.
A continuación, se indican las características de los equipos principales que conforman la Planta de
GNL.
TAG Sistema Equipo Dimensiones Condiciones Diseño
Psig F
F-200 Entrada Filtración Filtro de Gas a la entrada Por definir 1 050 200
PK-300 Removedor de CO2 20 GPM Planta de Amina 78 Liters/Min 1 050 200
F-400 Entrada Filtración Filtro de Gas a la entrada
(Deshidratación) Por definir 1 050 200
V-401 Deshidratación
Tamiz Molecular Tamiz Molecular Seco 24" ID x 6' 6" S/S 1 050 600
V-402 Deshidratación
Tamiz Molecular Tamiz Molecular Seco 24" ID x 6' 6" S/S 1 050 600
F-403A Deshidratación
Tamiz Molecular Filtro de Polvo para Gas Seco Por definir 1 050 200
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TAG Sistema Equipo Dimensiones Condiciones Diseño
Psig F
F-403B Deshidratación
Tamiz Molecular Filtro de Polvo para Gas Seco Por definir 1 050 200
V-404 Deshidratación
Tamiz Molecular Regeneración de Gas Scrubber ND 1 050 200
C-405 Deshidratación
Tamiz Molecular Regeneración del Compresor de
Gas ND 1 050 200
A-406 Deshidratación
Tamiz Molecular Regeneración de Gas Frío ND 1 050 600
H-407 Deshidratación
Tamiz Molecular Regeneración de Gas Caliente ND 1 050 600
C-501
Licuefacción
Compresor de Refrigerante Principal (MR)
ND ND ND
V-502 Acumulador MR ND 650 200
V-500 Depurador del compresor de
Succión MR ND 650 200
V-505 Scrubber Intermedio Compresor
MR ND 650 200
TK-508 Tanque de Lubricante del
Compresor MR ND ND ND
A-507 Enfriador de aceite lubricante del
Compresor MR ND ND ND
C-503 Compresor MR ND ND ND
A-504 Enfriador intermedio del
Compresor MR ND ND ND
A-506 Enfriador posterior del Compresor
MR ND ND ND
BE-600 Intercambiador de calor de la
Caja Fría ND 1050 -265/150
V-603 Tanque de Expansión del
Refrigerante ND 650 -320/150
V-602 Recipiente de Extracción de
Materiales Pesados ND 1050 -265/150
V-601 Tanque de Expansión de GNL ND 250 -320/150
V-703 Componente MR MR Scrubber ND 650 -20/150
V-704 Componente MR MR Secador ND 650 -20/550
F-705 Componente MR Filtro de Polvo ND 650 -20/150
V-700 Componente MR Almacenamiento de Etileno ND ND ND
V-701 Componente MR Almacenamiento de Propano ND ND ND
V-702 Componente MR Botella de Isopentano ND ND ND
P-702 Componente MR Bomba de Isopentano ND ND ND
ND Bombeo de GNL Bombas de carga 300 GPM ND ND
ND Bascula de camiones Bascula de camiones ND ND ND
ND Patín de Carga Patín de Carga ND ND ND
TH-101 Almacenamiento Tanque de Transferencia de GNL 83 223 Gal ND ND
TH-102 Almacenamiento Tanque de Transferencia de GNL 83 223 Gal ND ND
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TAG Sistema Equipo Dimensiones Condiciones Diseño
Psig F
TH-104 Almacenamiento Tanque de Transferencia de GNL 83 223 Gal ND ND
TH-106 Almacenamiento Tanque de Transferencia de GNL 83 223 Gal ND ND
TH-108 Almacenamiento Tanque de Transferencia de GNL 83 223 Gal ND ND
TH-110 Almacenamiento Tanque de Transferencia de GNL 83 223 Gal ND ND
ND Generador de Nitrogeno Generador de Nitrogeno 75 SCFM ND ND
ND Quemador Quemador ND ND ND
ND Quemador KOD ND ND ND
ND MCC MCC ND ND ND
ND Suministro Eléctrico 13.8KV to 6600V Transformer/w
switch ND ND ND
ND Tratamiento de agua Osmosis Inversa ND ND ND
ND Sistema Paro por
Emergencia Detectores de Gas ND ND ND
ND Sistema Paro por
Emergencia Detectores de Fuego ND ND ND
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I.2 BASES DE DISEÑO
A continuación, se indican todas las consideraciones que se tomaron en cuenta para el diseño de la
Planta de Gas Natural Licuado (GNL), incluyendo el proceso de licuefacción y la capacidad de
almacenamiento:
A) Tiempo de Vida del diseño
La planta de GNL está diseñada para brindar servicio por 30 años.
B) Capacidad y Rango Operativo
Los sistemas de procesos serán diseñados de manera que la capacidad de la Planta GNL
corresponda al tiempo de operación anual promedio estimado de aproximadamente 8 322 horas.
La Planta GNL tendrá una capacidad mínima de operación diseñada de aproximadamente 30% de la
tasa total de la producción de GNL.
C) Capacidad de producción del Gas Natural Licuado
Se producirá Gas Natural Licuado a una capacidad de diseño de 150 000 GPD en Fase 1 y 150 000
GPD en fase 2. Obteniendo un total de 300 000 GPD de producción de GNL.
D) Almacenamiento de Gas Natural Licuado
La planta de Gas Natural Licuado deberá contar con tres días de producción a su máxima capacidad.
E) Carga de Camiones
La planta de GNL tendrá instalaciones de descarga y medición de la siguiente manera:
✓ La tasa de flujo de descarga de GNL está estimada para aproximadamente 300 gpm con una
estación doble de carga de camiones.
✓ Todo el GNL será vendido basado en el peso del producto, medido por una escala instalada en
el sitio.
F) Unidades de medida de diseño e idioma.
Todos los documentos serán escritos en idioma inglés, más se traducirán al español para cuestión
regulatoria.
Toda la documentación deberá manejar las unidades que se muestran en seguida. Cuando y donde se
requiera se utilizarán unidades en Sistema métrico internacional y sistema inglés.
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G) Regulación aplicable al Proyecto.
La planta de Gas Natural Licuado deberá ser diseñada acorde a las siguientes regulaciones, códigos y
estándares.
▪ American Concrete Institute (ACI)
▪ American Institute of Steel Construction (AISC)
▪ American National Standards Institute (ANSI)
▪ American Petroleum Institute (API)
▪ American Society of Civil Engineers (ASCE)
▪ American Society of Mechanical Engineers (ASME)
▪ American Society of Testing and Materials (ASTM)
▪ American Welding Society (AWS)
▪ CFR-2002 Title 49, Vol 3
▪ Industrial Cable Engineers Association (ICEA)
▪ Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE)
▪ Instrument Society of America (ISA)
▪ International Electric Code (IEC)
▪ National Association of Corrosion Engineers (NACE)
▪ National Electrical Code (NEC)
▪ National Electrical Manufacturers Association (NEMA)
▪ National Fire Protection Association (NFPA-59A)
▪ Process Industry Practices (PIP)
▪ Tubular Exchanger Manufacturers Association (TEMA)
▪ Uniform Building Code (UBC)
Se utilizará como guía la actualización más reciente de las normas y códigos mencionados.
H) Información Ambiental.
H.1 Condiciones del Sitio
o Ubicación: Sonora, Mexico
o Elevación sobre el nivel del mar: 1130 Pies
o Temperatura Máxima de diseño: 113 F
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o Temperatura Mínima de diseño: 42 F
o Temperatura de diseño: 100 F
H.2 Diseño civil
El criterio de diseño estructural/civil deberá cumplir con la regulación aplicable. Los cimientos podrán
ser de diseño convencional en concreto o de pilotes con revestimiento de plancha de concreto. El
diseño civil toma en consideración la carga sísmica junto con criterios básicos sísmicos, de acuerdo
con la Zona Sísmica B, Ocupación Categoría I.
I) Condiciones de Alimentación del Gas
I.1 Parámetros del Alimentación de Gas
El gas alimentado será distribuido de la planta de licuefacción de la siguiente manera:
Flujo de entrada del Gas a Pre-Tratamiento 24.5 MMSCFD
Flujo de entrada del Gas a Licuefacción 12.23 MMSCFD
Temperatura del gas de entrada 100 °F
Presión del gas de entrada 500 psig
I.2 Composición del Gas de Alimentación.
La composición del gas de alimentación a ser entregado en la Planta GNL se muestra en la siguiente
tabla. El análisis del gas a ser usado en el diseño de la Planta GNL fue proporcionado por GNN.
Notas:
1. Contenido de Ácido Sulfhídrico: Se asume que el contenido de H2S es cero.
2. Contenido de mercurio: no se espera mercurio en el gas de alimentación.
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3. Hidrocarburos pesados: Se asume como contenido insignificante.
4. Arena: No aplica.
5. Dióxido de Carbono: se espera un contenido de 0.20% mol de CO2 en el gas alimentado, pero para diseño se considera
1% en mol CO2.
6. Formación de agua: no se espera.
7. Contenido de humedad en el gas de alimentación 7%/MMSCFD
J) Especificaciones del Producto.
El tratamiento del gas de alimentación requiere que se eliminen los contaminantes e impurezas que
afecten adversamente la calidad del GNL. Las concentraciones máximas de contaminantes e
impurezas del producto GNL se enlistan en la siguiente tabla:
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I.3 HOJAS DE SEGURIDAD
La sustancia principal que se manejará en el proyecto es el Gas Natural (en estado gaseoso y estado
líquido) compuesto principalmente por metano, el cual se encuentra en el Segundo Listado de
Actividades Altamente Riesgosas con una capacidad de reporte de 500 kg en estado gaseoso, por lo
que a continuación se describen sus características físicas y químicas.
Ver Anexo 3. HDS Metano.
✓ Nombre: Gas Natural - Gas Metano.
✓ Cantidad de Reporte: 500 kg. (Segundo Listado de Actividades Altamente Riesgosas).
✓ Familia química: Hidrocarburo parafínico.
✓ Peso molecular: 18,2.
✓ No. CAS (Chemical Abstract Service): 8006-14-2.
✓ No. ONU: 1971.
✓ Estado físico, color y olor: Gas incoloro, inodoro e insípido.
✓ Punto de fusión (760 mm Hg): - 182 °C.
✓ Punto de ebullición (760 mm Hg): - 160 °C.
✓ Temperatura crítica: - 82,50°C.
✓ Densidad del vapor (760 mm Hg): 0,61.
✓ Densidad específica (aire= 1): 0,68.
✓ Temperatura de auto ignición: Entre 5 370 y 6 510°C.
✓ Volumen crítico: 0,098 m3/kg/mol.
✓ Solubilidad en agua: 0.4 – 20 microgramos/100 cm3.
✓ Límite inferior de explosividad: 15% Metano + 85% Aire.
✓ Límite superior de explosividad: 5% Metano + 95% Aire.
✓ Valor Umbral Límite 15 min. (TLV 15): No establecida por OSHA. Asfixiante simple.
✓ Valor Umbral Límite 8 min. (TLV 8): No establecida por OSHA. Asfixiante simple.
✓ IDLH: 5000 ppm (correspondiente al Metano).
Adicionalmente, para el proceso de licuefacción es necesario la presencia de un refrigerante principal
(MR) compuesto por una mezcla de diferentes sustancias tales como: metano, propano, etileno,
nitrógeno e Iso-Penano, El metano se suministrará después de eliminar la humedad y el bióxido de
carbono, el nitrógeno será suministrado por el generador de nitrógeno. Los demás refrigerantes se
suministran en tanques portátiles.
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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De los componentes que conformarán la mezcla de refrigerante, solo el Propano y el Etileno se
encuentran dentro del Segundo Listado de Actividades Altamente Riesgosas con una capacidad de
reporte de 500 kg en estado gaseoso.
A continuación, se indican las propiedades de las sustancias principales involucradas en el proceso de
licuefacción:
Nombre Común Nombre Químico
Nivel de Riesgo NFPA Cantidad de Manejo S I R
Gas Natural Metano Gas 1 4 0 13.3 MMSCFD1
Metano Líquido 3 4 0 150 000 GPD2
Gas L.P. Propano 1 4 0
Nitrógeno Nitrógeno 0 0 0
Etileno Etileno 2 4 2
Isopentano Isopentano 1 3 0 208.2 Litros
En el Anexo 5, se incluyen las Hojas de Datos de Seguridad de las sustancias a emplear en el
proceso.
1 Millones de Pies Cúbicos por Día.
2 Galones por Día.
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I.4 CONDICIONES DE OPERACIÓN
A continuación, se indican las condiciones de operación de la Planta de GNL:
Parámetros de entrada al Proceso de Licuefacción:
✓ Flujo: 13.3 MMSCFD
✓ Presión Máxima de entrada: 900 psig (63.28 kg/cm2)
✓ Presión Mínima de entrada: 500 psig (35.15 kg/cm2)
✓ Temperatura: 25°C
Parámetros de salida del Proceso de Licuefacción:
✓ Flujo: 150 000 GPD
✓ Presión Máxima de salida: 13.9 psig (0.98 kg/cm2)
✓ Presión Mínima de salida: 7 psig (0.5 kg/cm2)
✓ Temperatura: -160°C
Parámetros de entrada a Tanques de Transferencia:
✓ Flujo: 208 GPM
✓ Presión Máxima de entrada: 13.9 psig (0.98 kg/cm2)
✓ Presión Mínima de entrada: 7 psig (0.5 kg/cm2)
✓ Velocidad: 2.66 ft/s
✓ Temperatura: -160°C
Parámetros de salida a Llenaderas:
✓ Flujo: 600 GPM
✓ Presión Máxima de salida: 2.84 psig (0.2 kg/cm2)
✓ Presión Mínima de salida: 1.42 psig (0.1 kg/cm2)
✓ Velocidad: 3.83 ft/s
✓ Temperatura: -160°C
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Índice
II. IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS, EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGOS. ............. 2
II.1 ANTECEDENTES DE ACCIDENTES E INCIDENTES ...................................................................................... 2
II.1.1 Incidentes Ocurridos en Plantas de GNL. .................................................................................... 2
II.2 ANÁLISIS PRELIMINAR DE RIESGOS (APR). ............................................................................................. 4
II.2.1 Análisis HAZID ............................................................................................................................ 5
II.3 ANÁLISIS CUALITATIVO DE RIESGO. ...................................................................................................... 12
II.3.1 Metodologías de identificación y jerarquización. ........................................................................ 12
II.3.2 Análisis HAZOP ........................................................................................................................ 13
II.4 ANÁLISIS DE FRECUENCIAS. ................................................................................................................ 33
Índice de Tablas
Tabla 1 Antecedentes de accidentes en plantas de licuefacción de GN. ...................................................... 2
Tabla 2 Consecuencias (en forma descriptiva). ............................................................................................ 7
Tabla 3 Frecuencia de ocurrencia de los eventos. ........................................................................................ 8
Tabla 4 Matriz de riesgos. ............................................................................................................................ 8
Tabla 5 Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTIs) utilizados. ........................................................... 13
Tabla 6 Relación de Nodos analizados en el HAZOP. ................................................................................ 16
Tabla 7 Consecuencias (en forma descriptiva). .......................................................................................... 23
Tabla 8 Frecuencia de ocurrencia de los eventos. ...................................................................................... 24
Tabla 9 Matriz de riesgos. .......................................................................................................................... 24
Tabla 10 Matriz de Riesgos de HAZOP (Tanques de Transferencia). ......................................................... 29
Tabla 11 Probabilidades de falla de desviaciones. ..................................................................................... 34
Tabla 12 Valor de probabilidad de ocurrencia de fallas. ............................................................................. 34
Tabla 12 Descripción de escenarios. .......................................................................................................... 35
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II. IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS, EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGOS.
II.1 ANTECEDENTES DE ACCIDENTES E INCIDENTES
Como datos históricos de incidentes y accidentes ocurridos en la operación de instalaciones de Gas
Natural Comprimido y Sistemas de Transporte, se presenta a continuación la descripción de casos
ocurridos en México y otras partes del mundo:
II.1.1 Incidentes Ocurridos en Plantas de GNL.
En este apartado se presentan accidentes e incidentes que pueden ocurrir durante la etapa de
Operación y Mantenimiento de instalaciones de proceso similares, asimismo se describe brevemente
el evento, las causas, sustancias involucradas, nivel de afectación y en su caso acciones realizadas
para su atención.
Tabla 1 Antecedentes de accidentes en plantas de licuefacción de GN.
Fecha Lugar Caso
1994 Cleaveland Ohio U.S.A.
Falla en un tanque de acero con contenido de níquel menor a 3.5 %. El gas natural líquido se derramó matando 128 personas y 225 resultaron dañadas. Las dos nubes formadas dieron como resultado un gran incendio sin explosión equivalente a 1 tonelada de TNT, resultando posteriormente un fuego de larga duración.
1972 Montreal Canadá
Debido a un retroceso de GN desde el compresor hacia la línea de nitrógeno, cuyas válvulas no habían sido cerradas después de efectuarse el proceso de deshielo. El GN entró al cuarto de control del compresor a través de la línea de nitrógeno, Como estaba permitido fumar en ese lugar. Ocurrió una explosión al encender un cigarro uno de los operadores. Este accidente no involucro GNL.
1977 Algeria
Un operador falleció al ser congelado por un chorro de GNL que escapó de una ruptura del cuerpo de una válvula de uno de los tanques de GNL. A pesar de la fuga no hubo incendio ni explosión. La válvula se rompió por ser de aluminio fundido en lugar de ser de acero inoxidable.
1978 Das Island, Emiratos Árabes
Al romperse una tubería de salida del GNL del tanque de GNL, se produjo un derrame que se evaporó sin causar ni incendio ni explosión. La fuga se controló cerrando la válvula anterior al punto de ruptura.
1983 Bontang
Indonesia
Debido a la ruptura de una de las columnas de licuefacción causada por haber dejado instalado una brida ciega en la line de desfogue, genero una sobrepresión que resulto en la ruptura de una línea. Los pedazos de la ruptura mataron tres trabajadores. El incendio pudo apagarse en treinta minutos. Este accidente ocurrió durante una operación de purga.
1985 Pinson
Alabama U.S.A.
Seis empleados resultaron dañados al producirse un incendio en un cuarto de control debido a la entrada de GN que escapó de una placa de aluminio que se fracturó en un recipiente conectado a una de las cajas frías de la que recibía el gas.
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Fecha Lugar Caso
1988 Everett Mass. U.S.A.
Ocurrió un derrame de GNL durante una transferencia de uno de los tanques de almacenamiento producido por un “martillo de agua inducido por condensación”. El derrame fue contenido y debido a la calma atmosférica el gas no pasó a las instalaciones vecinas. No se reportaron daños.
1992 Baltimore Maryland
U.S.A.
La falla de una válvula de desfogue produjo una fuga de gas durante diez horas vaciándose en el contenedor de uno de los tanques y produciendo una presión en el tanque con la consecuente fractura del mismo. No hubo pérdidas humanas.
1993 Bontag
Indonesia
Una fuga de gas natural líquido se derramó en la tubería de drenaje de la planta, lo que produjo que el gas se expandiera violentamente rompiendo el drenaje. No hubo ignición de vapores ni daños humanos.
2003 Bintulu Malasia
Una fuga de GN sucedió en un equipo auxiliar de la planta de licuefacción sin producir daño alguno al sistema criogénico.
2004 Sikda
Algeria
Una fuga dentro del sistema refrigerante de hidrocarburo que se introdujo al sistema de la caldera produciendo un incendio que tardó ocho horas en ser apagado. Hubo grandes daños a la planta, 27 muertos y más de 72 personas dañadas. No hubo daño a los tanques de almacenamiento ni a los vecinos.
2009 Tangguh Indonesia
Ocurrió una fuga de GNL al fracturarse la tapa de acero al carbono de uno de los tanques de almacenamiento.
2011 Rótterdam Holanda
Se produjo una emisión de GNL durante una operación de mantenimiento que, debido a la humedad presente condensó de una manera visible. No hubo daños a personas ni a las instalaciones vecinas.
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II.2 ANÁLISIS PRELIMINAR DE RIESGOS (APR).
El Análisis Preliminar de Riesgos (APR) es el precursor de otros métodos de análisis más complejos y
es utilizado únicamente en la fase de desarrollo de las instalaciones y para casos en los que no
existen experiencias anteriores, sea del tipo de implantación.
El APR selecciona los productos peligrosos y los equipos principales de la planta.
El APR se puede considerar como una revisión de los puntos en los que pueda ser liberada energía de
una forma incontrolada.
Fundamentalmente, consiste en formular una lista de estos puntos con los peligros ligados a:
✓ Materias primas, productos intermedios o finales y su reactividad. Equipos de planta.
✓ Límites entre componentes de los sistemas.
✓ Entorno de los procesos.
✓ Operaciones (pruebas, mantenimiento, puesta en marcha, paradas, etc.).
✓ Instalaciones.
✓ Equipos de seguridad.
Los resultados de este análisis incluyen recomendaciones para reducir o eliminar estos peligros. Estos
resultados son siempre cualitativos, sin ningún tipo de priorización.
Sí bien todos los accidentes que ocurren en la industria son dados por diferentes factores y a nivel global
son distintos por la forma en que se producen y las sustancias químicas que intervienen en ellos, todos
comparten una característica común: son acontecimientos no controlados, constituidos en su inicio por las
propiedades físicas y químicas del material y como causas iniciadoras, una serie de combinaciones de
factores que conllevan a eventos no deseados (fugas, derrames, incendio y explosión, principalmente),
ocasionando lesiones o muertes, daños de diversas magnitudes en la infraestructura de las instalaciones
y al medio ambiente.
En cualquier circunstancia, decir que en una instalación determinada puede ocurrir una explosión, o un
escape tóxico no es suficiente, sino que se requiere un estudio que indique cuales son los
mecanismos o secuencias de acontecimientos por los que el accidente puede tener lugar. El primer
suceso de la cadena se conoce como suceso iniciador. Por lo general entre el suceso iniciador y el
accidente se encuentra una secuencia de hechos que incluyen las respuestas del sistema y de los
operadores, así como otros sucesos concurrentes. Todos estos factores se conocen como elementos
del accidente.
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II.2.1 Análisis HAZID
Los estudios HAZID son una herramienta para identificar riesgos y peligros, que se aplica al inicio de
los proyectos en cuanto están listos los diagramas del flujo de procesos, los borradores de los
balances de masa y temperatura y los gráficos de disposición óptima de componentes. También es
necesario conocer las infraestructuras existentes, el clima y datos geotécnicos, puesto que pueden ser
el origen de peligros externos.
El método es una herramienta que facilita el diseño, que ayuda a organizar los entregables sobre
Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de un determinado proyecto. En la técnica de brainstorming
normalmente participa personal del diseñador y del cliente de los ámbitos de ingeniería, gestión de
proyectos, operaciones y mantenimiento.
Los hallazgos más destacables y los peligros que se hayan identificado permitirán poder cumplir con
los requisitos en materia de Seguridad e Higiene y Medio Ambiente, formando parte del Registro de
Riesgos del proyecto que exigen las leyes de numerosos países.
Al realizar un estudio HAZID, el estado de desarrollo del proyecto es esencial, debido a que se deberá
alcanzar un equilibrio para determinar si es apropiado llevar a cabo un estudio suficientemente
temprano para afectar las decisiones que serán tomadas o si es preferible esperar a un estudio
posterior, cuando haya más información disponible. Es por esto que hay dos tipos de HAZID:
▪ Conceptual: Aplica a proyectos en etapa de definición, y analiza conceptos tales como
características físicas, socio-económicas, accesibilidad, etc. de la localización donde se llevará
a cabo el proyecto, como así también una descripción general de las tareas involucradas. Es,
por lo tanto, una descripción global del alcance del trabajo y su realización es en las etapas
iniciales del proyecto. Este estudio es diseñado para aplicarse en las primeras etapas de un
proyecto para identificar todos los riesgos sistemáticos asociados a las instalaciones o la
actividad.
▪ Detallado: Un HAZID detallado se realiza cuando el proyecto se encuentra en las etapas en las
que el diagrama de proceso se ha desarrollado, como así también un inventario de los riesgos
y parámetros que describen las actividades consideradas y los métodos con los cuales se
llevarán a cabo. Este enfoque puede adoptarse para analizar Riesgos en plantas existentes.
Los estudios HAZID son particularmente útiles cuando los equipos, procesos o planta han
variado de su diseño original.
Este tipo de estudio es particularmente útil cuando se consideran aspectos fuera del proceso en sí
mismo, tanto de seguridad como ambientales, con respecto a operaciones y procesos a llevar a cabo
en la instalación.
A diferencia del HAZID conceptual, en este caso hay información lo suficientemente significativa,
cuyos documentos más relevantes son los siguientes:
– Diagrama de flujo / Diagramas P&I,
– Balances de masa,
– Planos de la planta,
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– Descripción de los procesos incluyendo todas las operaciones proyectadas,
– Descripción del proyecto, incluyendo todas las opciones, problemas de ciclo de vida y
flexibilidad planificada de la planta,
– Política de seguridad,
– Política operativa.
El método de estudio es una combinación de la identificación y análisis de los riesgos contemplados
en una Lista de Verificación y las conclusiones llegan luego de un torbellino de ideas (brainstorming).
Lo realiza un equipo multidisciplinario de personas competentes en las operaciones involucradas y
sobre todo conocedoras de los aspectos específicos de las operaciones de cada planta en particular.
El equipo es coordinado por un Ingeniero hábil en manejo de grupos y en los aspectos de la técnica
HAZID.
Los principales peligros a evaluar en el presente APR son los siguientes:
1. Corrosión externa. Debe incluir la originada por influencia microbiológica (MIC), en caso de
existir evidencia de la presencia de este fenómeno de corrosión.
2. Corrosión interna. Debe incluir la originada por influencia microbiológica interna (MIC), en caso
de existir evidencia de la presencia de este fenómeno de corrosión.
3. Defectos de fabricación. Se deben considerar los defectos en la costura y en el metal base.
4. Construcción. Incluir los defectos en la soldadura circunferencial, alineamiento y doblez por flexión
o pandeo, daños en el recubrimiento, conexiones, dobleces, abolladuras, rasgaduras, o la
combinación de éstos.
5. Equipo. Se refiere a dispositivos diferentes a la tubería y a sus componentes. Debe incluir
actuadores, válvulas de seccionamiento y aislamiento, principalmente.
6. Daños por terceros. Se deben incluir aquellos daños que provocan una falla.
7. Operaciones incorrectas. Se deben considerar las operaciones incorrectas como resultado
de procedimientos de operación incorrectos, seguir procedimientos equivocadamente o no aplicar
los procedimientos establecidos o la inexistencia de procedimientos para actividades críticas o
peligrosas. También se consideran operaciones incorrectas aquellas operaciones no deseadas o no
ordenadas en actuadores u otros componentes automáticos o controlados a distancia.
8. Clima y fuerzas externas. Se deben incluir tormentas eléctricas, lluvia o inundaciones,
huracanes, sismos, erosión y deslaves o movimiento del lecho marino.
Para establecer los niveles de riesgo con la cual se calificaron y jerarquizaron los peligros
identificados, asignando niveles de CONSECUENCIAS de acuerdo a lo que indica la Tabla 2, así
como la FRECUENCIA de falla de acuerdo a lo que establece la Tabla 3, con lo cual, mediante lo
establecido en la Tabla 4, se determina el Nivel de Riesgo del peligro identificado.
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Tabla 2 Consecuencias (en forma descriptiva).
Gravedad Salud y seguridad Medio ambiente Economía Reputación
1
- Primeros auxilios - Efectos menores en
la salud - No requiere evacuación
- Impacto insignificante:
preocupaciones individuales.
2
- Ayuda médica o trabajo limitado
- Efectos medios en la salud
- Requiere unidad de evacuación
-
-Cobertura periodística local; quejas informales
múltiples de la comunidad;
Preocupaciones del propietario
3
- Tiempo perdido por lesiones.
- Efectos significantes a la salud.
- Evacuación requerida de Área
- Cobertura periodística
provisional; gran preocupación de
la comunidad; quejas formales y/o repetidas.
4
- Lesiones permanentes o discapacidades.
- Efectos a la salud mayores.
- Requiere evacuación de instalaciones.
Cobertura periodística
Nacional; gran indignación de la
comunidad; Litigación
5
- Muerte - Efectos graves a la
salud. - Requiere evacuación
de la comunidad e instalaciones.
Cobertura periodística Nacional e
Internacional
INFORMACIÓN PATRIMONIAL DE LA PERSONA MORAL, ART. 116 PÁRRAFO CUARTO DE LA LGTAIP Y 113 FRACCIÓN III DE LA LFTAIP
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Tabla 3 Frecuencia de ocurrencia de los eventos.
Frecuencia Criterios de Ocurrencia
Categoría Tipo Cuantitativo Cualitativo
Muy Alta F5 1 0 a 1 año El evento puede presentarse en el próximo año.
Alta F4 0.1 >1 a 10 años El evento se ha presentado o puede presentarse en los próximos 10 años.
Media F3 0.01 >10 a 100
años Puede ocurrir al menos una vez en la vida de las instalaciones.
Baja F2 0.001 >100 a 1 000
años
Concebible; nunca ha sucedido en el centro de trabajo, pero probablemente ha ocurrido en alguna instalación similar.
Remota F1 0.0001 >1 000 a 10
000 años Esencialmente imposible. No es realista que ocurra.
Tabla 4 Matriz de riesgos.
SE
VE
RID
AD
DE
CO
NS
EC
UE
NC
IAS
5 B B A A A
4 C B B A A
3 C C B B A
2 C C C B B
1 C C C C B
1 2 3 4 5
FRECUENCIA
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❖ HAZID aplicado a la Planta de Licuefacción.
Rev1 Análisis HAZID Instalación 1: Planta de Licuefacción (GNL).
Etapa: Proyecto aún no en operación. Análisis realizado para la etapa de operación con la ingeniería básica
Torreón, Coah. Abril del 2020
ID Peligro Potencial Descripción del
Peligro Consecuencias
del Peligro F1 C2 NR3
Recomendaciones y/o Comentarios
1
Corrosión externa
Presencia de corrosión atmosférica en Compresores
Presencia de fugas de gas natural por daños al material
2 3 C
Ninguna. Es un equipo paquete que está fabricado con materiales resistentes a la corrosión.
2 Presencia de corrosión atmosférica tuberías y
accesorios
Presencia de fugas de gas natural por daños al material
2 3 C
Implementar protección mecánica en tuberías de entrada y salida a la Planta de Licuefacción.
3 Corrosión interna Corrosión interna de tuberías y equipos
Ninguna 1 1 C
El Gas Natural a manejar a la entrada cumplirá con las especificaciones de la NOM-001-SECRE-2010 con la finalidad de no causar afectaciones internas a la tubería y equipos.
4
Defectos de fabricación
Defectos en el equipo paquete del proceso de
licuefacción
Fugas de Gas Natural. Potencial formación de fuego/Explosión. Pérdidas económicas. Daños a la comunidad.
3 3 B
Recomendación: Implementar sistemas para detección de mezclas explosivas, conos para determinar la dirección del viento y sistemas de neblinas para la dispersión de mezclas explosivas.
Comentario: GNN realizará pruebas operacionales previa entrada en operación toda la Planta de GNL.
5 Tuberías y accesorios fuera de especificación
Fugas de Gas Natural. Potencial formación de fuego/Explosión. Pérdidas económicas. Daños a la comunidad.
3 3 B
Recomendación: Implementar sistemas para detección de mezclas explosivas, conos para determinar la dirección del viento y sistemas de neblinas para la dispersión de mezclas explosivas distribuidos de manera estratégica en la Planta de GNL.
1 Frecuencia
2 Consecuencia
3 Nivel de Riesgo
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Etapa: Proyecto aún no en operación. Análisis realizado para la etapa de operación con la ingeniería básica
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ID Peligro Potencial Descripción del
Peligro Consecuencias
del Peligro F1 C2 NR3
Recomendaciones y/o Comentarios
Comentario: GNN realizará pruebas operacionales previa entrada en operación toda la Planta de GNL. Además, todos los materiales a instalar serán conforme a las especificaciones de calidad establecidas en las bases de diseño.
6 Construcción
Defectos en conexiones rápidas y tuberías de entrada y salida al proceso de
GNL
Fugas de Gas Natural. Potencial formación de fuego/Explosión. Pérdidas económicas. Daños a la comunidad.
3 3 B
Recomendación: Implementar sistemas para detección de mezclas explosivas, conos para determinar la dirección del viento y sistemas de neblinas para la dispersión de mezclas explosivas distribuidos de manera estratégica en la EC.
Comentario: GNN realizará pruebas operacionales previa entrada en operación toda la Planta de GNL.
7 Equipo Falla de accesorios (válvulas manuales,
actuadores y/o filtros)
Desabasto de gas natural
3 2 C
Incluir en el programa anual de mantenimiento la inspección periódica de accesorios.
8
Daños por terceros
Vandalismo
Robo de partes de la Planta de GNL. Pérdidas económicas.
3 3 B
Planta de GNL supervisada las 24 horas mediante Circuito Cerrado de Televisión (CCTV), protegida con muros perimetrales y con acceso restringido.
9 Terrorismo
Fugas de Gas Natural. Potencial formación de fuego/Explosión. Pérdidas económicas. Daños a la comunidad.
3 3 B
La Planta de GNL estará protegida con barda perimetral y custodiada las 24 horas, además, en caso de presentarse un acto terrorista se activarán los planes de atención a emergencias en donde principalmente de suspenderá el suministro de gas natural a la Planta
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Rev1 Análisis HAZID Instalación 1: Planta de Licuefacción (GNL).
Etapa: Proyecto aún no en operación. Análisis realizado para la etapa de operación con la ingeniería básica
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ID Peligro Potencial Descripción del
Peligro Consecuencias
del Peligro F1 C2 NR3
Recomendaciones y/o Comentarios
de GNL y el paro escalonado de los compresores.
10 Operaciones incorrectas
Falta de mantenimiento Posibles fallas en tuberías y equipos.
3 2 C La operación de la Planta de GNL será mediante personal capacitado.
11 Falta de
procedimientos de operación.
Posibles fallas en tuberías y equipos.
3 2 B
La operación de la Planta de GNL será mediante personal que estará siendo capacitado periódicamente con estricto apego a los procedimientos de operación de los equipos paquete proporcionados por el fabricante y con apego a los procedimientos establecidos por GNN.
12
Clima y fuerzas externas
Presencia de Tormentas Electicas
Posible caída de rayo con afectación a infraestructura
2 2 B Instalar aparta rayos en puntos estratégicos de la Planta de GNL.
13 Presencia de lluvias
torrenciales o inundaciones
Inundación interna de la Planta de GNL. Presencia de deslaves.
2 2 B
La Planta de GNL contará con sistema de drenaje fluvial e industrial, para el desagüe del interior.
14 Presencia de Huracanes
Inundación interna de la Planta de GNL. Presencia de deslaves.
2 2 B
La Planta de GNL contará con sistema de drenaje fluvial e industrial, para el desagüe del interior.
15 Presencia de sismos Daños a infraestructura de la Planta de GNL.
2 2 B
La Planta de GNL se ubicará en una zona donde la presencia de sismos es baja.
CONCLUSIÓN:
De acuerdo al análisis preliminar HAZID, los principales peligros a presentarse en las instalaciones
superficiales del proyecto son por Defectos de Fabricación, Defectos en la Construcción de las
instalaciones y por Daños por Terceras partes durante la operación de las instalaciones.
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II.3 ANÁLISIS CUALITATIVO DE RIESGO.
II.3.1 Metodologías de identificación y jerarquización.
Con el objetivo de evaluar el riesgo de presentarse incidentes a lo largo de la trayectoria, se eligieron
los métodos analíticos HAZOP y LOPA, para identificar peligros y así emitir recomendaciones
tendientes a controlar y prevenir incidentes, mitigar las consecuencias para evitar pérdidas humanas,
daños a la salud, a la propiedad, instalaciones y medio ambiente.
El HAZOP fue seleccionado porque es un método completo y por lo regular se utiliza en complejos de
gas y refinerías para evaluar el riesgo considerando factores como: tipo de proceso y las condiciones
de operación.
El LOPA, fue seleccionado ya que es una metodología diseñada para evaluar a detalle la suficiencia
de las capas de protección existentes en el diseño de proceso para aquellos eventos de mayor riesgo
identificados en el HAZOP .
Los aspectos complementarios en la identificación de peligros y evaluación de riesgos, utilizados en
las metodologías HAZOP y LOPA, se indican a continuación:
1. HAZOP. Metodología de análisis de riesgos operacionales que complementa al Muhlbauer, ya
que analiza las variables operacionales en las instalaciones críticas (instalaciones
superficiales), para determinar las posibles fallas en el mismo, mediante la designación de
Nodos y la aplicación de palabras guía. Este método da como resultado la matriz de riesgos.
2. Una vez identificadas las desviaciones (fallas) que resultaron de mayor riesgo en el HAZOP, a
Juicio de Expertos4 se descartaron aquellas fallas que no repercutían en fugas de gas natural,
considerando que su formación o presentación no tenían ningún efecto directo al medio
ambiente y como tal no representan un riesgo ambiental.
3. Análisis LOPA. Se empleó como complemento del HAZOP para evaluar a detalle las capas de
protección de aquellos eventos (desviaciones) de mayor Riesgo identificados en el HAZOP.
4. Tomando en cuenta las principales fallas con afectaciones al medio ambiente y al proceso, se
procedió a proponer los escenarios de simulación.
4 La técnica del juicio de expertos se basó en la experiencia y en el conocimiento panel de expertos que aplicó el método del consenso grupal en el cual se aplicaron filtros que dicho panel de expertos aceptaron como representación o un cierto porcentaje de opiniones concordantes.
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II.3.2 Análisis HAZOP
El método HAZOP (HAZard and OPerability “Riesgo y Operabilidad”) o análisis de Riesgo y de
Operabilidad se concentra en una metodología mediante un enfoque sistemático para identificar tanto
riesgos como problemas de operabilidad. Aunque la identificación de riesgos es el tema principal, los
problemas de operabilidad se examinan, ya que tienen el potencial de producir riesgos en los procesos,
que resulten en violaciones ambientales y/o laborales o tener un impacto negativo en la productividad.
El análisis de operación y riesgo HAZOP, es el método más amplio y reconocido para realizar un análisis
de riesgo en procesos industriales. Es un estudio que identifica cada desviación posible de un diseño, de
una operación o de una afectación cualquiera, además de todas las posibles causas y consecuencias que
pueden ocurrir en las condiciones más adversas para el proceso, siendo así, éste sirve para identificar
problemas de seguridad y mejorar la operabilidad de una instalación industrial.
Para la realización del análisis HAZOP se emplearon los siguientes Diagramas de Tubería e
Instrumentación (DTIs):
Tabla 5 Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTIs) utilizados.
Número de Dibujo Título del Dibujo Lugar(es) utilizado(s)
19-023-PID-00-001 Hoja 2 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 5, 20, 23
19-023-PID-00-001 Hoja 3 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 20
19-023-PID-00-001 Hoja 4 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 20, 25
19-023-PID-00-001 Hoja 5 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 20, 21, 22, 23, 24
19-023-PID-00-001 Hoja 6 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 24
19-023-PID-00-001 Hoja 7 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 25
19-023-PID-00-001 Hoja 8 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 23, 25
19-023-PID-00-001 Hoja 9 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 25
PID-100 Smartcat P&I Smartcat
PP-PID-A000-0100 P&I – Filtración del gas de
entrada Nodos: 1, 2, 3
PP-PID-A000-0200 P&I – Contactor Amina Nodos: 1, 4, 5, 6, 25
PP-PID-A000-0400 P&I – Deshidratación Tamiz de
Mole Nodos: 4, 6, 7, 15, 16
PP-PID-A000-0401 P&I – Regeneración Tamiz de
Mole Nodos: 15, 16, 17
PP-PID-A000-0402 P&I – Regeneración Tamiz de
Mole Nodos: 7, 15
PP-PID-A000-0500 P&I – Compresión MR Nodos: 10, 12, 18, 19
PP-PID-A000-0501 P&I – Compresión MR Nodos: 10, 11
PP-PID-A000-0600 P&I – Licuefacción Nodos: 7, 8, 9, 11, 12, 13, 14
PP-PID-A000-0700 P&I – Sistema de Maquillaje MR Nodos: 18
PP-PID-A000-0701 P&I – Sistema de Maquillaje MR Nodos: 15, 18
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Número de Dibujo Título del Dibujo Lugar(es) utilizado(s)
PP-PID-A000-1400 P&I – Rampa de
deslizamiento Regeneración de Amina
Nodos: 25
PP-PID-A000-1500 P&I – Sistema de gas
combustible Nodos: 2, 13, 26
PP-PID-A000-1810 P&I – Paquete Generador de
Nitrógeno
PP-PID-A000-1820 P&I – Cabezal Generador de
Nitrógeno
PP-PID-A000-1850 P&I – Cabezal de llamarada Nodos: 26
PP-PID-A000-1860 P&I – Llamarada con Bidón KO
Integral Nodos: 26
PP-PID-A000-1900 P&I – Tanque de
Almacenamiento de Amina Nodos: 25
PP-PID-A000-1900 P&I – Tanque de
Almacenamiento de Amina
PP-PID-A000-1901 P&I – Unidad R.O. Nodos: 25
PP-PID-A000-1922 P&I – Tanque de desagüe Nodos: 17
PP-PID-A000-1950 P&I – Sumidero de Drenaje de
Amina Nodos: 3
TP-SON-HER-LNG-ABA-DTI-20_02
Área de Bombas para Carga de Autotanques.
Nodo 28
TP-SON-HER-LNG-ABD-DTI-20_04
Área de Bombas para Carga de Dispensarios de Autotanques.
Nodo 28
TP-SON-HER-LNG-ABD-DTI-20_05
Área de Bombas para Carga de Dispensarios de Locomotora.
Nodo 28
TP-SON-HER-LNG-ABI-DTI-20_03
Área de Bombas para Carga de Iso contenedores.
Nodo 28
TP-SON-HER-LNG-ADT-DTI-20_01
Área de Tanques de Transferencia.
Nodo 27
TP-SON-HER-LNG-APM-DTI-20_06
Área de Patín de Medición para Autotanques.
--
TP-SON-HER-LNG-APM-DTI-20_07
Área de Patín de Medición para Iso contenedores.
--
Para mayor detalle, Ver Anexo 5. Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTIs).
El HAZOP fue realizado bajo el siguiente procedimiento:
1. Selección de nodos.
El proceso se analiza seccionándolo en partes discretas o nodos. Un nodo es generalmente una
línea o un recipiente o un procedimiento. Los nodos deben ser bastante pequeños para ser
manejables, y a la vez lo bastante grandes para reducir la duplicación y hacer buen uso del tiempo.
2. Registre la intención, los parámetros de diseño y las condiciones de proceso. Es decir, parámetros
de diseño del equipo, condiciones de operación normales y máximas. Esto incluye típicamente la
temperatura, la presión, la composición, el nivel, el flujo, etc.
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3. Repase con el equipo la matriz de desviación preparada previamente para este nodo y agregue
otras desviaciones si es necesario.
4. Identificar las causas o las razones por las que las desviaciones pueden ocurrir. Las causas deben
ser locales en el origen, es decir, originan en el nodo bajo evaluación. Con el nodo de la
alimentación o de la fuente, considere causas en aguas arriba. Donde no haya causas identificadas
escribir "ninguna causa".
El estudio del HAZOP sólo considera eventos causales únicos (errores o fallas). Escenarios que
requieran de analizar dos fallas separadas, dos errores de operador o una falla más un error son
considerados “doble falla” y no son considerados normalmente durante un estudio de HAZOP.
Los drenes y válvulas que están normalmente cerradas, y con tapones o bridas ciegas, no son
considerados fuentes de fugas. Similarmente, medidores reemplazables localizados en las tuberías
con válvulas de raíz no son consideradas fuentes de fuga, si el procedimiento estándar requiere
verificar que la válvula esté cerrada y el sistema al cual está conectado ya sea que este
despresurizado o bien que no surja ningún riesgo debido a una fuga, o la apertura de dos válvulas
en serie simultáneamente no es considerada una causa creíble para la fuga o mezcla de fluidos,
etc.
La Causa deberá estar en el Nodo en cuestión.
5. Identifique las consecuencias o los resultados de las desviaciones asumiendo que los controles
básicos de proceso fallan y las salvaguardas no existen. Considere las consecuencias fuera del
nodo así como en el interior. Si no hay consecuencias de que preocuparse, escribir "ninguna
consecuencia de preocupación".
6. Identifique la severidad de las consecuencias identificadas asumiendo que los sistemas básicos de
control y los sistemas de protección fallan.
7. Identifique las capas adicionales de protección requeridas para reducir el riesgo a un nivel
aceptable. Si el riesgo del peligro no se ha reducido a un nivel aceptable, la eficacia de las capas
propuestas debe ser mejorada o capas adicionales deben ser agregadas según sea necesario.
8. Asigne una categoría a la consecuencia identificada.
9. Asigne una categoría a la probabilidad de ocurrencia de la consecuencia analizada, considerando
esta vez los sistemas de control y/o capas de protección válidas, así como cualquier otro
modificador de frecuencia que aplique.
10. Identifique las recomendaciones y asigne las responsabilidades. Donde esté clara una solución
específica, deberá ser registrada como tal. Los equipos a menudo se detienen a intentar conseguir
una recomendación. Es absolutamente apropiado que la recomendación sea investigar las
medidas de protección apropiadas. Es también bueno redactar las recomendaciones que permitan
una cierta flexibilidad, por ejemplo, diciendo: considerar tales y tal opción. La recomendación se
debe escribir con bastante detalle para poder entender el intento sin el resto de la hoja de trabajo
delante del lector.
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A.1 Nodos Seleccionados para el Desarrollo del Análisis de Riesgo de Operabilidad “HAZOP”.
Para facilitar el análisis de riesgos y la aplicación de la técnica HAZOP, se analizaron 26 nodos para
todo el proceso de Licuefacción, mismos que se describen a continuación:
Tabla 6 Relación de Nodos analizados en el HAZOP.
NODOS DESCRIPCIÓN DISEÑO / PARÁMETROS DIBUJOS COMENTARIO
1. NODO
101
Gas de Entrada
desde los Límites de
Batería a través del
filtro F- 100 hasta en
Contacto Amina
F-100: 1050 psi a 200°F
PP-PID- A000- 0100
1440 psi suministro
tubería PP-PID- A000-
0200
2. NODO
101A
Vaciado de la línea
principal de gas para
suministrar gas
combustible, gas
manta y gas de
purga a la tubería de
los usuarios de gas
combustible
La presión máxima para
los usuarios de la tubería
es de 150 psi
PP-PID- A000- 0100
PP-PID- A000- 1500
3. NODO
102
Drenaje de líquido
desde el F-100 al
sistema de
desagüe
El tanque de desagüe está
clasificado para
atmosférico
PP-PID- A000- 0100
Puede
contener
hidrocarburos
mínimos
PP-PID- A000- 1950
4. NODO
103
En lo alto desde T-
200 Contactor Amina
a través del Enfriador
de Aire AC-215 hasta
la entrada del Filtro/
Coalescente de Gas
F- 400
F-200: 1050 psi a 200°/-
20°F
PP-PID- A000- 0200
PP-PID-A000- 0400
5. NODO
104
Fondo del Contactor
Amina T-200 al
Tanque Flash de
Amina Rica V-201
F-200: 1050 Psi a 200°/-
20°F
PP-PID- A000- 0200
19-023- PID-00- 001
Hoja 2 de 9
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NODOS DESCRIPCIÓN DISEÑO / PARÁMETROS DIBUJOS COMENTARIO
6. NODO
105
Líquidos desde el
Filtro/ Coalescente de
Gas F-400 drenando
al Tanque Flash de
Amina Rica V-201
F-400: 1050 psi a 200°F
PP-PID- A000- 0400
PP-PID- A000- 0200
7. NODO
106
Gas desde lo alto
de F-400 a través
de V- 401/402
Secadores de
Tamiz de Mole Y V-
403 A/B Filtros de
Polvo de Gas Seco
a través del Paso A
de BE-600
Intercambiador de la
Caja Fría hacia V-
602 Contenedor de
Remoción de
Materiales Pesados
F-400: 1050 psig a 200°F;
V-401/402: 1050 Psig a
600°F
F-403 A/B: 1050 psig a
200°F;
BE-600: Pase A: 1050
psig a -320° a 150°F
PP-PID- A000- 0402
PP-PID- A000- 0600
Es abordado en
el Nodo 109;
Punto final
objetivo a V- 602
es ˜ (- 70°F)
8. NODO
107
Desde lo alto del
Contenedor de
Remoción de
Materiales Pesados
V- 602 a través de
BE- 600 hacia el
Flash Drum LNG V-
601
BE-600, Pase B: 1050 psi a
-320° a 150°F
V-602: 1050 psi a -320°
a 150°F
V-601: 250 psi a -320°
a 150°F
PP-PID-A000-0600
9. NODO
108
Fondo del
Contenedor de
Remoción de
Materiales Pesados
V- 602 (Paso F) hasta
donde se une con la
corriente del Paso E
(gas combustible) de
BE-600
intercambiador de la
Caja Fría
BE-600, Pass F:250
PP-PID-A000-0600
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NODOS DESCRIPCIÓN DISEÑO / PARÁMETROS DIBUJOS COMENTARIO
10. NODO
113
Desde lo alto del
Depurador de Succión
de Compresión
Refrigerante Mixto V-
500 a través de las
etapas 1 y 2 del
Compresor MR C-
503, a través del Inter
Enfriador Compresor
MR A-504 hacia el
Depurador Interface
Compresor MR V-505
V-500: 650 psig at V-500:
650 psig a 200°F
A-504: 650 psig a -20°
a 300°F
V-505: 650 psig a 300°F
PP-PID-A000-0500
Presión máxima de
asentamiento
diseñada para ser
˜650 psi max PP-PID-A000-0501
11. NODO
114, 114B,
114C
(COMBINA
DOS)
Desde lo alto del
Depurador Interface
Compresor MR V-505
a través de la etapa 3
del Compresor MR C-
503, a través del
Enfriador Posterior
Compresor MR A-506,
a través de la
corriente del Pase C
del Intercambiador de
la Caja Fría BE-600 al
Flash Drum
Refrigerante V-603
V-505: 650 psig a 300°F
A-506: 650 psig a -20°
a 300°F
BE-600, Pase F: 250 psig a
-320° a 150°F
PP-PID-A000-0501
PP-PID-A000-0600
La línea desde V-
505 a la entrada de
V- 704 está
bloqueada cerrada y
no se utiliza
normalmente– no se
considera creíble el
flujo mal
direccionado
12. NODO
115, 116
(COMBINA
DO)
Desde lo alto y fondo
del Flash Drum
Refrigerante V-603
hacia el Pase D de
BE- 600 (vapor hacia
el fondo, líquido a los
lados) hacia el
Depurador de Succión
del Compresor MR V-
500
BE-600, Pase D: 650 psi a
- 265° a 150°F
V-603: 650 psi a -320° a 150°F
PP-PID- A000- 0600
PP-PID- A000- 0500
Desde lo alto del
Flash Drum LGN V-
PP-PID- A000- 0600
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NODOS DESCRIPCIÓN DISEÑO / PARÁMETROS DIBUJOS COMENTARIO
13. NODO
117
601, a través del
Pase E, mezclado
con el Pase F, hacia
el sistema de Gas
Combustible
BE-600, Pases E y F: 250
psi a -320° a 150°F
V-601: 250 psi a -320°
a 150°F
PP-PID- A000- 1500
14. NODO
118
Fondo del V-601,
mandando GNL al
almacén de Producto
V-601: 250 psi a -320°
a 150°F PP-PID- A000- 0600
15. NODO
109
Gas seco a través del
Calentador de Gas de
Regeneración H-407
a través de la cama
de regeneración del
Secador de Tamiz de
Mole V-401/402 a
través del Enfriador
de Gas de
Regeneración AC-
406 hacia el
depurador de Gas de
Regeneración V-404.
Incluye manual de
operación de gas
desde el Calentador
de Gas de
Regeneración al
Secador MR V-704
H-407: 1050 psi a
600°F V-401/402: 1050
psi a 600°F
V-704: 1050 psi a -20°
a 600°F
PP-PID- A000- 0402
Modo Regeneración
– El Modo de
Secado está en
el Nodo 106
PP-PID- A000- 0400
PP-PID- A000- 0401
PP-PID- A000- 0701
16. NODO
110
Desde lo alto del
Depurador de Gas de
Regeneración V-404
a través del
Compresor de Gas
de Regeneración C-
405 al Filtro/
Coalescente
de Gas F-400
V-404: 1050 psig a
600°F F-400: 1050 psig
a 200°F C-405: 1050
psig a 600°F
PP-PID- A000- 0401
PP-PID- A000- 0400
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
Municipio de Hermosillo, Sonora.
II
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NODOS DESCRIPCIÓN DISEÑO / PARÁMETROS DIBUJOS COMENTARIO
17 NODO
111
Drenaje de agua
desde el Depurador
de Gas de
Regeneración V-
404
hacia el Tanque
de Desagüe TK-
1915
V-404: 1050 psi a 600°F
PP-PID- A000- 0401
PP-PID- A000- 1922
18. NODO
112
Maquillaje del
Refrigerante Mixto
(MR) hacia el
Depurador MR V-703
a través del Secador
MR V-704 a través del
Filtro de Polvo F-705
inyectado hacia la
corriente de flujo de
recirculación MR del
Depurador de Succión
del Compresor MR V-
500
V-703: 650 psi a -20°
a 150°F;
V-704: 1050 psi a -20°
a 600°F;
F-705: 650 psi a 200°F
PP-PID- A000- 0700
PP-PID- A000- 0701
PP-PID- A000- 0500
19. NODO
119
Remoción del MR del
circuito de circulación
hacia el acumulador
para permitir el ajuste
fino de la composición
R y para “almacenar”
MR durante el
apagado/
mantenimiento en el
Acumulador MR V-
502 y el regreso al
sistema vía el
Depurador de
Succión V-500
V-502: 650 psi a 200°F PP-PID- A000- 0500
Tanque Flash de
Amina Rica V-201 y
el fondo atravesando
el Pre-Filtro de
V-201: 150 psi a -20°
a 300°F:
F-202: 150 psi a -20°
19-023- PID-00- 001
Hoja 2 de 9
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
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NODOS DESCRIPCIÓN DISEÑO / PARÁMETROS DIBUJOS COMENTARIO
20. NODO
201 Y
NODO 202
Amina Rica F-202,
atravesando F-203 a
través de F-204 A/B
a través del
Intercambiador de
Amina Magra/Rica
hacia la Columna de
Amina
a 300°F;
F-203: 150 psi a -20°
a 300°F:
F-204 A/B: 150 psi a -20°
a 300°F;
E-206 (lado del tubo): 150
psi a -20° a 500°F;
V-208: 75 psi a -20°
a 300°F
19-023-PID-00- 001
Hoja 3 de 9
19-023- PID-00- 001
Hoja 4 de 9
19-023- PID-00- 001
21. NODO
203
Reflujo de Columna
de Amina V-208 a
través del
Condensador de
Reflujo A-207 hacia el
Acumulador de
Reflujo V-209
V-208: 75 psi a -20°
a 300°F
19-023- PID-00- 001
Hoja 5 de 9
22. NODO
204
Desde lo alto del
Acumulador de
Reflujo V-209
ventilando CO2 a la
atmósfera
V-209: 75 psi a -20°
a 300°F
19-023- PID-00- 001
Hoja 5 de 9
23. NODO
205
Fondo del V-202 a
través del Reboiler de
Amina/Tanque de
Compensación E-212
Nota: Incluye el Gas
Combustible al
Sistema de Amina
desde el cabezal de
Gas Combustible
V-208: 75 psi a -20°
a 300°F
E-212: 25 psi a -20°
a 300°F
19-023- PID-00- 001
Hoja 5 de 9
19-023- PID-00- 001
Hoja 8 de 9
19-023- PID-00- 001
Hoja 2 de 9
24. NODO
206
Fondo del
Acumulador de
Reflujo V-209 a través
de las Bombas de
Reflujo P-210 A/B
hacia la Columna de
Amina V-208 y hacia
V-209: 75 psi a -20°
a 300°F
19-023- PID-00- 001
Hoja 5 de 9
19-023- PID-00- 001
Hoja 6 de 9
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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NODOS DESCRIPCIÓN DISEÑO / PARÁMETROS DIBUJOS COMENTARIO
el Acumulador de
Reflujo V-209
25. NODO
207, 208
Fondo del Tanque
de Compensación
de Amina E-212 a
través de las
Bombas de Impulso
P-213 A/B a través
del lado de
revestimiento del
Intercambiador de
Amina Magra/Rica a
través del Enfriador
de Amina Magra A-
211 a través de las
Bombas de
Circulación de
Amina P-214 A/B
hacia el Contactor
Amina T- 200.
NOTA: Incluye
adición de Amina y
Maquillaje de Agua
(como servicios
públicos/
composición)
Incluyendo el Tanque
de Almacenamiento
de Amina TK-1935 a
través de la Bomba
de Transferencia de
Amina P-1985
E-212: 25 psi a -20°
a 300°F
E-206 (lado de
revestimiento): 150 psi a -
20° a 500°F
A-211: 150 psi a -20°
a 300°F
T-200: 1050 psi a -20° a
250°F
19-023- PID-00- 001
Hoja 4 de 9
19-023- PID-00- 001
Hoja 7 de 9
19-023- PID-00- 001
Hoja 9 de 9
PP-PID- A000- 1400
PP-PID- A000- 0200
PP-PID- A000- 1900
PP-PID- A000- 1901
26. NODO
120
Sistema de Venteo –
Cabezal y Purga/ Gas
Combustible hacia
FL- 9200
PP-PID- A000- 1500
PP-PID-A000- 1850
PP-PID- A000- 1860
27. TANQUE
Almacenamiento de GNL (6 tanques
Contenedor Interno: 50 psi de -320°F a 122°F TP-SON-HER-LNG-
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NODOS DESCRIPCIÓN DISEÑO / PARÁMETROS DIBUJOS COMENTARIO
DE ALMACENA
MIENTO
- 86 300 gal cada uno)
Contenedor exterior: Vacío
ADT-DTI-20_01
28. CARGADE
CAMIONES
TP-SON-HER-LNG-ABA-DTI-20_02, TP-
SON-HER-LNG-ABD-DTI-20_04, TP-
SON-HER-LNG-ABD-DTI-20_05 y
TP-SON-HER-LNG-ABI-DTI-20_03
Para establecer la Matriz de Rango de Riesgo (Risk Ranking) con la cual se calificaron y jerarquizaron
los riesgos identificados, asignando niveles de CONSECUENCIAS de acuerdo a lo que indica la Tabla
I.7, así como la FRECUENCIA de falla de acuerdo a lo que establece la Tabla I.8, con lo cual,
mediante lo establecido en la Tabla I.9, se determina el Nivel de Riesgo del nodo analizado.
Tabla 7 Consecuencias (en forma descriptiva).
RANGO DESCRIPCION
1 Bajo – Sin efectos de salud significativos o mínimos (daño registrable menor); liberación menor/contenida; ˂$10 K
2 Medio – Daño Registrable Significativo hasta Trabajo Restringido; liberación reportable; $10 K a $100 K
3
Significativo – Casos de uno o más días de trabajo perdidos hasta efectos permanentes en la salud; violación de permiso, $100 K a $1 MM
4 Mayor – Hospitalizaciones múltiples, efectos de salud posteriores hasta fatalidad en sitio; requiere limpieza en y fuera de sitio; $1 MM a $10 MM
5 Severo – Múltiples fatalidades en sitio; fatalidad fuera de sitio; requiere limpieza mayor fuera de sitio; ˃$10 MM
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Tabla 8 Frecuencia de ocurrencia de los eventos.
RANGO DESCRIPCION
1 No se espera su ocurrencia durante la vida de la instalación.
2 Podría ocurrir alguna vez durante la vida de la instalación.
3 Podría ocurrir varias veces durante la vida de la instalación.
4 Podría ocurrir una vez al año (o con mayor frecuencia).
Tabla 9 Matriz de riesgos.
Probabilidad
1 2 3 4
G R A V E D A D
1 1 2 3 4
2 2 4 6 8
3 3 6 9 12
4 4 8 12 16
5 5 10 15 20
1 Aceptable – No se requieren medidas de control de riesgo
2 Aceptable – No se requieren medidas de control de riesgo
3 Aceptable – No se requieren medidas de control de riesgo
4 Aceptable con control – Existen medidas de control de riesgo
5 Aceptable con control – Existen medidas de control de riesgo
6 Aceptable con control – Existen medidas de control de riesgo
8 Aceptable con control – Existen medidas de control de riesgo
9 Aceptable con control – Existen medidas de control de riesgo
10 Aceptable con control – Existen medidas de control de riesgo
12 No Deseable – Deben introducirse medidas de control de riesgo dentro de un tiempo especificado
15 No Deseable – Deben introducirse medidas de control de riesgo dentro de un tiempo especificado
16 Inaceptable
20 Inaceptable
En el Anexo 7, se incluye el Reporte del HAZOP.
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A continuación, se incluyen las desviaciones del HAZOP con mayor nivel de Riesgo en el Proceso de
Licuefacción:
NODO 2
Desviación Causas Consecuencias Protecciones CAT Matriz RECOMENDACIONES
S L RR
Presión Alta
1. PCV-
1500 A/B
funciona
mal
abierta
1. Potencial de sobrepresión en los sistemas/usuarios hacia arriba por ˃3.5 MAWP, resultando en potencial de LOC, incendio, explosión y lesiones personales, con potencial de múltiples muertes
1. PSV-1500,
fijado a 150
psi S 5 2 10 1. Asegurarse de que
PSV-1500 está
dimensionada para el
escenario de flujo
completo
LOPA Escenario: 2.6.1.1
2. PIHH –
1500, cierra
SDV 1500 y
desencadena
ESD
S 5 2 10
NODO 5
Desviación Causas Consecuencias
Medidas de
seguridad CAT
Matriz Recomendaciones
(HAZOP)
S L RR
Nivel Bajo
1. LV-0200
funciona mal
al abrir
1. Potencial de soplado de gas
hacia V-201, resultante en
potencial de sobrepresión por
˃3.5 X MAWP, resultante en
potencial de falla del
contenedor, con potencial de
incendio/explosión y múltiples
fatalidades.
Escenario LOPA: 5.11.1.1
1. PSV-201,
fijado a 150 psi,
dimensionado
para falla del
“control de
válvula”
S 5 2 10
3. Asegurarse de que
PSV-201 está
dimensionado para LV-
0200 funcionando mal
abierta y casos de
incendio
2. PI-201 HH
alarma en
presión alta/alta
en V- 201
4. Asegurarse de que PI-
201HH desencadena el
sistema de apagado
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NODO 6
Desviación Causas Consecuencias Protecciones CAT
Matriz Recomendaciones
(HAZOP)
S L RR
Nivel Bajo
1. LV-0400 A
funciona mal
abierta
1. Potencial soplado de
gas hacia V-201,
resultante en potencial de
sobrepresión por ˃3.5
MAWP, resultante en
potencial de falla del
contenedor, con potencial
de incendio/explosión y
múltiples fatalidades
1. PSV-201,
fijado a 150 psi,
dimensionado para
falla de “control de
válvula”
S 5 2 10
5. Asegurarse de que
PSV-201 está
dimensionado en
conjunto con el
dimensionamiento de
RO-0400 y el mal
funcionamiento abierto
de LV-0400 A o LV-
0400B
Escenario LOPA:
6.11.1.1
2. PI-201 HH
alarmas de presión
alta/alta en
V-201
4. Asegurarse de que
PI-201HH desencadena
el sistema de apagado
2. LV-0400 B
funciona mal
abierta
1. Potencial de soplado de
gas hacia V-201,
resultante en potencial de
sobrepresión por ˃3.5
MAWP, resultante en
potencial de falla del
contenedor, con potencial
de incendio/explosión y
múltiples fatalidades
1. PSV-201,
set at 150 psi, sized
for "control valve"
failure
S 5 2 10
5. Asegurarse de que
PSV-201 is sized in
conjunction with sizing
of RO-0400 and
malfunction open of
LV- 0400A or LV-
0400B Escenario LOPA:
6.11.2.1
2. PI-201 HH
alarmas de presión
alta/alta en
V-201
4. Asegurarse de que
PI-201HH
desencadena el
sistema de apagado
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NODO 7
Desviación Causas Consecuencias Protecciones CAT Matriz Recomendaciones
(HAZOP) S L RR
Sin Flujo/Flujo
Bajo
1. Tamiz de
cama V-
401/402
tapado
1. Pérdida o reducción del flujo
de gas desde la parte superior de
F-400, resultante en potencial de
soplado de gas hacia V-201,
resultante en potencial de
sobrepresión por ˃3.5 MAWP,
resultante en potencial de falla
del contenedor, con potencial de
incendio/explosión y múltiples
fatalidades.
1. PSV-201, set a 150 psi,
dimensionado
para “falla
valvula de
control”
2. PI-201 HHalarmas en
alta/alta en V- 201
S 5 2 10
5. Asegurarse de
que PSV-201 está
dimensionado en
conjunto con el
dimensionamiento
de RO-0400 y el
mal funcionamiento
abierto de LV-0400
A o LV-0400B
Escenario LOPA: 7.1.1.1
22. Pérdida de alimentación al
Calentador de Gas de
Regeneración H-407 resultante
en pérdida del gas de
regeneración y potencial daño al
calentador; aspectos operativos;
sin consecuencias peligrosas
4. Asegurarse de
que PI-201HH
desencadena el
sistema de
apagado
2. Filtro F-403A/B tapado
1. Pérdida o reducción del flujode gas desde la parte superior de F-400, resultante en potencial de
soplado de gas hacia V-201, resultante en potencial de
sobrepresión por ˃3.5 MAWP, resultante en potencial de falla
del contenedor, con potencial de incendio/explosión y múltiples
fatalidades.
Escenario LOPA: 7.1.2.1
2. Pérdida de alimentación alCalentador de Gas de
Regeneración H-407 resultante en pérdida del gas de
regeneración y potencial daño al calentador; aspectos operativos;
sin consecuencias peligrosas
1. PSV-201,
fijado a 150 psi,
dimensionado
para falla de
“válvula de
control”
2. PI-201 HH
alarmas en
presión alta/alta
en V-201
S 5 2 10
5. Asegurarse
de que PSV-201
está dimensionado
en conjunto con el
dimensionamiento
de RO-0400 y el
mal
funcionamiento
abierto de LV-0400
A o LV-0400B
4. Asegurarse de
que PI-201HH
desencadena el
sistema de
apagado
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Desviación Causas Consecuencias Protecciones CAT Matriz Recomendaciones
(HAZOP) S L RR
3. Válvulas en
línea
manuales del
filtro
inadvertidame
nte cerradas
1. Pérdida o reducción delflujo de gas desde la parte
superior de F-400, resultante en potencial de soplado de gas hacia V-201, resultante en
potencial de sobrepresión por ˃3.5 MAWP, resultante en
potencial de falla del contenedor, con potencial de
incendio/explosión y múltiples fatalidades.
Escenario LOPA: 7.1.3.1
2. Pérdida de alimentación alCalentador de Gas de
Regeneración H-407 resultante en pérdida del gas de
regeneración y potencial daño al calentador; aspectos operativos;
sin consecuencias peligrosas
1. PSV-201,
fijado a 150 psi,
dimensionado
para falla de
“válvula de
control”
2. PI-201 HH
alarmas en
presión alta/alta
en V-201 S 5 2 10
5. Asegurarse
de que PSV-201
está dimensionado
en conjunto con el
dimensionamiento
de RO-0400 y el
mal
funcionamiento
abierto de LV-0400
A o LV-0400B
4. Asegurarse de
que PI-201HH
desencadena el
sistema de
apagado
4. SP-0600 A
enchufado o
válvula de
aislamiento
inadvertidame
nte cerrada
1. Pérdida o reducción del flujo
de gas desde la parte superior de
F-400, resultante en potencial de
soplado de gas hacia V-201,
resultante en potencial de
sobrepresión por ˃3.5 MAWP,
resultante en potencial de falla
del contenedor, con potencial de
incendio/explosión y múltiples
fatalidades.
Escenario LOPA: 7.1.4.1
1. PSV-201,
fijado a 150 psi,
dimensionado
para falla de
“válvula de
control”
2. PI-201 HH
alarmas en
presión alta/alta
en V-201
3. PDT-0600 A
alarmas en
presión
diferencial alta a
lo largo del
Colador SP-0600
A
S 5 1 5
5. Asegurarse
de que PSV-201
está dimensionado
en conjunto con el
dimensionamiento
de RO-0400 y el
mal
funcionamiento
abierto de LV-0400
A o LV-0400B
4. Asegurarse de
que PI-201HH
desencadena el
sistema de
apagado
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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Desviación Causas Consecuencias Protecciones CAT Matriz Recomendaciones
(HAZOP) S L RR
5. PV-0602
falla al cerrar
1. Pérdida o reducción del flujo
de gas desde la parte superior de
F-400, resultante en potencial de
soplado de gas hacia V-201,
resultante en potencial de
sobrepresión por ˃3.5 MAWP,
resultante en potencial de falla
del contenedor, con potencial de
incendio/explosión y múltiples
fatalidades.
Escenario LOPA: 7.1.5.1
1. PSV-201,
fijado a 150 psi,
dimensionado
para falla de
“válvula de
control”
2. PI-201 HH
alarmas en
alto/alto en V-
201
S 5 2 10
5. Asegurarse que
PSV-201 esta
dimensionada en
conjunto de RO-
0400 y
malfuncionamiento
abierto de LV-
0400A o LV-
0400B
4. Asegurarse que
PI- 201HH
desencadena el
apagado del
sistema
NODO 9
Desviación Causas Consecuencias Protecciones CAT Matriz Recomendaciones
(HAZOP) S L RR
Flujo Alto 1. LV-0602
falla al abrir
1. Potencial de soplado de vapor
hacia la línea de gas combustible,
resultante en potencial de
sobrepresión en los sistemas o
usuarios corriente abajo por ˃3.5
MAWP, resultante en potencial de
LOC, incendio, explosión y
lesiones personales, con potencial
de múltiples fatalidades.
1. PSV-1500,
fijado a 150 psi
2. PIHH-1500,
cierra ESD 1500
y activa ESD
S 5 2 10
1. Asegurarse de que
PSV- 1500 esta
dimensionado para el
escenario del flujo
completo
Tabla 10 Matriz de Riesgos de HAZOP (Tanques de Transferencia).
Nodo Desviación Causa Consecuencias
Nivel de Riesgo
1
Temperatura Menor/Baja 1. Condición deseable
Presión Alta
1. Falla del vacío entrelos tanques (por
ejemplo migración de H2, fugas)
1. Aumento de fuga de calor deltanque, resultante en eventual venteo de mayor producto a la
atmósfera; aspectos operativos, sin consecuencias peligrosas
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Nodo Desviación Causa Consecuencias
Nivel de Riesgo
Presión Baja/Vacío
1. Deseable en eltanque exterior
2. Sin causas creíblesen el tanque interior (presión de vapor de
GNL)
Fuga/LOC 1. Sin causas creíbles
en este nodo
Mayor o Menor Composición
1. Sin causas creíblesen este nodo
Nivel Alto
1. Error deloperador/información: volumen insuficiente
para contener el líquido entrante
1. Ver Flujo Revertido/ Maldireccionado, este nodo
Nivel Bajo
1. Error deloperador/información:
drenado todo el recorrido
1. Ver Presión baja/sin presión, estenodo
Pérdida de Servicios 1. Sin aspectos
Adicionalesidentificados
Mantenimiento/Muestreo 1. Sin aspectos
adicionalesidentificados
Arranque/Apagado
1. Falla al pre-enfriar eltanque previo a la
reintroducción de GNL después del
“calentamiento”
1. Potencial de estrés térmico/ruptura del tanque interno, resultante en potencial de liberación al espacio intersticial, con potencial último de
fragilidad del metal y fuga al contenedor secundario (área de
dique por NPFA 59ª) – considerada como protección secundaria
adecuada
Aspectos Generales 1. Sin aspectos
adicionalesidentificados
2
Presión Alta 1. PV-1901B falla al
cerrar
1. La descarga de la bomba nopuede exceder las calificaciones del
equipo; aspectos operativos; sin consecuencias peligrosas
Presión Baja/Vacío
1. Presión traserainsuficiente en la
bomba de retorno (por ejemplo falla de la
válvula de solenoide)
1. Potencial de daño de bomba;aspectos operativos, sin
consecuencias peligrosas
Fuga/LOC 1. Falla de la
manguera 1. Potencial de liberación de GNL al
nivel del suelo, con potencial de
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Nodo Desviación Causa Consecuencias
Nivel de Riesgo
incendio y lesiones personales.
Mayor o Menor Composición
1. Sin causas creíblesen este nodo
Nivel Alto 1. Fijación errónea o
falla del totalizador/escala
1. El sobrellenado físico no es creíbledebido a las características
espaciales del vapor y capacidades de las bombas de presión; Ver Sin
Flujo/Flujo bajo, Retorno de ventilación desde el camión cerrado,
este nodo
Nivel Bajo 1. Sin causas creíbles
de consecuenciaspeligrosas
Pérdida de Servicios 1. Ver Sin Flujo/Flujo
Bajo, este nodo
Mantenimiento/Muestreo 1. Sin aspectos
adicionalesidentificados
Arranque/Apagado
1. Bomba del tanqueno enfriada/equilibrada
1. Potencial de daño de bomba; aspectos operativos, sin consecuencias peligrosas
2. Falla al enfriar eltanque previo a la
carga
1. Potencial de estrés térmico/ruptura del tanque del camión, resultante en potencial de liberación hacia el contenedor secundario (área de dique por NPFA 59ª) – considerada como protección secundaria adecuada
Aspectos Generales 1. Falla de conexión a
tierra
1. Potencial de fuente de incendio, reduciendo la efectividad de otras protecciones.
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II.3.3 Análisis LOPA
El análisis LOPA (Layer of Protection Analysis o Análisis de las Capas de Protección) es una
novedosa metodología de análisis de riesgos de carácter semicuantitativo que permite determinar y
valorar el riesgo de forma intuitiva y reproducible, desvelando qué capas de protección son
susceptibles de ser mejoradas y en qué grado.
Para los escenarios de riesgo analizados en el HAZOP que resultan con alto nivel de severidad (a
juicio de expertos), se realiza un Análisis de Capas de Protección (LOPA), con el objetivo de
establecer la Frecuencia Tolerable al Evento (TEF), misma que está determinada por la gravedad y el
tipo de consecuencias.
El LOPA fue elaborado usando el procedimiento estándar de capas de protección, el cual implica el
uso de la probabilidad de la causa iniciadora (frecuencia de inicio del evento, IEF) y la probabilidad de
que las capas de protección independientes identificadas (IPL) no funcionen cuando sea necesario
(Probabilidad de falla en demanda, PFD), así como modificadores condicionales (CM), para determinar
la probabilidad general del escenario.
Si el riesgo de LOPA es inaceptable (es decir, no alcanza el TEF), se requieren recomendaciones para
el establecimiento de capas de protección independientes adicionales.
Si el nivel de riesgo en LOPA es aceptable (dentro del TEF), no se requieren recomendaciones
adicionales, sin embargo, el equipo del ARP puede tomar las recomendaciones de HAZOP para su
consideración.
Las reglas para iniciar los eventos, IPL, y los modificadores condicionales, se proporcionan en el
procedimiento estándar de LOPA.
Cabe mencionar que el indicador principal de la satisfacción positiva o negativa del análisis de capas
de protección es el LOPA Ratio, el cual, de acuerdo a la bibliografía especializada, establece lo
siguiente:
• If LOPA Ratio ≥ 1, entonces las IPL existentes son adecuadas.
En caso de que el LOPA Ratio sea < 1, entonces el RRF (Factor de Reducción de Riesgo) establece el
número de capas de protección necesarias para que la frecuencia el evento (IEF) se encuentro del
rango TEF.
En el Anexo 7, se incluye el Reporte de Resultados del LOPA.
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II.4 ANÁLISIS DE FRECUENCIAS.
El árbol de fallas es una herramienta empleada para el análisis de cómo pueden llegar a ocurrir y de las
posibles interrelaciones entre los eventos. Se trata de un proceso deductivo que permite determinar cómo
puede tener lugar un suceso en particular apoyando en la cuantificación de los riesgos involucrados.
El árbol de fallas descompone un accidente en sus elementos contribuyentes, ya sean éstos, fallas
humanas o de equipos del proceso y sucesos externos, principalmente. El resultado es una
representación lógica en la que aparecen cadenas de sucesos capaces de generar un suceso culminante
que ocupa la cúspide del árbol.
De manera sistemática y lógica se representan las combinaciones de las situaciones que pueden dar
lugar a la producción del "evento a evitar", conformando niveles sucesivos de tal manera que cada suceso
esté generado a partir de sucesos del nivel inferior, siendo el nexo de unión entre niveles la existencia de
"operadores o puertas lógicas (OR y AND)".
El árbol se desarrolla en sus distintas ramas hasta alcanzar una serie de "sucesos básicos", denominados
así porque no precisan de otros anteriores a ellos para ser explicados. También alguna rama puede
terminar por alcanzar un "suceso no desarrollado" en otros, sea por falta de información o por la poca
utilidad de analizar las causas que lo producen.
La metodología empleada consiste en representar cada interrelación con un símbolo del álgebra de
Boole.
Si para la ocurrencia de un evento se requiere que dos o más condiciones se cumplan simultáneamente,
utilizamos el símbolo “AND” y si para la ocurrencia sólo se requiere que una de dos o más condiciones se
cumpla, usamos la compuerta “OR”. Multiplicando y/o sumando todas las probabilidades de los eventos
contribuyentes unidos mediante una misma compuerta “AND” o “OR”, se obtiene la probabilidad del
evento del siguiente nivel jerárquico.
En este caso de analizar los modos y efectos de fallas del gasoducto, se utilizan modelos de fallas de
componentes y se analizan sus efectos potenciales a partir de parámetros disponibles en información
bibliográfica especializada, para cada tipo de fallas.
El árbol de fallas es un diagrama lógico que muestra las interrelaciones entre el evento no deseado en
un sistema (efecto) y las razones para el evento (causas). Las razones pueden ser condiciones
ambientales o eventos normales que se espera que ocurran en la vida del sistema y fallas de
componentes específicos. Así, un árbol de fallas construido coherentemente muestra las diferentes
combinaciones de fallas y otros eventos los cuales pueden guiar a un evento no deseado.
Probabilidad de ocurrencia
Para determinar la probabilidad de falla de las desviaciones identificadas en el HAZOP de mayor
riesgo, se procedió a tomarlas directamente de fuentes bibliográficas tales como Lees' Loss Prevention
in the Process Industries: Hazard Identification, Assessment and Control (3 Volumes), 4th Edition.
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Tabla 11 Probabilidades de falla de desviaciones.
Nodo Desviación Causas Frecuencia
determinada
2 Presión Alta 1. PCV-1500 A/B funciona mal abierta 1X10-3
5 Nivel Bajo 1. LV-0200 funciona mal al abrir 6X10-2
6 Nivel Bajo 1. LV-0400 A funciona mal abierta 6X10-2
2. LV-0400 B funciona mal abierta 6X10-2
7 Sin Flujo/Flujo
Bajo
1. Tamiz de cama V- 401/402 tapado 3.3X10-3
2. Filtro F-403 A/B tapado 3.3X10-3
3. Válvulas en línea manuales del filtroinadvertidamente cerradas
1X10-3
4. SP-0600 A enchufado o válvula deaislamiento inadvertidamente cerrada
1.5X10-1
5. PV-0602 falla al cerrar 2X10-3
9 Flujo Alto 1. LV-0602 falla al abrir 6X10-2
28 Fuga/LOC 1. Falla de la manguera 1X10-3 5
Tabla 12 Valor de probabilidad de ocurrencia de fallas.
Frecuencia Descripción Valor
10-1 Muy Probable 0.1
10-2 Probable 0.01
10-3 Medianamente Probable 0.001
10-4 Improbable 0.0001
10-5 Muy Improbable 0.00001
FUENTE: Health and Safety Briefing No 26a Sept.2004 .
The Institution of Electrical Engineers
5 Tomado directamente de referencia bibliográfica: J. M. Storch de Gracia. T. García Martín. Seguridad Industrial en Plantas Químicas y Energéticas: Fundamentos, Evaluación de Riesgos y Diseño. Editorial: Díaz de Santos, 2008
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En base a los resultados del HAZOP considerando las desviaciones de mayor riesgo con
repercusiones al medio ambiente, se propusieron los escenarios de riesgo para determinar los radios
de afectación y realizar el análisis de consecuencias, lo anterior, en base al criterio de experto y
experiencia del equipo evaluador.
A continuación, se indican los escenarios de riesgo:
Tabla 13 Descripción de escenarios.
No. Clave Descripción Nodo Nivel de Riesgo
Sistema Sustancia
involucrada
1 Esc1
Rotura de la línea de 2’’ D.N. del Sistema de Gas Combustible producto de la
sobrepresión (>3.5 MAWP6) causada por la falla de la PCV 1500A/B.
2. 101A 10 Sistema de Gas
Combustible Gas Natural (gaseoso)
2 Esc2
Falla del Recipiente V-201 producto de la sobrepresión generada por el paso directo
del gas natural hacia el Tanque de Expansión de Amina Rica (V-201) debido al bajo nivel en el Contactor de Amina. La falla ocurre en una tubería de accesorio
de 1’’ D.N.
5. 104 10
Tanque de Expansión de
Amina Rica (V-201)
Gas Natural (gaseoso)
3 Esc3
Rotura de la línea de gas combustible de 1.5’’ D.N. aguas debajo del Recipiente de Separación de Pesados (V-603) producto
de la falla abierta de la LV-0602.
9. 108 10 Licuefacción (Cold Box)
Gas Natural seco
(gaseoso)
4 Esc4
Fuga de Gas Natural Licuado en el área de carga de GNL en Semirremolques a causa de la falla de la manguera de 3’’
por movimiento indebido del Semirremolque.
28 6
Carga de Iso contenedores
en Semirremolques
Gas Natural Licuado
5 Esc5
Fuga de Gas Natural Licuado en el área de dispensarios de Semirremolques a
causa de la falla de la manguera de 1 ½’’ por movimiento indebido del
Semirremolque.
28 6 Suministro a
dispensarios de Semirremolques
Gas Natural Licuado
6 Esc6
Fuga de Gas Natural Licuado en el área de carga de GNL a Iso contenedores a
causa de la falla de la manguera de 1 ½’’ por movimiento indebido del Carrotanque.
28 6 Carga de
Carrotanques Gas Natural
Licuado
7 Esc7
Fuga de Gas Natural Licuado en el área de dispensarios de Locomotoras a causa
de la falla de la manguera de 3’’ por movimiento indebido de la máquina.
28 6 Suministro a
dispensarios de Locomotora
Gas Natural Licuado
Cabe mencionar, que de acuerdo a los resultados del HAZOP las desviaciones analizadas en los
Nodos 6 y 7, repercuten en las mismas consecuencias que el Nodo 5, por lo que el Escenario 2 es
representativo de todas esas fallas.
6 Máxima Presión de Trabajo Permitida.
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Índice
III. ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS.......................................................................................................... 2
III.1 ESCENARIOS DE SIMULACIÓN............................................................................................................... 2
III.1.1 Justificación de los modelos matemáticos para la simulación. .................................................... 2
III.1.2 Descripción de escenarios.......................................................................................................... 7
III.3 PLANOS DE LOS RESULTADOS DE SIMULACIÓN. .................................................................................. 17
III.4 ANÁLISIS DE VULNERABILIDAD. .......................................................................................................... 24
III.5 SISTEMAS DE SEGURIDAD Y MEDIDAS PARA ADMINISTRAR LOS ESCENARIOS DE RIESGO. ...................... 36
III.5.1 Sistemas de Seguridad ............................................................................................................ 36
III.5.2 Medidas Preventivas ................................................................................................................ 40
III.6 RECOMENDACIONES TÉCNICO OPERATIVAS ........................................................................................ 44
Índice de Tablas
Tabla 1 Efectos generados por radiación térmica. ........................................................................................ 4
Tabla 2 Efectos generados por ondas de sobrepresión ................................................................................ 5
Tabla 3 Parámetros a utilizar para la determinación de las Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento. ......... 6
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III. ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS.
III.1 ESCENARIOS DE SIMULACIÓN
III.1.1 Justificación de los modelos matemáticos para la simulación.
Por la naturaleza de las actividades que realiza la empresa, se tienen riesgos potenciales en todas las
secciones y componentes que constituyen el proyecto. En todo el sistema existen una serie de uniones,
accesorios y equipos que pueden llegar a fallar bajo determinadas circunstancias y dado que están
sometidas a presión interna positiva, en caso de fallas la emisión del gas natural a la atmósfera es
inmediata.
Una fuga procedente de las tuberías, equipos y accesorios, deriva en el traslado de una masa de gas a
través de la atmósfera en forma de una nube limitada geométricamente o de una pluma gaseosa, con un
punto de escape y una masa extendida en la dirección del viento y con la distribución de distintas
concentraciones en su interior.
Ambas formas de emisión, están sometidas a un grado creciente de dilución en el aire que hace que las
concentraciones en la nube o en la pluma vayan disminuyendo conforme transcurre el tiempo y se alejan
del punto de emisión. El grado de dilución depende de varios factores siendo los más relevantes la
cantidad de material emitida, la densidad de la nube de gas, la estabilidad de la atmósfera y la altura del
punto de emisión.
La evaluación de los riesgos a través de los escenarios más probables junto a la simulación de los
eventos máximos definidos con el software SCRI Fuego Versión 2.1, permite determinar las áreas
potencialmente vulnerables, de tal manera que se generen recomendaciones para evitar la ocurrencia del
evento o contar con la protección adecuada en caso de que este ocurra. Para las actividades de
operación y mantenimiento de las estaciones, se han identificado los escenarios de riesgo potencial, los
cuales involucran eventos por incendio que a su vez podrían desencadenar una explosión.
Modelación de Explosiones (Sobrepresión).
Para realizar las simulaciones de los efectos por sobrepresiones en los escenarios definidos para el
presente estudio se utilizó el modelo SCRI Fuego en la versión 2.1, el cual es un conjunto de
herramientas, para simular en computadora; emisiones de contaminantes, fugas y derrames de productos
tóxicos y daños por nubes explosivas, para estimar escenarios de afectación de emisiones continuas o
instantáneas, bajo diversas condiciones meteorológicas, para estudios de riesgo e impacto ambiental,
diseño de plantas e instalaciones industriales y apoyar en la capacitación y entrenamiento de personal, en
el manejo de situaciones de emergencia.
Si partimos de la premisa que una explosión se caracteriza por la liberación repentina de energía que
produce un área momentánea de alta presión en el medio ambiente, entonces la emisión de energía y la
disipación de la energía hacia el medio ambiente debe ocurrir muy rápido a fin de que el evento sea
clasificado como explosión.
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El efecto de una explosión se debe a la disipación de la energía liberada y una gran parte de la energía
liberada se transforma en un incremento de presión en la atmósfera (sobrepresión explosiva).
Modelación de incendio.
Este modelo calcula y proporciona los radios de la zona en donde el fuego provoca quemaduras a
personas sin protección, dichos radios están dados en dos escalas que determinan quemaduras letales
para el radio que delimita los 9.5 kW/m2 y quemaduras de segundo grado para el radio que marca los 5
kW/m2 de radiación. El modelo trabaja con los siguientes parámetros de la sustancia simulada:
➢ Peso molecular,
➢ Gravedad específica,
➢ Temperatura,
➢ Área del incendio.
El modelo asume que la velocidad del viento es insuficiente, como para mantener un área circular de
fuego y que las personas expuestas no están protegidas completamente contra los efectos de la radiación
térmica por el uso de cualquier ropa.
Límites para definición de las áreas de riesgo y amortiguamiento.
Para poder definir los límites con los que se establecen los escenarios y las zonas de seguridad en el
entorno de los mismos, se utilizan los criterios dados por la Dirección General de Materiales, Residuos y
Actividades riesgosas del Instituto Nacional de Ecología.
Para el caso de la radiación térmica y las sobrepresiones se cuenta con los siguientes valores definidos
por la ASEA.
Inflamabilidad (radiación térmica).
▪ Zona de alto riesgo por daño a equipos: 37 kW/m2 (kilowatt por metro cuadrado) a 12.5 kW/m2.
▪ Zona de alto riesgo: 5 kW/m2,
▪ Zona de bajo riesgo (amortiguamiento): 1.4 kW/m2.
Explosividad (sobrepresión).
▪ Zona de alto riesgo por daño a equipos: 10 psi (Libras por pulgada cuadrada) a 3 psi.
▪ Zona de alto riesgo: 1 psi,
▪ Zona de bajo riesgo (amortiguamiento): 0.5 psi.
Una evaluación del riesgo sólo queda completa si se conocen las consecuencias de un accidente por muy
eventual que sea. Por este motivo, la última etapa de una evaluación de riesgo consiste en analizar las
consecuencias de un accidente potencial importante en la Planta de GNL y su efecto en las
inmediaciones de la instalación y en el medio ambiente.
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El análisis de consecuencias busca determinar la magnitud de las consecuencias de un incidente
peligroso, esto es, un acontecimiento que por lo general ocurre sin advertencia, durante un periodo corto y
con efectos potencialmente serios en personas y propiedades.
En la práctica, el análisis de consecuencias atiende los siguientes factores:
▪ Término de la fuente,
▪ Dispersión,
▪ Efecto.
Factores de mitigación.
Término de la fuente. Es la evaluación de las características de la liberación peligrosa inicial, y es la base
sobre la cual se construye el resto de la secuencia del análisis.
Dispersión. Los modelos de dispersión se aplican a escenarios de liberaciones al aire y se clasifican en
términos de la diferencia en densidad entre el material liberado y la atmósfera.
Fuego y explosión. Se hace énfasis en peligros provenientes de liberaciones que causan radiación
térmica e impactos de presión para poder estimar los efectos de éstos en personas y materiales.
Factores de mitigación. Estos modelos analizan datos para sistemas de aislamiento, barreras,
procedimientos de evacuación y acciones evasivas durante accidentes.
Los efectos de los incendios sobre las personas son quemaduras de piel por exposición a las radiaciones
térmicas. La gravedad de las quemaduras depende de la intensidad del calor y del tiempo de exposición.
La radiación térmica es inversamente proporcional al cuadrado de la distancia de la fuente. En general, la
piel resiste una energía térmica de 10 kW/m2 durante aproximadamente 5 segundos y de 30 kW/m2
durante sólo 0.4 segundos antes de que sienta dolor.
Para evaluar los efectos en un incendio, se tomarán como base los datos indicados en la siguiente tabla:
Tabla 1 Efectos generados por radiación térmica.
Intensidad de Radiación (kW/m2)
Daño producido por radiación térmica
37.5 Suficiente para causar daño a equipo de procedimiento.
25 Energía mínima requerida para prender la madera por exposición prolongada.
12.5 Energía mínima requerida para la ignición piloteada de madera, fundición de tubería de plástico.
9.5 El umbral del dolor se alcanza después de 8 segundos; quemaduras de segundo grado después de 20 segundos.
4 Suficiente para causar dolor al personal si éste no puede protegerse en 20 segundos, sin embargo, es factible la formación de ampollas en la piel (quemaduras de segundo grado), 0 fatalidad.
1.39 No causará incomodidad durante la exposición prolongada.
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Formación de ondas de sobrepresión.
Para eventos de explosión, las zonas de alto riesgo y de amortiguamiento se evaluaron considerando
los siguientes valores de sobrepresión:
✓ Sobrepresión 1 lb/in2 (0.07 kg/cm2), la cual es definida por SEMARNAT como Zona de Alto
Riesgo, y la literatura indica que puede causar destrucción parcial de casas y daños reparables
a edificios, provocando el 1% de ruptura de tímpanos y el 1% de heridas serias por proyectiles
que existirán por la demolición de casas, las cuales se vuelven inhabitables,
✓ Sobrepresión 0.5 lb/in2 (0.035 kg/cm2), la cual es definida por SEMARNAT como Zona de
Amortiguamiento, y la literatura indica que se tendrán rupturas del 10% en ventanas grandes
de vidrio y pequeñas normalmente estrelladas con algún daño a algunos techos con una
probabilidad de 95% de que no ocurren daños serios.
Tabla 2 Efectos generados por ondas de sobrepresión
Sobrepresión Máxima
(psi) Daño producido por ondas de sobrepresión en explosión
0.03 Ruptura ocasional de ventanas de vidrio grandes que estén bajo tensión.
0.1 Ruptura de ventanas pequeñas que se encuentran bajo tensión.
0.15 Presión típica de ruptura del vidrio.
0.3 “Distancia segura” (probabilidad de 0.95 que no ocurran daños serios a partir de este valor): límite de proyectiles; daños a techos de casas; ruptura del 10% de ventanas con vidrios.
0.4 Daño estructural menor limitado.
0.7 Daño menor a estructuras de casas.
1 Demolición parcial de casas, se vuelven inhabitables.
1 – 2 Destrucción de asbesto corrugado; en las divisiones de acero corrugado aluminio, los tornillos fallan y después se tuercen; los tornillos de paneles de madera fallan; los paneles son destruidos.
1.3 El armazón de acero de edificios revestimientos se deforma.
2 Colapso parcial de techos y paredes.
2 – 3 Cuarteadora de paredes de concreto o bloques de ladrillo no reforzados.
2.3 Límite inferior de daño estructural serio.
2.5 50% de destrucción de la mampostería en casas.
3 – 4 Demolición de edificios son armazones o con paneles de acero; ruptura de tanques de almacenamiento de petróleo.
4 Ruptura del revestimiento de edificios industriales ligeros.
5 Los postes de madera se rompen súbitamente; prensas hidráulicas altas (40 000 lb) en edificios son ligeramente dañadas.
5 – 7 Destrucción casi completa de casas.
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Sobrepresión Máxima
(psi) Daño producido por ondas de sobrepresión en explosión
7 – 8 Paneles de ladrillo de 8 -12 in de espesor no reforzados fallan por corte o flexión.
9 Demolición total de vagones de ferrocarril cargados.
10 Probable destrucción total de edificios; desplazamiento y fuerte daño a maquinaria pesada (7 000 lb), la maquinaria muy pesada (12 000 lb) sobrevive.
300 Formación de cráter.
Para definir y justificar las Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento para el Análisis de Riesgo a
determinar, se utilizaron los siguientes parámetros:
Tabla 3 Parámetros a utilizar para la determinación de las Zonas de Alto Riesgo y
Amortiguamiento.
Zona de Alto Riesgo por daño a equipos
Zona de Alto Riesgo Zona de
Amortiguamiento
Toxicidad (Concentración)
-- IDLH (ppm) TLV (8 h, TWA) o TLV (15 min, STEL) (ppm)
Inflamabilidad (Radiación térmica)
Rango de 12.5 kW/m2 a 37.5 kW/m2
5.0 kW/m2 1.4 kW/m2
Explosividad (Sobrepresión)
Rango de 3 psi a 10 lb/in2
1.0 psi (0.070 kg/cm2)
0.5 psi (0.035 kg/cm2)
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III.1.2 Descripción de escenarios.
Escenario No. 1.
Descripción: Rotura de la línea de 2’’ D.N. del Sistema de Gas Combustible producto de la sobrepresión (>3.5 MAWP1) causada por la falla de la PCV 1500A/B.
Consideraciones operativas Condiciones ambientales (promedio):
Ubicación: Sistema de Gas Combustible
Temperatura ambiente:
25°C*
Presión de trabajo: 50 psig (344.74 kPa)
Velocidad del viento: 5.4 km/h (1.5 m/s)*
Temperatura interna del gas:
25°C Precipitación: 386 mm mensuales*
Diámetro considerado para simulación:
2’’ (0.0508 m) Altitud: 221 msnm
Humedad relativa: 50%*
* Tomada de la Estación Climatológica: 26139 Hermosillo de la CONAGUA.
Consideraciones para simulaciones: ▪ Para el presente Escenario se considera la simulación de un Jet Fire y Explosión no Confinada por
la acumulación de gas natural.▪ La falla abierta de la PCV provoca el incremento de la presión en la tubería aguas abajo, hasta
llegar a la máxima presión de trabajo (>3.5) ocasionando la ruptura de la línea de 2’’ D.N. al 100%.▪ El incremento de 3.5 veces la MAWP es de 175 psig.▪ La tasa de emisión de masa fugada es de: 3.91 kg/s (ver cálculo en página siguiente).▪ Para la formación del Jet Fire y Explosión no Confinada se considera una fuente de ignición,
generada por electricidad estática en las instalaciones.▪ La nube explosiva que entra en contacto con una fuente de ignición a los 180 segundos de haberse
formado, tiene una masa de: 703.8 kg (ver cálculo en página siguiente).
Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 2’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.
Caso Hipotético 2: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 2’’, forma una nube explosiva que a los 180 segundos entra en contacto con una fuente de ignición, desencadenando una explosión no confinada.
RESULTADOS
JET FIRE EXPLOSIÓN NO CONFINADA
Zona de Alto Riesgo (5 kW/m2):
22.12 m Zona de Alto Riesgo
(1 psi): 164.23 m
Zona de Amortiguamiento
(1.4 kW/m2): 40.71 m
Zona de Amortiguamiento
(0.5 psi): 279.16 m
En el Anexo 8, se incluyen los resultados de las Simulaciones con el Software SCRI.
1 Máxima Presión de Trabajo Permitida.
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Cálculo de la tasa de emisión de masa de Gas Natural:
De acuerdo a la literatura "Risk Management Program Guidance For Offsite Consequence Analysis"
(U.S. EPA publication EPA-550-B-99-009, April 1999.), la fórmula aplicable para el cálculo de la tasa
de emisión de fuga por la rotura de tuberías para conducción de gas, es la siguiente:
ṁ = 𝐴ℎ√𝛾𝑃0𝜌 (
2
𝛾 + 1)
(𝛾+1𝛾−1)
Dónde:
ṁ = Tasa de emisión de Fuga de Gas Natural (kg/s)
𝑨𝒉= Área de la fuga (m2)
𝜸 = Razón de calores específicos (adimensional)
𝑷𝟎 = Presión del gas en la tubería (Pa)
𝝆 = Densidad del gas a condiciones base (kg/m3)
Valores para el cálculo:
ṁ = ¿?
𝑨𝒉= 0.00202 m2
𝜸 = 1.31
𝑷𝟎 = 1 206 kPa
𝝆 = 6.97 kg/m3
Sustitución de valores:
ṁ = 0.00202 √(1.31)(1206000)(6.97) (2
1.31 + 1)
(1.31+11.31−1)
Resultado:
ṁ = 3.91 𝑘𝑔
𝑠
Cálculo de la masa de la nube explosiva en los 180 segundos:
𝑚 = ṁ𝑡 ➔ 𝑚 = (3.91 𝑘𝑔
𝑠) (180 𝑠) = 703.8 𝑘𝑔
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
Municipio de Hermosillo, Sonora.
III
Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 9 de 46
Escenario No. 2.
Descripción: Falla del Recipiente V-201 producto de la sobrepresión generada por el paso directo del gas natural hacia el Tanque de Expansión de Amina Rica (V-201) debido al bajo nivel en el Contactor de Amina. La falla ocurre en una tubería de accesorio de 1’’ D.N..
Consideraciones operativas Condiciones ambientales (promedio):
Ubicación:
Tanque de Expansión de Amina Rica (V-201)
Temperatura ambiente:
25°C*
Presión de trabajo: 50 psig (344.74 kPa)
Velocidad del viento: 5.4 km/h (1.5 m/s)*
Temperatura interna del gas:
25°C Precipitación: 386 mm mensuales*
Diámetro considerado para simulación:
1’’ (0.0254 m) Altitud: 221 msnm
Humedad relativa: 50%*
* Tomada de la Estación Climatológica: 26139 Hermosillo de la CONAGUA.
Consideraciones para simulaciones: ▪ Para el presente Escenario se considera la simulación de un Jet Fire y Explosión no Confinada por
la acumulación de gas natural.▪ La falla abierta de la LV provoca el incremento de la presión en el tanque de expansión, hasta llegar
a la máxima presión de trabajo (>3.5) ocasionando la ruptura del mismo por una tubería deaccesorio de 1’’ D.N.
▪ El incremento de 3.5 veces la MAWP es de 175 psig.▪ La tasa de emisión de masa fugada es de: 0.98 kg/s (ver cálculo en página siguiente).▪ Para la formación del Jet Fire y Explosión no Confinada se considera una fuente de ignición,
generada por electricidad estática en las instalaciones.▪ La nube explosiva que entra en contacto con una fuente de ignición a los 180 segundos de haberse
formado, tiene una masa de: 176.4 kg (ver cálculo en página siguiente).
Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 1’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.
Caso Hipotético 2: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 1’’, forma una nube explosiva que a los 180 segundos entra en contacto con una fuente de ignición, desencadenando una explosión no confinada.
RESULTADOS
JET FIRE EXPLOSIÓN NO CONFINADA
Zona de Alto Riesgo (5 kW/m2):
11.38 m Zona de Alto Riesgo
(1 psi): 103.54 m
Zona de Amortiguamiento
(1.4 kW/m2): 20.98 m
Zona de Amortiguamiento
(0.5 psi): 176.01 m
En el Anexo 8, se incluyen los resultados de las Simulaciones con el Software SCRI.
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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Cálculo de la tasa de emisión de masa de Gas Natural:
De acuerdo a la literatura "Risk Management Program Guidance For Offsite Consequence Analysis"
(U.S. EPA publication EPA-550-B-99-009, April 1999.), la fórmula aplicable para el cálculo de la tasa
de emisión de fuga por la rotura de tuberías para conducción de gas, es la siguiente:
ṁ = 𝐴ℎ√𝛾𝑃0𝜌 (
2
𝛾 + 1)
(𝛾+1𝛾−1)
Dónde:
ṁ = Tasa de emisión de Fuga de Gas Natural (kg/s)
𝑨𝒉= Área de la fuga (m2)
𝜸 = Razón de calores específicos (adimensional)
𝑷𝟎 = Presión del gas en la tubería (Pa)
𝝆 = Densidad del gas a condiciones base (kg/m3)
Valores para el cálculo:
ṁ = ¿?
𝑨𝒉= 0.000506 m2
𝜸 = 1.31
𝑷𝟎 = 1 206 kPa
𝝆 = 6.97 kg/m3
Sustitución de valores:
ṁ = 0.000508 √(1.31)(1206000)(6.97) (2
1.31 + 1)
(1.31+11.31−1)
Resultado:
ṁ = 0.98 𝑘𝑔
𝑠
Cálculo de la masa de la nube explosiva en los 180 segundos:
𝑚 = ṁ𝑡 ➔ 𝑚 = (0.98 𝑘𝑔
𝑠) (180 𝑠) = 176.4 𝑘𝑔
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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Escenario No. 3.
Descripción: Rotura de la línea de gas combustible de 1.5’’ D.N. aguas debajo del Recipiente de Separación de Pesados (V-603) producto de la falla abierta de la LV-0602.
Consideraciones operativas Condiciones ambientales (promedio):
Ubicación: Cold Box Temperatura
ambiente: 25°C*
Presión de trabajo: 1 050 psig (7 239 kPa)
Velocidad del viento: 5.4 km/h (1.5 m/s)*
Temperatura interna del gas:
25°C Precipitación: 386 mm mensuales*
Diámetro considerado para simulación:
1.5’’ (0.0508 m) Altitud: 221 msnm
Humedad relativa: 50%*
* Tomada de la Estación Climatológica: 26139 Hermosillo de la CONAGUA.
Consideraciones para simulaciones: ▪ Para el presente Escenario se considera la simulación de un Jet Fire y Explosión no Confinada por
la acumulación de gas natural.▪ La falla abierta de la LV provoca el incremento de la presión en la tubería aguas abajo del
Recipiente V-603, provocando la rotura diametral al 100% de la línea de 1.5’’▪ La tasa de emisión de masa fugada es de: 13.27 kg/s (ver cálculo en página siguiente).▪ Para la formación del Jet Fire y Explosión no Confinada se considera una fuente de ignición,
generada por electricidad estática en las instalaciones.▪ La nube explosiva que entra en contacto con una fuente de ignición a los 180 segundos de haberse
formado, tiene una masa de: 2 514.6 kg (ver cálculo en página siguiente).
Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 1.5’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.
Caso Hipotético 2: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 1.5’’, forma una nube explosiva que a los 180 segundos entra en contacto con una fuente de ignición, desencadenando una explosión no confinada.
RESULTADOS
JET FIRE EXPLOSIÓN NO CONFINADA
Zona de Alto Riesgo (5 kW/m2):
39.73 m Zona de Alto Riesgo
(1 psi): 251.06 m
Zona de Amortiguamiento
(1.4 kW/m2): 73.06 m
Zona de Amortiguamiento
(0.5 psi): 426.77 m
En el Anexo 8, se incluyen los resultados de las Simulaciones con el Software SCRI.
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Cálculo de la tasa de emisión de masa de Gas Natural:
De acuerdo a la literatura "Risk Management Program Guidance For Offsite Consequence Analysis"
(U.S. EPA publication EPA-550-B-99-009, April 1999.), la fórmula aplicable para el cálculo de la tasa
de emisión de fuga por la rotura de tuberías para conducción de gas, es la siguiente:
ṁ = 𝐴ℎ√𝛾𝑃0𝜌 (
2
𝛾 + 1)
(𝛾+1𝛾−1)
Dónde:
ṁ = Tasa de emisión de Fuga de Gas Natural (kg/s)
𝑨𝒉= Área de la fuga (m2)
𝜸 = Razón de calores específicos (adimensional)
𝑷𝟎 = Presión del gas en la tubería (Pa)
𝝆 = Densidad del gas a condiciones base (kg/m3)
Valores para el cálculo:
ṁ = ¿?
𝑨𝒉= 0.00114 m2
𝜸 = 1.31
𝑷𝟎 = 7 239 kPa
𝝆 = 41.83 kg/m3
Sustitución de valores:
ṁ = 0.00114 √(1.31)(7239000)(41.83) (2
1.31 + 1)
(1.31+11.31−1)
Resultado:
ṁ = 13.27 𝑘𝑔
𝑠
Cálculo de la masa de la nube explosiva en los 180 segundos:
𝑚 = ṁ𝑡 ➔ 𝑚 = (13.27 𝑘𝑔
𝑠) (180 𝑠) = 2 514.6 𝑘𝑔
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Escenario No. 4.
Descripción: Fuga de Gas Natural Licuado en el área de carga de GNL en Semirremolques a causa de la falla de la manguera de 3’’ por movimiento indebido del Semirremolque.
Consideraciones operativas Condiciones ambientales (promedio):
Ubicación: Área de Carga de GNL
Temperatura ambiente:
25°C*
Presión de trabajo: 72.54 psig (500.14 kPa)
Velocidad del viento: 5.4 km/h (1.5 m/s)*
Temperatura interna del gas:
-160°C Precipitación: 386 mm mensuales*
Flujo volumétrico: 250 GPM Altitud: 221 msnm
Humedad relativa: 50%*
* Tomada de la Estación Climatológica: 26139 Hermosillo de la CONAGUA.
Consideraciones para simulaciones: ▪ Para el presente Escenario se considera solo la simulación de un incendio de los vapores
generados en el derrame de GNL en el momento, ya que el gas natural líquido es muy volátil por loque es baja la probabilidad de formación de una nube explosiva.
▪ El flujo volumétrico de la fuga por la falla en la manguera es de: 250 GPM, equivalente a 56.78m3/hora.
▪ Dada la volatilidad del Gas Natural Licuado (GNL) solo se considera el incendio del 10% de latotalidad de derrame, por lo que el flujo volumétrico simulado corresponde a 0.00157 m3/s.
▪ Para la formación del charco de fuego se considera una fuente de ignición, generada porelectricidad estática en las instalaciones.
Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la falla diametral (rotura al 100%) de la manguera de 3’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.
RESULTADOS
CHARCO DE FUEGO EXPLOSIÓN NO CONFINADA
Zona de Alto Riesgo (5 kW/m2):
275.81 m Zona de Alto Riesgo
(1 psi): No aplica
Zona de Amortiguamiento
(1.4 kW/m2): 514.82 m
Zona de Amortiguamiento
(0.5 psi): No aplica
En el Anexo 7, se incluyen los resultados de las Simulaciones con el Software SCRI.
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Escenario No. 5.
Descripción: Fuga de Gas Natural Licuado en el área de dispensarios de Semirremolques a causa de la falla de la manguera de 1 ½’’ por movimiento indebido del Semirremolque.
Consideraciones operativas Condiciones ambientales (promedio):
Ubicación: Área de Carga de GNL
Temperatura ambiente:
25°C*
Presión de trabajo: 72.54 psig (500.14 kPa)
Velocidad del viento: 5.4 km/h (1.5 m/s)*
Temperatura interna del gas:
-160°C Precipitación: 386 mm mensuales*
Flujo volumétrico: 250 GPM Altitud: 221 msnm
Humedad relativa: 50%*
* Tomada de la Estación Climatológica: 26139 Hermosillo de la CONAGUA.
Consideraciones para simulaciones: ▪ Para el presente Escenario se considera solo la simulación de un incendio de los vapores
generados en el derrame de GNL en el momento, ya que el gas natural líquido es muy volátil por loque es baja la probabilidad de formación de una nube explosiva.
▪ El flujo volumétrico de la fuga por la falla en la manguera es de: 50 GPM, equivalente a 11.36m3/hora.
▪ Dada la volatilidad del Gas Natural Licuado (GNL) solo se considera el incendio del 10% de latotalidad de derrame, por lo que el flujo volumétrico simulado corresponde a 0.000315 m3/s.
▪ Para la formación del charco de fuego se considera una fuente de ignición, generada porelectricidad estática en las instalaciones.
Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la falla diametral (rotura al 100%) de la manguera de 1 ½’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.
RESULTADOS
CHARCO DE FUEGO EXPLOSIÓN NO CONFINADA
Zona de Alto Riesgo (5 kW/m2):
126.32 m Zona de Alto Riesgo
(1 psi): No aplica
Zona de Amortiguamiento
(1.4 kW/m2): 237.88 m
Zona de Amortiguamiento
(0.5 psi): No aplica
En el Anexo 7, se incluyen los resultados de las Simulaciones con el Software SCRI.
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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Escenario No. 6.
Descripción: Fuga de Gas Natural Licuado en el área de carga de GNL a Iso contenedores a causa de la falla de la manguera de 1 ½’’ por movimiento indebido del Carrotanque.
Consideraciones operativas Condiciones ambientales (promedio):
Ubicación: Área de Carga de GNL
Temperatura ambiente:
25°C*
Presión de trabajo: 72.54 psig (500.14 kPa)
Velocidad del viento: 5.4 km/h (1.5 m/s)*
Temperatura interna del gas:
-160°C Precipitación: 386 mm mensuales*
Flujo volumétrico: 250 GPM Altitud: 221 msnm
Humedad relativa: 50%*
* Tomada de la Estación Climatológica: 26139 Hermosillo de la CONAGUA.
Consideraciones para simulaciones: ▪ Para el presente Escenario se considera solo la simulación de un incendio de los vapores
generados en el derrame de GNL en el momento, ya que el gas natural líquido es muy volátil por loque es baja la probabilidad de formación de una nube explosiva.
▪ El flujo volumétrico de la fuga por la falla en la manguera es de: 250 GPM, equivalente a 56.78m3/hora.
▪ Dada la volatilidad del Gas Natural Licuado (GNL) solo se considera el incendio del 10% de latotalidad de derrame, por lo que el flujo volumétrico simulado corresponde a 0.00157 m3/s.
▪ Para la formación del charco de fuego se considera una fuente de ignición, generada porelectricidad estática en las instalaciones.
Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la falla diametral (rotura al 100%) de la manguera de 3’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.
RESULTADOS
CHARCO DE FUEGO EXPLOSIÓN NO CONFINADA
Zona de Alto Riesgo (5 kW/m2):
275.81 m Zona de Alto Riesgo
(1 psi): No aplica
Zona de Amortiguamiento
(1.4 kW/m2): 514.82 m
Zona de Amortiguamiento
(0.5 psi): No aplica
En el Anexo 7, se incluyen los resultados de las Simulaciones con el Software SCRI.
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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Escenario No. 7.
Descripción: Fuga de Gas Natural Licuado en el área de dispensarios de Locomotoras a causa de la falla de la manguera de 3’’ por movimiento indebido de la máquina.
Consideraciones operativas Condiciones ambientales (promedio):
Ubicación: Área de Carga de GNL
Temperatura ambiente:
25°C*
Presión de trabajo: 72.54 psig (500.14 kPa)
Velocidad del viento: 5.4 km/h (1.5 m/s)*
Temperatura interna del gas:
-160°C Precipitación: 386 mm mensuales*
Flujo volumétrico: 250 GPM Altitud: 221 msnm
Humedad relativa: 50%*
* Tomada de la Estación Climatológica: 26139 Hermosillo de la CONAGUA.
Consideraciones para simulaciones: ▪ Para el presente Escenario se considera solo la simulación de un incendio de los vapores
generados en el derrame de GNL en el momento, ya que el gas natural líquido es muy volátil por loque es baja la probabilidad de formación de una nube explosiva.
▪ El flujo volumétrico de la fuga por la falla en la manguera es de: 50 GPM, equivalente a 11.36m3/hora.
▪ Dada la volatilidad del Gas Natural Licuado (GNL) solo se considera el incendio del 10% de latotalidad de derrame, por lo que el flujo volumétrico simulado corresponde a 0.000315 m3/s.
▪ Para la formación del charco de fuego se considera una fuente de ignición, generada porelectricidad estática en las instalaciones.
Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la falla diametral (rotura al 100%) de la manguera de 1 ½’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.
RESULTADOS
CHARCO DE FUEGO EXPLOSIÓN NO CONFINADA
Zona de Alto Riesgo (5 kW/m2):
126.32 m Zona de Alto Riesgo
(1 psi): No aplica
Zona de Amortiguamiento
(1.4 kW/m2): 237.88 m
Zona de Amortiguamiento
(0.5 psi): No aplica
En el Anexo 7, se incluyen los resultados de las Simulaciones con el Software SCRI.
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
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Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 17 de 46
UBICACIÓN DEL PROYECTO, ART 113 FRACCIÓN I DE LA LGTAIP Y 110 FRACCIÓN I DE LA LFTAIP
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
Municipio de Hermosillo, Sonora.
III
Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 18 de 46
UBICACIÓN DEL PROYECTO, ART 113 FRACCIÓN I DE LA LGTAIP Y 110 FRACCIÓN I DE LA LFTAIP
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
Municipio de Hermosillo, Sonora.
III
Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 19 de 46
UBICACIÓN DEL PROYECTO, ART 113 FRACCIÓN I DE LA LGTAIP Y 110 FRACCIÓN I DE LA LFTAIP
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
Municipio de Hermosillo, Sonora.
III
Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 20 de 46
UBICACIÓN DEL PROYECTO, ART 113 FRACCIÓN I DE LA LGTAIP Y 110 FRACCIÓN I DE LA LFTAIP
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
Municipio de Hermosillo, Sonora.
III
Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 21 de 46
UBICACIÓN DEL PROYECTO, ART 113 FRACCIÓN I DE LA LGTAIP Y 110 FRACCIÓN I DE LA LFTAIP
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
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Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 22 de 46
UBICACIÓN DEL PROYECTO, ART 113 FRACCIÓN I DE LA LGTAIP Y 110 FRACCIÓN I DE LA LFTAIP
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 23 de 46
UBICACIÓN DEL PROYECTO, ART 113 FRACCIÓN I DE LA LGTAIP Y 110 FRACCIÓN I DE LA LFTAIP
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III.4 ANÁLISIS DE VULNERABILIDAD.
Dentro del área de influencia de la Planta de GNL, existen instalaciones que por sus características,
pueden ser susceptibles de afectación en caso de presentarse una situación de riesgo de las
características planteadas en los escenarios propuestos lo cual, dependiendo de las características de
dichas instalaciones, pueden agravar la situación de emergencia que se pueda presentar la operación
del proyecto, por lo que se debe hacer un análisis de interacciones, y con base en ello, implementar
las medidas preventivas y acciones a correctivas a seguir para minimizar la probabilidad de presencia
de un evento indeseable.
Cabe mencionar que, la Planta de GNL se localiza en el municipio de Hermosillo, Son., al oriente de la
cabecera municipal dentro de una zona donde predomina vegetación natural pero que de acuerdo a
las zonificaciones del Plan de Desarrollo Urbano de Hermosillo, el área se encuentra catalogada como
crecimiento Industrial a futuro, por lo cual dentro del área de influencia del proyecto existen algunas
instalaciones industriales que pueden ser afectados en caso de presentarse una situación de
emergencia relacionada con la operación normal de la Planta.
A continuación, se indica el análisis de interacciones correspondiente a cada uno de los escenarios
planteados en el presente Estudio de Riesgo:
ESCENARIO 1.
RADIACIÓN EN INFRAESTRUCTURA
De acuerdo a los resultados de la simulación realizada, la Zona de Alto Riesgo (ZAR) por la formación
de un Chorro de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 602.44 kW/m2 en el sistema
de Gas Combustible (SGC) que es donde ocurre la fuga de gas natural hasta alcanzar 5 kW/m2 a una
distancia de 22.12 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura existente que corresponde al
propio sistema de gas combustible y deshidratación de la planta de Licuefacción son inevitables, en
donde de acuerdo a los niveles de radiación alcanzados se espera la destrucción total de equipos
(tuberías, válvulas, tanques y filtros principalmente) en un radio no mayor a 8 m, además de la
destrucción y colapso de las estructuras de acero existentes, ya que la máxima radiación que puede
soportar el acero es de 40 kW/m2, lo anterior sería un daño significativo si se considera que en el radio
de 8 m se localizará los sistemas principales de la Planta de Licuefacción, los cuales sufrirán los
efectos directos de la radiación térmica generada por el Chorro de Fuego y en su caso, se generarán
más fugas de combustible lo cual repercutirá en un efecto dominó que incrementará los niveles de
radiación y por ende los límites de la ZAR, sobrepasando por mucho los límites de la Planta de GNL.
Posterior a los 8 m desde la formación del Chorro de Fuego en el Sistema de Gas Combustible, los
niveles de radiación tienden a bajar considerablemente hasta llegar a 11 m que es donde se alcanzan
los 10 kW/m2, en esta zona solo se causarán daños a las instalaciones o instrumentación conformadas
por acero delgado, tales como instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo de presión
térmica, indicadores de presión, temperatura y medidores de flujo, principalmente).
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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III
Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 25 de 46
Posterior a los 11 m y hasta llegar a los 22.12 m que es donde se alcanza el límite de la ZAR que
equivale a 5 kW/m2, no se causará ningún tipo de afectación a la infraestructura existente que
corresponde principalmente a la Planta de Amina.
La Zona de Amortiguamiento (ZA) para Radiación se encuentra a partir de los 5 kW/m2 a una distancia
de 22.12 m hasta alcanzar valores de radiación de 1.4 kW/m2 a una distancia de 40.71 m; para esta
zona no se esperan daños de ningún tipo en la infraestructura mecánica, eléctrica o civil de la Planta
de GNL ni en la población aledaña.
RADIACIÓN EN PERSONAS
El daño esperado en los operadores de la Planta de GNL dentro de las Zonas de Riesgo por incendio,
es el 100% de mortalidad si se exponen a la radiación térmica por más de un minuto a menos de 8 m
de distancia del Chorro de fuego, posterior a los 8 m y hasta una distancia de 10 m solo se esperan
lesiones significativas en las personas si se exponen a la radiación en 10 segundos (a esta distancia la
radiación equivale a 25 kW/m2).
Posterior a los 10 m y hasta una distancia de 13 m donde la radiación equivale a 12 kW/m2 las
afectaciones en el Personal que se encuentre laborando en la Planta de GNL, radicarán
principalmente en que éstos presentarán quemaduras de primer grado si se exponen a la radiación en
un tiempo prolongado de 10 segundos.
A partir de los 13 m y hasta una distancia de 20 m donde la radiación equivale a 4 kW/m2, es suficiente
para causar dolor si la exposición es mayor de 20 segundos y se presentarán quemaduras de primer
grado aunque es improbable la formación de ampollas, hasta este nivel es que se pueden causar
afectaciones a las personas, ya que a partir de los 20 m la radiación tiende a bajar significativamente y
las personas pueden soportar la radiación con la vestimenta adecuada (vestimenta de civil) y por
tiempos prolongados, aunque se recomienda que todas las personas se localicen o resguarden como
medida de protección a una distancia de 43 m donde la radiación será menos de 1 kW/m2, nivel de
radiación máxima que se alcanza en un día soleado y que no causa efectos significativos en la piel
siempre y cuando se cuente con vestimenta.
SOBREPRESIÓN EN INFRAESTRUCTURA Y/O PERSONAS
Para el caso de la formación de una atmósfera explosiva que entra en contacto con una fuente de
ignición desencadenando una explosión no confinada, la ZAR tiene valores que van desde 10 000 psi
en el punto donde se genera la explosión en el área del Sistema de Gas Combustible hasta un valor
de 10 psi a una distancia de 30 m donde se espera la destrucción de la infraestructura existente que
en este caso corresponde a todo el sistema de gas combustible, Planta de Amina, almacenamiento de
refrigerantes y compresores (principal y secundario), además de posibles fatalidades en personas
expuestas directamente a las ondas de sobrepresión.
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Posterior a los 30 m y hasta una distancia de 50 m donde los valores de sobrepresión son de 5 psi, la
presión es suficiente para causar la destrucción casi completa de casas, por lo que su afectación
principal sería al Cold Box de la Planta de Licuefacción, así como a las vialidades de la Planta,
mientras que en las personas solo se estaría en un rango de 1 al 90% de rotura de tímpanos en
personas expuestas directamente a la explosión, sin causar mortalidades en las mismas.
Después de los 50 m y hasta una distancia de 164.23 m donde la presión equivale a 1 psi, los daños
en la infraestructura industrial aún siguen siendo significativos, ya que se causarán daños ligeros en
estructuras de acero, así como el colapso parcial de techos y muros por lo que los cuartos de control y
edificios administrativos tienden a ser inhabitables por los daños generados. En el caso de las
personas los daños esperados son, lesiones leves a serias debido a laceraciones de la piel por
pedazos volantes de vidrio y otros misiles, ya que la sobrepresión en sí, no causará afectaciones en
personas.
Después de los 164.23 m y hasta la Zona de Amortiguamiento que equivale a 0.5 psi a una distancia
de 279.16 m, solo se causarán daños menores en estructuras civiles como, malformaciones menores
en marcos de puertas y ventanas, en esta zona y a partir de los 0.5 psi, no existen daños en personas
ni en la infraestructura civil o mecánica de zonas industriales o habitacionales.
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ESCENARIO 2.
RADIACIÓN EN INFRAESTRUCTURA
De acuerdo a los resultados de la simulación realizada, la Zona de Alto Riesgo (ZAR) por la formación
de un Chorro de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 151 kW/m2 en la Planta de
Amina que es donde ocurre la fuga de gas natural por la rotura del tanque hasta alcanzar 5 kW/m2 a
una distancia de 11.38 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura existente que corresponde
a la Planta de Amina únicamente son inevitables, en donde de acuerdo a los niveles de radiación
alcanzados se espera la destrucción total de equipos (tuberías, válvulas y tanques, principalmente) en
un radio no mayor a 3 m, además de la destrucción y colapso de las estructuras de acero existentes,
ya que la máxima radiación que puede soportar el acero es de 40 kW/m2, lo anterior sería un daño
significativo si se considera que en el radio de 3 m se localizará el sistema de regeneración de amina y
el tanque de almacenamiento, los cuales sufrirán los efectos directos de la radiación térmica generada
por el Chorro de Fuego y en su caso, se generarán más fugas de combustible lo cual repercutirá en un
efecto dominó que incrementará los niveles de radiación y por ende los límites de la ZAR,
sobrepasando por mucho los límites de la Planta de GNL.
Posterior a los 3 m desde la formación del Chorro de Fuego en la Planta de Amina, los niveles de
radiación tienden a bajar considerablemente hasta llegar a 8 m que es donde se alcanzan los 10
kW/m2, en esta zona solo se causarán daños a las instalaciones o instrumentación conformadas por
acero delgado, tales como instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo de presión
térmica, indicadores de presión, temperatura y medidores de flujo, principalmente).
Posterior a los 8 m y hasta llegar a los 11.38 m que es donde se alcanza el límite de la ZAR que
equivale a 5 kW/m2, no se causará ningún tipo de afectación a la infraestructura existente.
La Zona de Amortiguamiento (ZA) para Radiación se encuentra a partir de los 5 kW/m2 a una distancia
de 11.38 m hasta alcanzar valores de radiación de 1.4 kW/m2 a una distancia de 20.98 m; para esta
zona no se esperan daños de ningún tipo en la infraestructura mecánica, eléctrica o civil de la Planta
de GNL ni en la población aledaña.
RADIACIÓN EN PERSONAS
El daño esperado en los operadores de la Planta de GNL dentro de las Zonas de Riesgo por incendio,
es el 100% de mortalidad si se exponen a la radiación térmica por más de un minuto a menos de 3 m
de distancia del Chorro de fuego, posterior a los 3 m y hasta una distancia de 5 m solo se esperan
lesiones significativas en las personas si se exponen a la radiación en 10 segundos (a esta distancia la
radiación equivale a 25 kW/m2).
Posterior a los 5 m y hasta una distancia de 8 m donde la radiación equivale a 12 kW/m2 las
afectaciones en el Personal que se encuentre laborando en la Planta de GNL, radicarán
principalmente en que éstos presentarán quemaduras de primer grado si se exponen a la radiación en
un tiempo prolongado de 10 segundos.
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A partir de los 8 m y hasta una distancia de 10 m donde la radiación equivale a 4 kW/m2, es suficiente
para causar dolor si la exposición es mayor de 20 segundos y se presentarán quemaduras de primer
grado aunque es improbable la formación de ampollas, hasta este nivel es que se pueden causar
afectaciones a las personas, ya que a partir de los 10 m la radiación tiende a bajar significativamente y
las personas pueden soportar la radiación con la vestimenta adecuada (vestimenta de civil) y por
tiempos prolongados, aunque se recomienda que todas las personas se localicen o resguarden como
medida de protección a una distancia de 22 m donde la radiación será menos de 1 kW/m2, nivel de
radiación máxima que se alcanza en un día soleado y que no causa efectos significativos en la piel
siempre y cuando se cuente con vestimenta.
SOBREPRESIÓN EN INFRAESTRUCTURA Y/O PERSONAS
Para el caso de la formación de una atmósfera explosiva que entra en contacto con una fuente de
ignición desencadenando una explosión no confinada, la ZAR tiene valores que van desde 10 000 psi
en el punto donde se genera la explosión en la Planta de Amina hasta un valor de 10 psi a una
distancia de 18 m donde se espera la destrucción de la infraestructura existente que en este caso
corresponde a la Planta de Amina, principalmente, además de posibles fatalidades en personas
expuestas directamente a las ondas de sobrepresión.
Posterior a los 18 m y hasta una distancia de 30 m donde los valores de sobrepresión son de 5 psi, la
presión es suficiente para causar la destrucción casi completa de casas, por lo que su afectación
principal sería al sistema de filtración/deshidratación de la Planta de Licuefacción, así como a las
vialidades de la Planta, mientras que en las personas solo se estaría en un rango de 1 al 90% de
rotura de tímpanos en personas expuestas directamente a la explosión, sin causar mortalidades en las
mismas.
Después de los 30 m y hasta una distancia de 103.54 m donde la presión equivale a 1 psi, los daños
en la infraestructura industrial aún siguen siendo significativos, ya que se causarán daños ligeros en
estructuras de acero, así como el colapso parcial de techos y muros por lo que los cuartos de control y
edificios administrativos tienden a ser inhabitables por los daños generados. En el caso de las
personas los daños esperados son, lesiones leves a serias debido a laceraciones de la piel por
pedazos volantes de vidrio y otros misiles, ya que la sobrepresión en sí, no causará afectaciones en
personas.
Después de los 103.54 m y hasta la Zona de Amortiguamiento que equivale a 0.5 psi a una distancia
de 176.01 m, solo se causarán daños menores en estructuras civiles como, malformaciones menores
en marcos de puertas y ventanas, en esta zona y a partir de los 0.5 psi, no existen daños en personas
ni en la infraestructura civil o mecánica de zonas industriales o habitacionales.
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ESCENARIO 3.
RADIACIÓN EN INFRAESTRUCTURA
De acuerdo a los resultados de la simulación realizada, la Zona de Alto Riesgo (ZAR) por la formación
de un Chorro de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 2 044.61 kW/m2 en el área
donde se encuentra la Cold Box que es donde ocurre la fuga de gas natural por la rotura de la tubería
hasta alcanzar 5 kW/m2 a una distancia de 39.73 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura
existente que corresponde a la Cold Box son inevitables, en donde de acuerdo a los niveles de
radiación alcanzados se espera la destrucción total de equipos (intercambiadores de calor, tuberías,
válvulas y tanques, principalmente) en un radio no mayor a 11 m, además de la destrucción y colapso
de las estructuras de acero existentes, ya que la máxima radiación que puede soportar el acero es de
40 kW/m2, lo anterior sería un daño significativo si se considera que en el radio de 11 m se localizará
el sistema de compresores de gases refrigerantes y las cajas frías, los cuales sufrirán los efectos
directos de la radiación térmica generada por el Chorro de Fuego y en su caso, se generarán más
fugas de combustible lo cual repercutirá en un efecto dominó que incrementará los niveles de
radiación y por ende los límites de la ZAR, sobrepasando por mucho los límites de la Planta de GNL.
Posterior a los 11 m desde la formación del Chorro de Fuego, los niveles de radiación tienden a bajar
considerablemente hasta llegar a 25 m que es donde se alcanzan los 10 kW/m2, en esta zona solo se
causarán daños a las instalaciones o instrumentación conformadas por acero delgado, tales como
instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo de presión térmica, indicadores de presión,
temperatura y medidores de flujo, principalmente).
Posterior a los 25 m y hasta llegar a los 39.73 m que es donde se alcanza el límite de la ZAR que
equivale a 5 kW/m2, no se causará ningún tipo de afectación a la infraestructura existente.
La Zona de Amortiguamiento (ZA) para Radiación se encuentra a partir de los 5 kW/m2 a una distancia
de 39.73 m hasta alcanzar valores de radiación de 1.4 kW/m2 a una distancia de 73.06 m; para esta
zona no se esperan daños de ningún tipo en la infraestructura mecánica, eléctrica o civil de la Planta
de GNL ni en la población aledaña.
RADIACIÓN EN PERSONAS
El daño esperado en los operadores de la Planta de GNL dentro de las Zonas de Riesgo por incendio,
es el 100% de mortalidad si se exponen a la radiación térmica por más de un minuto a menos de 11 m
de distancia del Chorro de fuego, posterior a los 11 m y hasta una distancia de 15 m solo se esperan
lesiones significativas en las personas si se exponen a la radiación en 10 segundos (a esta distancia la
radiación equivale a 25 kW/m2).
Posterior a los 15 m y hasta una distancia de 25 m donde la radiación equivale a 12 kW/m2 las
afectaciones en el Personal que se encuentre laborando en la Planta de GNL, radicarán
principalmente en que éstos presentarán quemaduras de primer grado si se exponen a la radiación en
un tiempo prolongado de 10 segundos.
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
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A partir de los 25 m y hasta una distancia de 40 m donde la radiación equivale a 4 kW/m2, es suficiente
para causar dolor si la exposición es mayor de 20 segundos y se presentarán quemaduras de primer
grado aunque es improbable la formación de ampollas, hasta este nivel es que se pueden causar
afectaciones a las personas, ya que a partir de los 40 m la radiación tiende a bajar significativamente y
las personas pueden soportar la radiación con la vestimenta adecuada (vestimenta de civil) y por
tiempos prolongados, aunque se recomienda que todas las personas se localicen o resguarden como
medida de protección a una distancia de 75 m donde la radiación será menos de 1 kW/m2, nivel de
radiación máxima que se alcanza en un día soleado y que no causa efectos significativos en la piel
siempre y cuando se cuente con vestimenta.
SOBREPRESIÓN EN INFRAESTRUCTURA Y/O PERSONAS
Para el caso de la formación de una atmósfera explosiva que entra en contacto con una fuente de
ignición desencadenando una explosión no confinada, la ZAR tiene valores que van desde 10 000 psi
en el punto donde se genera la explosión en el área de la Cold Box hasta un valor de 10 psi a una
distancia de 50 m donde se espera la destrucción de la infraestructura existente que en este caso
corresponde a la totalidad de la Planta de Licuefacción y los tanques de almacenamiento de GNL,
principalmente, además de posibles fatalidades en personas expuestas directamente a las ondas de
sobrepresión.
Posterior a los 50 m y hasta una distancia de 80 m donde los valores de sobrepresión son de 5 psi, la
presión es suficiente para causar la destrucción casi completa de casas, por lo que su afectación
principal sería además del sistema de Licuefacción y las áreas de almacenamiento, a los edificios
administrativos, almacenes y cuartos de control, así como a las vialidades de la Planta, mientras que
en las personas solo se estaría en un rango de 1 al 90% de rotura de tímpanos en personas expuestas
directamente a la explosión, sin causar mortalidades en las mismas.
Después de los 80 m y hasta una distancia de 251.06 m donde la presión equivale a 1 psi, los daños
en la infraestructura industrial aún siguen siendo significativos, ya que se causarán daños ligeros en
estructuras de acero, así como el colapso parcial de techos y muros por lo que los cuartos de control y
edificios administrativos tienden a ser inhabitables por los daños generados. En el caso de las
personas los daños esperados son, lesiones leves a serias debido a laceraciones de la piel por
pedazos volantes de vidrio y otros misiles, ya que la sobrepresión en sí, no causará afectaciones en
personas.
Después de los 251.06 m y hasta la Zona de Amortiguamiento que equivale a 0.5 psi a una distancia
de 426.77 m, solo se causarán daños menores en estructuras civiles como, malformaciones menores
en marcos de puertas y ventanas, en esta zona y a partir de los 0.5 psi, no existen daños en personas
ni en la infraestructura civil o mecánica de zonas industriales o habitacionales.
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
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ESCENARIO 4.
RADIACIÓN EN INFRAESTRUCTURA
De acuerdo a los resultados de la simulación realizada, la Zona de Alto Riesgo (ZAR) por la formación
de un Charco de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 138.18 kW/m2 en área de
carga de GNL que es donde ocurre la fuga de gas natural hasta alcanzar 5 kW/m2 a una distancia de
275.18 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura existente que corresponde a las áreas de
carga, sistemas de bombeo e infraestructura de transporte son inevitables, en donde de acuerdo a los
niveles de radiación alcanzados se espera la destrucción total de equipos (tuberías, válvulas, tanques
y bombas principalmente) en un radio no mayor a 80 m, además de la destrucción y colapso de las
estructuras de acero existentes, ya que la máxima radiación que puede soportar el acero es de 40
kW/m2, lo anterior sería un daño significativo si se considera que en el radio de 80 m se localizará los
sistemas principales de las áreas de almacenamiento y carga de GNL, los cuales sufrirán los efectos
directos de la radiación térmica generada por el charco de Fuego y en su caso, se generarán más
fugas de combustible lo cual repercutirá en un efecto dominó que incrementará los niveles de
radiación y por ende los límites de la ZAR.
Posterior a los 8 m desde la formación del Charco de Fuego en el Sistema de Gas Combustible, los
niveles de radiación tienden a bajar considerablemente hasta llegar a 150 m que es donde se
alcanzan los 10 kW/m2, en esta zona solo se causarán daños a las instalaciones o instrumentación
conformadas por acero delgado, tales como instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo
de presión térmica, indicadores de presión, temperatura y medidores de flujo, principalmente).
Posterior a los 150 m y hasta llegar a los 275.18 m que es donde se alcanza el límite de la ZAR que
equivale a 5 kW/m2, no se causará ningún tipo de afectación a la infraestructura existente que
corresponde a las áreas aledañas del predio donde se localizará el proyecto.
La Zona de Amortiguamiento (ZA) para Radiación se encuentra a partir de los 5 kW/m2 a una distancia
de 275.18 m hasta alcanzar valores de radiación de 1.4 kW/m2 a una distancia de 514.82 m; para esta
zona no se esperan daños de ningún tipo en la infraestructura mecánica, eléctrica o civil de las
instalaciones aledañas a la infraestructura de almacenamiento de GNL.
RADIACIÓN EN PERSONAS
El daño esperado en los operadores del proyecto de almacenamiento y distribución de GNL dentro de
las Zonas de Riesgo por incendio, es el 100% de mortalidad si se exponen a la radiación térmica por
más de un minuto a menos de 80 m de distancia del Charco de fuego, posterior a los 80 m y hasta una
distancia de 100 m solo se esperan lesiones significativas en las personas si se exponen a la radiación
en 100 segundos (a esta distancia la radiación equivale a 25 kW/m2).
Posterior a los 100 m y hasta una distancia de 150 m donde la radiación equivale a 12 kW/m2 las
afectaciones en el personal que se encuentre laborando en el proyecto de GNL, radicarán
principalmente en que éstos presentarán quemaduras de primer grado si se exponen a la radiación en
un tiempo prolongado de 10 segundos.
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
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A partir de los 150 m y hasta una distancia de 300 m donde la radiación equivale a 4 kW/m2, es
suficiente para causar dolor si la exposición es mayor de 20 segundos y se presentarán quemaduras
de primer grado aunque es improbable la formación de ampollas, hasta este nivel es que se pueden
causar afectaciones a las personas, ya que a partir de los 300 m la radiación tiende a bajar
significativamente y las personas pueden soportar la radiación con la vestimenta adecuada
(vestimenta de civil) y por tiempos prolongados, aunque se recomienda que todas las personas se
localicen o resguarden como medida de protección a una distancia de 516 m donde la radiación será
menos de 1 kW/m2, nivel de radiación máxima que se alcanza en un día soleado y que no causa
efectos significativos en la piel siempre y cuando se cuente con vestimenta.
ESCENARIO 5.
RADIACIÓN EN INFRAESTRUCTURA
De acuerdo a los resultados de la simulación realizada, la Zona de Alto Riesgo (ZAR) por la formación
de un Charco de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 85.79 kW/m2 en área de
carga de GNL que es donde ocurre la fuga de gas natural hasta alcanzar 5 kW/m2 a una distancia de
126.32 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura existente que corresponde a las áreas de
carga, sistemas de bombeo e infraestructura de transporte son inevitables, en donde de acuerdo a los
niveles de radiación alcanzados se espera la destrucción total de equipos (tuberías, válvulas, tanques
y bombas principalmente) en un radio no mayor a 30 m, además de la destrucción y colapso de las
estructuras de acero existentes, ya que la máxima radiación que puede soportar el acero es de 40
kW/m2, lo anterior sería un daño significativo si se considera que en el radio de 30 m se localizará los
sistemas principales de las áreas de almacenamiento y carga de GNL, los cuales sufrirán los efectos
directos de la radiación térmica generada por el charco de Fuego y en su caso, se generarán más
fugas de combustible lo cual repercutirá en un efecto dominó que incrementará los niveles de
radiación y por ende los límites de la ZAR.
Posterior a los 30 m desde la formación del Charco de Fuego en el Sistema de Gas Combustible, los
niveles de radiación tienden a bajar considerablemente hasta llegar a 80 m que es donde se alcanzan
los 10 kW/m2, en esta zona solo se causarán daños a las instalaciones o instrumentación conformadas
por acero delgado, tales como instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo de presión
térmica, indicadores de presión, temperatura y medidores de flujo, principalmente).
Posterior a los 80 m y hasta llegar a los 126.32 m que es donde se alcanza el límite de la ZAR que
equivale a 5 kW/m2, no se causará ningún tipo de afectación a la infraestructura existente que
corresponde a las áreas aledañas del predio donde se localizará el proyecto.
La Zona de Amortiguamiento (ZA) para Radiación se encuentra a partir de los 5 kW/m2 a una distancia
de 126.32 m hasta alcanzar valores de radiación de 1.4 kW/m2 a una distancia de 237.88 m; para esta
zona no se esperan daños de ningún tipo en la infraestructura mecánica, eléctrica o civil de las
instalaciones aledañas a la infraestructura de almacenamiento de GNL.
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
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RADIACIÓN EN PERSONAS
El daño esperado en los operadores del proyecto de almacenamiento y distribución de GNL dentro de
las Zonas de Riesgo por incendio, es el 100% de mortalidad si se exponen a la radiación térmica por
más de un minuto a menos de 30 m de distancia del Charco de fuego, posterior a los 30 m y hasta una
distancia de 50 m solo se esperan lesiones significativas en las personas si se exponen a la radiación
en 50 segundos (a esta distancia la radiación equivale a 25 kW/m2).
Posterior a los 50 m y hasta una distancia de 80 m donde la radiación equivale a 12 kW/m2 las
afectaciones en el personal que se encuentre laborando en el proyecto de GNL, radicarán
principalmente en que éstos presentarán quemaduras de primer grado si se exponen a la radiación en
un tiempo prolongado de 10 segundos.
A partir de los 80 m y hasta una distancia de 110 m donde la radiación equivale a 4 kW/m2, es
suficiente para causar dolor si la exposición es mayor de 20 segundos y se presentarán quemaduras
de primer grado aunque es improbable la formación de ampollas, hasta este nivel es que se pueden
causar afectaciones a las personas, ya que a partir de los 110 m la radiación tiende a bajar
significativamente y las personas pueden soportar la radiación con la vestimenta adecuada
(vestimenta de civil) y por tiempos prolongados, aunque se recomienda que todas las personas se
localicen o resguarden como medida de protección a una distancia de 240 m donde la radiación será
menos de 1 kW/m2, nivel de radiación máxima que se alcanza en un día soleado y que no causa
efectos significativos en la piel siempre y cuando se cuente con vestimenta.
ESCENARIO 6.
RADIACIÓN EN INFRAESTRUCTURA
De acuerdo a los resultados de la simulación realizada, la Zona de Alto Riesgo (ZAR) por la formación
de un Charco de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 138.18 kW/m2 en área de
carga de GNL que es donde ocurre la fuga de gas natural hasta alcanzar 5 kW/m2 a una distancia de
275.18 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura existente que corresponde a las áreas de
carga, sistemas de bombeo e infraestructura de transporte son inevitables, en donde de acuerdo a los
niveles de radiación alcanzados se espera la destrucción total de equipos (tuberías, válvulas, tanques
y bombas principalmente) en un radio no mayor a 80 m, además de la destrucción y colapso de las
estructuras de acero existentes, ya que la máxima radiación que puede soportar el acero es de 40
kW/m2, lo anterior sería un daño significativo si se considera que en el radio de 80 m se localizará los
sistemas principales de las áreas de almacenamiento y carga de GNL, los cuales sufrirán los efectos
directos de la radiación térmica generada por el charco de Fuego y en su caso, se generarán más
fugas de combustible lo cual repercutirá en un efecto dominó que incrementará los niveles de
radiación y por ende los límites de la ZAR.
Posterior a los 8 m desde la formación del Charco de Fuego en el Sistema de Gas Combustible, los
niveles de radiación tienden a bajar considerablemente hasta llegar a 150 m que es donde se
alcanzan los 10 kW/m2, en esta zona solo se causarán daños a las instalaciones o instrumentación
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
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conformadas por acero delgado, tales como instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo
de presión térmica, indicadores de presión, temperatura y medidores de flujo, principalmente).
Posterior a los 150 m y hasta llegar a los 275.18 m que es donde se alcanza el límite de la ZAR que
equivale a 5 kW/m2, no se causará ningún tipo de afectación a la infraestructura existente que
corresponde a las áreas aledañas del predio donde se localizará el proyecto.
La Zona de Amortiguamiento (ZA) para Radiación se encuentra a partir de los 5 kW/m2 a una distancia
de 275.18 m hasta alcanzar valores de radiación de 1.4 kW/m2 a una distancia de 514.82 m; para esta
zona no se esperan daños de ningún tipo en la infraestructura mecánica, eléctrica o civil de las
instalaciones aledañas a la infraestructura de almacenamiento de GNL.
RADIACIÓN EN PERSONAS
El daño esperado en los operadores del proyecto de almacenamiento y distribución de GNL dentro de
las Zonas de Riesgo por incendio, es el 100% de mortalidad si se exponen a la radiación térmica por
más de un minuto a menos de 80 m de distancia del Charco de fuego, posterior a los 80 m y hasta una
distancia de 100 m solo se esperan lesiones significativas en las personas si se exponen a la radiación
en 100 segundos (a esta distancia la radiación equivale a 25 kW/m2).
Posterior a los 100 m y hasta una distancia de 150 m donde la radiación equivale a 12 kW/m2 las
afectaciones en el personal que se encuentre laborando en el proyecto de GNL, radicarán
principalmente en que éstos presentarán quemaduras de primer grado si se exponen a la radiación en
un tiempo prolongado de 10 segundos.
A partir de los 150 m y hasta una distancia de 300 m donde la radiación equivale a 4 kW/m2, es
suficiente para causar dolor si la exposición es mayor de 20 segundos y se presentarán quemaduras
de primer grado aunque es improbable la formación de ampollas, hasta este nivel es que se pueden
causar afectaciones a las personas, ya que a partir de los 300 m la radiación tiende a bajar
significativamente y las personas pueden soportar la radiación con la vestimenta adecuada
(vestimenta de civil) y por tiempos prolongados, aunque se recomienda que todas las personas se
localicen o resguarden como medida de protección a una distancia de 516 m donde la radiación será
menos de 1 kW/m2, nivel de radiación máxima que se alcanza en un día soleado y que no causa
efectos significativos en la piel siempre y cuando se cuente con vestimenta.
ESCENARIO 7.
RADIACIÓN EN INFRAESTRUCTURA
De acuerdo a los resultados de la simulación realizada, la Zona de Alto Riesgo (ZAR) por la formación
de un Charco de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 85.79 kW/m2 en área de
carga de GNL que es donde ocurre la fuga de gas natural hasta alcanzar 5 kW/m2 a una distancia de
126.32 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura existente que corresponde a las áreas de
carga, sistemas de bombeo e infraestructura de transporte son inevitables, en donde de acuerdo a los
niveles de radiación alcanzados se espera la destrucción total de equipos (tuberías, válvulas, tanques
y bombas principalmente) en un radio no mayor a 30 m, además de la destrucción y colapso de las
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
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Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 35 de 46
estructuras de acero existentes, ya que la máxima radiación que puede soportar el acero es de 40
kW/m2, lo anterior sería un daño significativo si se considera que en el radio de 30 m se localizará los
sistemas principales de las áreas de almacenamiento y carga de GNL, los cuales sufrirán los efectos
directos de la radiación térmica generada por el charco de Fuego y en su caso, se generarán más
fugas de combustible lo cual repercutirá en un efecto dominó que incrementará los niveles de
radiación y por ende los límites de la ZAR.
Posterior a los 30 m desde la formación del Charco de Fuego en el Sistema de Gas Combustible, los
niveles de radiación tienden a bajar considerablemente hasta llegar a 80 m que es donde se alcanzan
los 10 kW/m2, en esta zona solo se causarán daños a las instalaciones o instrumentación conformadas
por acero delgado, tales como instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo de presión
térmica, indicadores de presión, temperatura y medidores de flujo, principalmente).
Posterior a los 80 m y hasta llegar a los 126.32 m que es donde se alcanza el límite de la ZAR que
equivale a 5 kW/m2, no se causará ningún tipo de afectación a la infraestructura existente que
corresponde a las áreas aledañas del predio donde se localizará el proyecto.
La Zona de Amortiguamiento (ZA) para Radiación se encuentra a partir de los 5 kW/m2 a una distancia
de 126.32 m hasta alcanzar valores de radiación de 1.4 kW/m2 a una distancia de 237.88 m; para esta
zona no se esperan daños de ningún tipo en la infraestructura mecánica, eléctrica o civil de las
instalaciones aledañas a la infraestructura de almacenamiento de GNL.
RADIACIÓN EN PERSONAS
El daño esperado en los operadores del proyecto de almacenamiento y distribución de GNL dentro de
las Zonas de Riesgo por incendio, es el 100% de mortalidad si se exponen a la radiación térmica por
más de un minuto a menos de 30 m de distancia del Charco de fuego, posterior a los 30 m y hasta una
distancia de 50 m solo se esperan lesiones significativas en las personas si se exponen a la radiación
en 50 segundos (a esta distancia la radiación equivale a 25 kW/m2).
Posterior a los 50 m y hasta una distancia de 80 m donde la radiación equivale a 12 kW/m2 las
afectaciones en el personal que se encuentre laborando en el proyecto de GNL, radicarán
principalmente en que éstos presentarán quemaduras de primer grado si se exponen a la radiación en
un tiempo prolongado de 10 segundos.
A partir de los 80 m y hasta una distancia de 110 m donde la radiación equivale a 4 kW/m2, es
suficiente para causar dolor si la exposición es mayor de 20 segundos y se presentarán quemaduras
de primer grado aunque es improbable la formación de ampollas, hasta este nivel es que se pueden
causar afectaciones a las personas, ya que a partir de los 110 m la radiación tiende a bajar
significativamente y las personas pueden soportar la radiación con la vestimenta adecuada
(vestimenta de civil) y por tiempos prolongados, aunque se recomienda que todas las personas se
localicen o resguarden como medida de protección a una distancia de 240 m donde la radiación será
menos de 1 kW/m2, nivel de radiación máxima que se alcanza en un día soleado y que no causa
efectos significativos en la piel siempre y cuando se cuente con vestimenta.
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III.5 SISTEMAS DE SEGURIDAD Y MEDIDAS PARA ADMINISTRAR LOS ESCENARIOS DE
RIESGO.
III.5.1 Sistemas de Seguridad
A) SISTEMAS DE SEGURIDAD FÍSICA
Para la seguridad física de la planta se construyó una barda perimetral alrededor de la planta, la cual
tiene una altura de cuando menos 3 metros con concertina en su parte superior.
De igual manera en su puerta de acceso principal se construyó una exclusa para tener doble control
en el acceso a la planta, en este acceso se tiene personal de seguridad privada para el control del
mismo.
De igual manera se cuenta con los servicios de personal profesional para protección y resguardo de
las instalaciones.
Adicionalmente se cuenta con un sistema de circuito cerrado de televisión, integrado por cámaras
distribuidas estratégicamente en toda la planta.
B) SISTEMAS DE SEGURIDAD OPERATIVA
Para la seguridad operativa del proceso se cuenta con la instrumentación necesaria la cual permita
operar dentro de los parámetros establecidos (presión, nivel, temperatura, flujo, presión diferencial),
sin caer en situaciones que pongan en riesgo el proceso, las instalaciones, al personal y al medio
ambiente.
C) CONTROL DE INVENTARIOS
Para el control de inventarios, se cuenta con un sistema de administración operativa de la planta, el
cual interactuará con todos los sistemas de medición y control operativo, obteniendo a través de ellos
la información necesaria para determinar la conciliación entre las entradas, salidas, e inventarios.
El monitoreo operativo de la planta también se ejecuta a través de este sistema, desplegando gráficos
y transmitiendo la información en tiempo real en estaciones de trabajo que están instaladas en un
cuarto de control y otra en campo.
Para el control de inventarios de la planta se instalaron trenes de medición, mediante los cuales se
totalizará el volumen del gas a licuar.
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D) SISTEMA CONTRA INCENDIOS.
La red de agua contra incendio está integrada por sistemas de diluvio de agua y espuma, sistemas de
rociadores, monitores, hidrantes-monitor y gabinetes con manguera. La tubería está diseñada para la
protección de los equipos indicados en el alcance de este documento.
El agua contra incendio debe ser obtenida a través de una fuente natural fiable y será contenida en un
tanque de almacenamiento.
La fuente de abastecimiento debe garantizar el volumen de agua requerido, para dar atención al riesgo
mayor, por 2 horas ininterrumpidas.
D.1 Sistema de Aspersión.
Los sistemas de aspersión que se requieren para enfriamiento de tanques de almacenamiento serán
accionados por válvulas de diluvio los cuales se deben localizar fuera del dique o sardinel de
contención para la protección del personal y en caso de ser necesario, accionarlas de manera manual
de forma segura.
El actuador de la válvula de diluvio se encuentra presurizado hidráulicamente, manteniendo cerrada la
válvula de diluvio. La presión del actuador podrá ser liberada de 3 maneras:
▪ Activación automática.
La activación automática se realizará por fuego confirmado (activación de dos detectores de fuego)
enviando señal al Tablero del SDGF, y este a su vez enviará la señal de apertura de la válvula
solenoide, de la válvula de diluvio correspondiente, permitiendo el paso del agua a la parte seca y se
realiza la aspersión de agua contra incendio a los equipos protegidos por el sistema de aspersión.
Cuando se presenta el flujo se detecta presión en la tubería de descarga de la válvula de diluvio
correspondiente, a través los interruptores de alta presión (PSH). Al recibir señal, el SDGF confirmará
la operación de la válvula de diluvio que se haya activado.
▪ Activación remota.
La activación remota se realizará cuando un detector de fuego envíe una señal de confirmación al
SDGF, en el desplegado grafico se verá el número del detector activado y la zona en la que se
encuentra y si no es confirmado por otro detector de fuego, el operador confirmara visualmente a
través las cámaras localizadas en el área afectada.
D.2 Sistema de Espuma.
La Planta de Gas Natural Licuado de Hermosillo, contará con un sistema de mitigación de fuego a
base de espuma para proteger las islas de llenaderas y bombas de carga.
El sistema de espuma estará conformado por un paquete tanque bladder (integrado por un tanque de
concentrado de espuma, proporcionador, tuberías, válvulas automáticas y accesorios), el cual será
conectado con la red de agua contra incendio y la red de espuma a través un proporcionador, que será
el encargado de realizar la mezcla de concentrado de espuma (media o alta expansión) con el agua
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contra incendio, para la generación de solución espumante suministrada a los sistemas de protección
contra incendios.
El paquete de espuma, seleccionado debe apegarse a las recomendaciones de acuerdo a la norma
NFPA 11. El tipo de concentrado adecuado para la protección contra incendio a base de espuma
deberá ser del tipo AFFF.
El actuador de la válvula de diluvio se encuentra presurizado hidráulicamente, manteniendo cerrada la
válvula de diluvio. La presión del actuador podrá ser liberada de 3 maneras:
Así mismo el paquete de espuma enviará solución espumante a los sistemas de rociadores por medio
diferentes proporcionadores hacia las válvulas de diluvio en el área de bombas de carga, así como a
monitores e hidrantes de espuma y en el área de llenaderas se tendrán monitores e hidrantes de
espuma como cilindros de polvo seco (PQS).
Para mayor detalle, Ver Anexo 10. Sistema vs Incendios.
E) SISTEMA DE DETECCIÓN DE GAS Y FUEGO.
El Sistema de Gas y Fuego (SDGF) deberá estar certificado para desempeñar funciones
instrumentadas de seguridad y debe cumplir con la IEC 61508: 2010.
El sistema de SG&F deberá cumplir con el nivel de integridad de seguridad (SIL) que deberá ser
definido durante el desarrollo del estudio de análisis de riesgo.
El SDGF, en conjunto con sus dispositivos de iniciación: Detectores de Fuego, Detectores de Gas
Combustible, Estaciones Manuales, Instrumentación de Sistemas de diluvio (Interruptores Presión,
Posición y Solenoides), Alarmas Audibles, Alarmas Visibles y Generador de Tonos, deberán de estar
diseñados para detectar, alarmar, mitigar o controlar eventos tales como fuego, explosión ó fugas,
evitando que dichos eventos escalen o se conviertan en catástrofes que tengan como consecuencias
pérdidas humanas, económicas, daños a las instalaciones y al medio ambiente de la Planta de Gas
Natural Licuado de Hermosillo.
El Sistema de Gas y Fuego (SDGF) y su operación, deben ser independientes del Sistema de Control
de Procesos (SCP) y el Sistema de Paro de Emergencia (SPE).
La comunicación entre el SDGF y el SPE debe ser unidireccional, desde el SDGF al SPE, del mismo
modo que la comunicación entre el SDGF y el sistema de Intercomunicación y Voceo.
El SDGF se debe comunicar vía módulos de interfaces de comunicación para realizar funciones de
supervisión y monitoreo del Sistema de Detección, Alarma y Supresión de Incendio.
Cuando exista una falla individual de cualquier componente del SDGF, éste no debe causar ninguna
acción de falla generalizada en el sistema.
Las salidas discretas del Sistema de Gas y fuego deben ser del tipo “energizar para activar”.
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Componentes básicos del Sistema de Gas y Fuego:
a) Unidad de procesamiento central (CPU).
b) Módulos de interfaces para comunicación.
c) Módulos de entrada/salida.
d) Módulos de alimentación de energía eléctrica.
e) Software.
f) Accesorios y cables de conexión (cables, zapatas, soportes, módulos auxiliares, barreras de
seguridad, entre otros).
g) Bastidor (base de interconexión) o buses de interconexión.
Nivel de integridad del SDGF
El Sistema de Gas y Fuego (SG&F) debe estar certificado para desempeñar funciones instrumentadas
de seguridad y cumplir con la IEC 61508: 2010, para sistemas de gas y fuego y para el nivel de
integridad de seguridad (SIL) requerido que deberá ser definido durante el estudio de análisis de
riesgo.
Componentes adicionales del SDGF:
a) Fuentes de alimentación eléctrica para elementos de campo.
b) Interfaz humano-máquina (HMI) integrada en la puerta del gabinete.
c) Unidad portátil de configuración (laptop).
d) Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI).
El SDGF estará localizado en el Cuarto de Gabinetes del Edificio Administrativo Operaciones de la
Planta de Gas Natural Licuado de Hermosillo.
La arquitectura del SDGF es tal que su operación será totalmente separada e independiente de
cualquier otro controlador o sistema, sin embargo, intercambiará información con otros sistemas con
fines de monitoreo y/o control, tales como:
▪ Sistema de Detección, Alarma y Supresión de Incendio en Edificios.
▪ Sistema de Paro por Emergencia (SPE).
Para mayor detalle, Ver Anexo 11. Sistema Gas y Fuego.
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III.5.2 Medidas Preventivas
En el caso de un incendio por fuga de gas, se tomarán en cuenta las siguientes indicaciones:
a) Fuga de gas natural a la atmósfera, sin incendio:
Si esto sucede a la intemperie, el gas natural se disipa fácilmente en las capas superiores de la
atmósfera; contrariamente, cuando queda atrapado en la parte inferior de techumbres se forman mezclas
explosivas con gran potencial para explotar, y explotarán violentamente al entrar en contacto con una
fuente de ignición.
• Verificar anticipadamente por medio de pruebas y Auditorias de Seguridad, que la integridad
mecánica-eléctrica de las instalaciones está en óptimas condiciones (diseño, construcción y
mantenimiento) de acuerdo a las especificaciones establecidas en normas para gasoductos que
incluya válvulas, conexiones y accesorios.
• Se instalarán detectores de mezclas explosivas, calor y humo con alarmas audibles y visuales.
b) Incendio por una fuga de gas natural:
En caso de incendio por fuga de gas natural, procede lo siguiente:
• Se activa el plan de emergencia, según la magnitud del evento,
• Aún sin incendio, asegurarse que el personal utilice el equipo de protección para combate de
incendios,
• Bloquear las válvulas que alimentan la fuga y proceder con los movimientos operacionales de
ataque a la emergencia, mientras tanto, serán enfriadas con agua las superficies de las
instalaciones expuestas al calor.
Aunado a lo anterior, el sistema para transporte de gas natural, contará con los siguientes dispositivos y
equipos para emergencias:
Cantidad Artículo Especificaciones
1 Medidor de temperatura ambiente, Graficador de temperatura,
1 Detector de gas (espacios cerrados), Exposímetro,
1 Medidor de energía, Milímetro digital,
1 Medidor de presión, Graficador de presión,
1 Detector de gas natural, Micro gas,
1 Medidor de mercaptano en sistema, Detección (odorizante),
1 Medidor de presión (digital), Manómetro digital,
1 Medidor de temperatura del gas, Block calibrador de
temperatura,
1 Medidor de presión, Graficador de presión,
1 Detector de fallas fushion bond (en
tubería de A.C.), SPY,
1 Calibrador de espesores, Positector UTG-ME,
1 Probador portátil para presión hidráulica, 0-3000 PSI,
1 Equipo de auto riego, Motor a gasolina de 15 HPS,
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Cantidad Artículo Especificaciones
2 Equipo abrebridas, Abrebridas,
Operación y Mantenimiento.
La empresa GNN cuenta con un programa anual de operación y mantenimiento, el cual está enfocado a
disminuir el riesgo de eventos que lleguen a impactar el ecosistema y dañar la integridad mecánica de la
instalación. A continuación, se indican las actividades de mantenimiento preventivo a realizar en el
sistema para transporte de gas natural:
Actividades de Mantenimiento Frecuencia
Mantenimiento instrumentación.
Calibración de manómetros en las estaciones de medición. Semestral
Mantenimiento eléctrico.
Levantamiento de potenciales del sistema. Mensual
Toma de resistividad del suelo donde se aloja el gasoducto. Anual
Medición de tierras físicas.
Mantenimiento mecánico.
Mantenimiento y prueba en registros de válvulas de seccionamiento y disparos del sistema.
Bimestral
Mantenimiento preventivo de los filtros. Semestral
Mantenimiento preventivo, calibración y ajuste a las válvulas reguladoras.
Anual
Mantenimiento preventivo, calibración y ajuste a las válvulas de seguridad.
Semestral Aplicación de recubrimiento en la interconexión.
Aplicación de recubrimiento en tuberías.
Aplicación de recubrimiento en los registros de seccionamiento.
Medición de espesores en instalaciones superficiales. Anual
Mantenimiento al equipo de motorización.
Servicios generales.
Limpieza y aseo general de las instalaciones del cuarto de interconexión.
Mensual Limpieza y aseo general de las instalaciones.
Limpieza y aseo general de las instalaciones de los registros de seccionamiento.
Limpieza y desazolve de la señalización tipo "4" y tipo "R". Trimestral
Aplicación de pintura a la señalización tipo "4" y tipo "R" en el
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Actividades de Mantenimiento Frecuencia
sistema.
Limpieza y desazolve de la franja de desarrollo del sistema. Cuatrimestral
Para todas y cada una de las actividades de operación y mantenimiento, se contará con evidencias de
su realización, tales como: órdenes de trabajo y registros de las actividades realizadas.
Verificación de Operación y Mantenimiento.
1. Procedimientos de Operación y Mantenimiento,
2. Señalamientos,
3. Registros de vigilancia y patrullaje,
4. Registros de inspección de los dispositivos de control de presión,
5. Mantenimiento de registros,
6. Registros de mantenimiento de válvulas,
7. Control de corrosión externa,
8. Registros de Inspección y mantenimiento a estación de regulación y medición,
9. Documentación histórica y evaluación de la ingeniería,
10. Programa y registros de capacitación y/o entrenamiento.
Verificación de Seguridad.
1. Plan Integral de Seguridad y Protección Civil,
2. Programa de Prevención de Accidentes y registros de simulacros,
3. Programa para la prevención de daños,
4. Programa de auxilio,
5. Programa de recuperación,
6. Educación al público,
7. Investigación de fallas,
8. Procedimientos de emergencias.
Así mismo, para la etapa de construcción e instalación de la Planta de GNL, se debe de contar con un
dictamen de inicio de operaciones o de construcción realizado por la Unidad Verificadora.
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Atención a Emergencias.
Para la atención a emergencias, la Promovente cuenta con procedimientos técnicos operativos,
mismos que se encuentran actualizados y serán aplicados por parte del personal al momento de
presentarse una situación de emergencia. Dichos procedimientos se indican a continuación:
▪ PO-OYM-OPE-09. Detección y localización de fugas.
▪ PO-OYM-OPE-10. Clasificación de fugas de gas Natural.
▪ PO-OYM-MANTTO-04. Medición de resistividad del suelo.
▪ PO-OYM-MANTTO-05. Toma de potencial entre tubería y suelo.
▪ PO-OYM-MANTTO-06. Revisión de aislamiento eléctrico en camisas.
▪ PO-OYM-MANTTO-07. Revisión de aislamiento eléctrico.
▪ PO-OYM-MANTTO-10. Calibración de espesores en instalaciones superficiales.
▪ PO-OYM-MANTTO-11. Manejo e instalación de tuberías de acero.
▪ PO-OYM-MANTTO-14. Mantenimiento a válvulas reguladores instaladas en la ERM.
▪ PO-OYM-MANTTO-18. Pintado de instalaciones.
▪ PO-OYM-MANTTO-19. Garantizar la señalización de la franja de desarrollo del sistema.
▪ PO-OYM-MANTTO-21. Limpieza a la franja de desarrollo del sistema.
▪ PO-OYM-MANTTO-25. Calibración de los transmisores multivariables.
▪ PO-OYM-MANTTO-26. Calibración del tablero y sensores de mezclas explosivas.
▪ PR-OYM-OPE-02. Programa de visitas a sistemas en operación.
▪ FR-OYM-OPE-02. Verificación de fugas de gas natural.
▪ FR-OYM-OPE-03. Verificación de conexión eléctrica ánodo-cables y ánodo-ánodo.
▪ FR-OYM-OPE-04. Verificación de instalación de poste de monitoreo y cupón.
▪ FR-OYM-OPE-05. Puesta en marcha del sistema de protección catódica por ánodos
galvánicos.
▪ FR-OYM-MANTTO-04. Informe de calibración.
▪ FR-OYM-MANTTO-05. Etiqueta de calibración.
▪ FR-OYM-MANTTO-06. Reporte de medición de espesores.
▪ FR-OYM-MANTTO-07. Reporte de recubrimiento anticorrosivo.
▪ FR-OYM-MANTTO-09. Calibración de instrumentos.
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Así mismo, se cuenta con un programa de capacitación anual de seguridad en el cual se tiene
programado la realización de simulacros tanto en gabinete y en campo, lo cual forma parte de la
política de seguridad, ya que es importante tener al personal operativo capacitado y entrenado para
atender cualquier situación de emergencia de manera oportuna.
En términos generales, GNN cuenta con las medidas de seguridad requeridas para asegurar la
eficiente operación y mantenimiento de la instalación, con el objeto de brindar una operación confiable
del sistema para transporte de gas natural a los socios comerciales e industriales; así mismo, contará
con un Sistema de Auditorías y Verificaciones por empresas acreditadas y Unidades de Verificación,
para la obtención de los dictámenes que aseguren la integridad mecánica y la operabilidad del
sistema.
III.6 RECOMENDACIONES TÉCNICO OPERATIVAS
Una vez realizado el Análisis de Riesgos en el Sistema de Transporte, es importante mencionar que el
nivel de seguridad es Alto debido a que se tienen instalados sistemas de control y sistemas de
seguridad instrumentados en arreglo redundante, aunado a que es ingeniería de punta en donde su
confiabilidad es alta y asegura la operabilidad del sistema en todo momento sin interrupciones; sin
embargo, derivado del presente Estudio de Riesgo Ambiental, se recomienda lo siguiente:
1. Elaborar y poner en práctica un programa de capacitación en relación a los procedimientos de
operación y mantenimiento de la empresa.
2. Estructuración de una brigada multifuncional para la atención de emergencias en áreas no
operativas (Almacenes, talleres, oficinas administrativas, etc.) en la Planta de GNL.
3. Capacitar al personal en la aplicación del Plan de Respuesta a Emergencias de Incendios y los
Procedimientos de emergencia para la Planta de GNL.
4. Poner en práctica el programa de mantenimiento para los equipos de operación existentes en
las instalaciones superficiales, tales como: Planta de GNL y Planta de Amina, principalmente,
además de que incluya el mantenimiento al sistema de tuberías subterráneas y superficiales de
gas natural mediante equipo instrumentado.
5. Verificar que se incluya en el manual de operación de la Planta de GNL, el procedimiento de
purgado de condensados de los filtros de gas combustible.
6. Elaborar y poner en práctica el programa interno de protección civil.
7. Elaborar y poner en práctica un programa para la realización de prueba de integridad mecánica
en las instalaciones superficiales.
8. Considerar la instalación de equipos de seguridad adicionales, tales como: instalaciones de
protección contra incendio portátil, móvil o fijo, considerando que para para el sistema fijo, las
bombas de agua contra incendio, que en su caso estén previstas en el diseño del sistema
contra incendio o los tanques presurizados de espuma y formen parte de las Instalaciones del
mismo, no deben interrumpir su operación al accionarse el sistema de Paro por Emergencia.
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9. Dentro del diseño del sistema de Gas y Fuego, considerar que las válvulas de corte deben
actuar al cierre automáticamente en presencia de fuego, y estar protegidas contra incendio, ya
sea mediante aislante térmico o pintura intumescente y contar con sistema de enfriamiento tipo
diluvio base de agua o espuma dependiendo de la disponibilidad de agua, previsto en el diseño
del sistema contra incendio.
Recomendaciones de HAZOP:
1. Asegurarse de que PSV-1500 tenga el tamaño para el escenario de flujo completo
2. Considerar adicionar un parallamas en TK-1915, tanque de Desagüe.
3. Asegurarse de que PSV-201 tenga el tamaño para malfuncionamiento que abra LV-0200 y caso deincendio
4. Asegurarse de que PI-201HH dispare el cierre del sistema
5. Asegurarse de que PSV-201 tenga el tamaño en conjunto con el dimensionamiento de RO-0400 y malfuncionamiento que abra LV-0400 A o LV-0400B
6. Asegurarse de que TIHH-0403 esté localizado físicamente lo suficientemente alejado de V-401/402 para evitar el accionado falso causado por la conducción desde el secador de regeneración.
7. Asegurarse de PSV-0601 A y PSV-0601B están dimensionados para flujo completo (por ejemplo, el malfuncionamiento que abra FV-0601)
8. Asegurarse de que PSV-505 y PSV-506 incluyan dimensionamientos para casos de incendio externos.
9. Considerar mover TI-0601C a la corriente debajo de LV-0601, alarmando de temperatura alta.
NOTA: Asegurarse de que la distancia física es suficiente para prevenir la conducción al prevenir las temperaturas altas.
10. Asegurarse de que PSV-0704 tenga las dimensiones para flujo completo desde el Calentador H-
407 (durante la regeneración de V-704)
NOTA: Tomar en consideración los tamaños de las tuberías y los orificios de la línea desde H-407 a V-704
11. Verificar que H-407 BMP tiene protecciones para pérdida de nitrógeno
12. Asegurarse de que PSV-0703 tenga las dimensiones tanto para fuego como para flujo completo desde el refrigerante make-up MR con mayor flujo.
13. Asegurarse de que PSV-0704 tenga las dimensiones tanto para fuego como para flujo completo desde el refrigerante make-up MR con mayor flujo.
14. Asegurarse de que PSV-0705 tenga las dimensiones tanto para fuego como para flujo completo desde el refrigerante make-up MR con mayor flujo.
15. Asegurarse de que PSV-0502 tiene las dimensiones para casos de incendio
16. Asegurarse de que PSV-202 tenga las suficientes dimensiones para casos de incendio
20. Asegurarse de que la llamarada FL-9200 tenga protección de exceso de temperatura.
21. Asegurarse de que la llamarada FL-9200 tiene medios de alarma/alerta en caso de temperatura
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baja de llamarada o pérdida de llama.
22. Considerar la instalación de una alarma de alto nivel en el FL-9200 flare KO pot, separado del interruptor de nivel de bombeo
23. Asegurarse de que hay medios para verificar positivamente la sobre conexión y puesta a tierra
antes de que inicie la carga del camión.
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IV
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Índice
IV. RESUMEN DEL ANÁLISIS DE RIESGO. ............................................................................................... 2
IV. RESUMEN................................................................................................................................................. 2
IV.2 HACER UN RESUMEN DEL PROYECTO EN MATERIA DE RIESGO AMBIENTAL. ............................................. 2
IV.1 SEÑALAR LAS CONCLUSIONES DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL. ...................................................... 2
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IV. RESUMEN DEL ANÁLISIS DE RIESGO.
IV. RESUMEN
IV.2 Hacer un Resumen del Proyecto en Materia de Riesgo Ambiental.
En el Proyecto en cuestión, se aplica ingeniería de punta con el objetivo de minimizar los riesgos
implícitos y satisfacer la demanda del país para el transporte y uso de un combustible más limpio en
relación con otros combustibles fósiles.
Como resultado del análisis de riesgo, basado en la Filosofía de Operación y los Diagramas de
Tuberías e Instrumentación (DTIs) de los componentes principales del proyecto como: Sistema de
Licuefacción y Planta de AMina; se consideraron aquellos eventos donde estuvieran involucrados los
sucesos similares ocurridos en otras zonas donde se realiza el mismo diseño y construcción del
sistema, se tomaron en cuenta los accesorios, tales como: válvulas, filtros, medidores, bridas y
reguladores, para la determinación de las desviaciones, causas y consecuencias de probables eventos
producidos por fallas mecánicas o de operabilidad con sus probables áreas de afectación.
Así mismo, en cuanto a los resultados del HAZOP, se constató que las variables principales a
monitorear son Nivel (en filtros), Flujo y Presión, ya que ésta última está involucrada principalmente en
en el proceso de Licuefacción, donde la desviación de más presión, puede repercutir principalmente
en la sobrepresión de la tubería de conducción por cierre de válvulas o por inconsistencias en la
operación de los turbocompresores, lo cual, aunado a la existencia de afectaciones por corrosión,
operaciones incorrectas, defectos en los materiales o deficiencias en la construcción, puede
concretarse en la fuga de gas hacia la atmosfera. Cabe mencionar que las fallas de mayor riesgo
fueron analizadas a detalle mediante Análisis de Capas de Protección para evaluar la suficiencia y
características de las capas de protección independientes.
Por su parte, las variables de más y menos Nivel, de acuerdo al análisis realizado, las principales
desviaciones detectadas de mayor riesgo (riesgo 2) son las de falla de la válvula que realiza el
drenado de los condensados en el Tanque Contactor, ya que al quedar calzada permitirá el paso
directo de gas natural hacia el tanque de almacenamiento de amina rica, lo cual puede incrementar la
presión de trabajo y fracturar el recipiente, provocando la formación de un chorro de fuego en caso de
entrar en contacto con una fuente de ignición.
IV.1 Señalar las Conclusiones del Estudio de Riesgo Ambiental.
El presente estudio llevó a la conclusión de que los riesgos mayores del proceso, es la incidencia de
incendio y explosión por fallas operacionales, principalmente en las instalaciones superficiales, ya que
de acuerdo al análisis HAZOP existen parámetros operacionales que pueden repercutir en posibles
fallas (rupturas de línea) con probable liberación de gas en las principales instalaciones de proceso,
causadas por sobrepresión en las líneas de conducción, falla de válvulas manuales o por la falla en los
sistemas de seguridad como válvulas de alivio y transmisores de presión, y que por su ubicación
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IV
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podrían afectar infraestructura agrícola y semiurbana, y en su caso desencadenar un incendio mayor
dadas las concentraciones de flora existentes en la zona, sin embargo la empresa tiene instalados
sistemas de seguridad para prevenir situaciones de riesgo que estén directamente relacionadas con
las condiciones operativas del sistema, tal es el caso de los sistemas de detección de gas y fuego.
El riesgo existente por el manejo de Gas Natural por ductos es evidente, mismo que para el presente
sistema de transporte se encuentra controlado mediante los instrumentos de seguridad, así como para la
supervisión de las condiciones operativas del sistema, aunado a que el manejo de Gas Natural Licuado
es de los más seguros y confiables. Aunado a lo anterior, los programas de mantenimiento predictivo,
preventivo y correctivo, ayudan a anticiparse a cualquier falla mecánica o de operación que se pueda
presentar.
De acuerdo con lo anterior, es importante señalar que los Escenarios de Riesgos que fueron propuestos
en el presente Estudio, en apego a lo solicitado por la autoridad mediante la Guía para la elaboración del
Estudio de Riesgo Ambiental, han sido simulados en el contexto de falla de las medidas preventivas y
sistemas de seguridad con los que cuenta el proceso; considerando la aplicación de éstas, los riesgos
presentados en los escenarios señalados, reducirán significativamente la probabilidad de ocurrencia de
los eventos simulados.
Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)
“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”
Municipio de Hermosillo, Sonora.
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Índice
V. IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE
SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN EL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL. ........................ 2
V.1 FORMATOS DE PRESENTACIÓN ............................................................................................................. 2
V.1.1 Planos de Localización ............................................................................................................... 2
V.1.2 Fotografías ................................................................................................................................. 2
V.1.3 Videos ........................................................................................................................................ 2
V.2 OTROS ANEXOS ................................................................................................................................... 2
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V. IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y
ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN EL
ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.
V.1 FORMATOS DE PRESENTACIÓN
V.1.1 Planos de Localización
Los planos de localización del proyecto se incluyen en el Anexo 1.
V.1.2 Fotografías
Ver Anexo 12 del ERA.
V.1.3 Videos
Para la realización del presente Estudio de Riesgo, no se realizaron videograbaciones.
V.2 OTROS ANEXOS
a) Documentos legales
La documentación Legal se incluye en los de la solicitud de modificación que acompaña al presente
estudio.
b) Cartografía consultada
La cartografía consultada fue del Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI),
c) Autorizaciones y permisos
Actualmente no se cuentan con autorizaciones y permisos para el desarrollo del proyecto, sin
embargo, para antes de iniciar con la etapa de preparación del sitio, se obtendrán las siguientes
autorizaciones:
▪ En materia de Impacto y Riesgo Ambiental.
▪ Licencias de Uso de Suelo y de Construcción.
▪ Título de Permiso para Licuefacción de Gas Natural.
▪ Entre otras.
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d) Memorias descriptivas de la(s) metodología(s) utilizada(s)
La descripción de las metodologías empleadas para el análisis de riesgo se incluye en el Capítulo II.
e) Memoria técnica de la(s) modelación(es)
Las memorias técnicas de las simulaciones realizadas, se incluyen en el Anexo 8.