1 INTRODUCCIÓN 1.1 LA NECESIDAD DEL...

ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT PROYECTO INTEGRAL B AJA GNL

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1 INTRODUCCIÓN

1.1 LA NECESIDAD DEL PROYECTO

El gas natural, o metano, esta adquiriendo una gran importancia en el consumo de energía de la población mundial. Se estima que durante los próximos 15 años el uso de gas natural tendrá la mayor tasa de crecimiento entre los combustibles fósiles. Se predice que para el año 2010, el consumo mundial de gas natural equivaldrá a dos terceras partes del consumo de petróleo (Secretaría de Energía, 2001a). Mientras que en 1997 la producción de gas natural en México cubría el 97.9% de los requerimientos de gas natural del país se espera que para el año 2010 este porcentaje se reducirá al 80%, ya que la producción no puede mantener el paso de crecimiento de la demanda. En consecuencia, se estima que para el año 2010, se tendrán que importar 54 millones de m3 por día. Baja California no cuenta con recursos locales para el suministro de gas. Los campos de gas mexicanos más cercanos se encuentran localizados en la cuenca de Burgos en el noreste del país. Estos campos no son suficientes para cubrir la demanda de gas del este de México por lo que es poco probable que se construya infraestructura para conectar a la cuenca de Burgos con el estado de Baja California. El primer acceso a volúmenes significativos de gas natural para Baja California fue provisto cuando se construyó un gasoducto para conectar a los estados de California y Baja California y se uso específicamente para proveer combustible a la planta de generación de electricidad Presidente Juárez en Rosarito. Sin embargo, la infraestructura limitada de gas en el área de San Diego, California, y la demanda significativa del sur de California, limitan la disponibilidad de gas para Baja California, lo que ha llevado a que en el año 2001 los precios del gas en Baja California sean muy altos. Al mismo tiempo, Baja California ha experimentado un crecimiento significativo en la última década, lo que ha llevado a un incremento en la demanda de energía eléctrica. Se espera que éste continúe durante los próximos años, requiriéndose varias nuevas plantas de generación de electricidad antes del año 2010. Los planes de la Secretaría de Energía incluyen la instalación de una capacidad adicional de 1,643 MW(1) entre los años 2005 y 2010. Dados los beneficios ambientales del gas natural, es muy

(1) Rosarito III (559 MW), Mexicali (506 MW) Mexicali II (309 MW), Baja California II (269 MW).


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probable que estas instalaciones usen gas natural como combustible, si es que hay gas disponible a un precio atractivo. Una terminal de GNL aseguraría el abasto de gas para la región proveniente de fuentes distintas a los Estados Unidos, y así permitir la estabilidad y seguridad en el suministro, aliviando la presión en los precios de gas natural en la región. Más allá de servir al mercado primario de las plantas de generación de electricidad, la terminal permitirá también suministrar gas a los clientes industriales. Se espera que una disponibilidad más amplia de gas a precios competitivos permitirá la diversificación de la base industrial actual. Aunque esta demanda permanecerá pequeña comparada con aquella de las plantas de generación, la terminal contribuirá de manera directa al crecimiento industrial en Baja California mediante el suministro de gas, así como indirectamente suministrando combustible para las plantas generadoras de electricidad. Para poder maximizar el uso de las instalaciones y poder hacer uso de las economías de escala significativas que permite una terminal GNL, el mercado del Sur de California, Estados Unidos también será buscado en un inicio. Esto permitirá explotar la capacidad total de la terminal mientras madura el mercado de Baja California. Esto tiene, asimismo, beneficios ya que proporciona una fuente limpia de combustible y energía más barata para un mercado más amplio. Como se puede apreciar en los datos mencionados anteriormente, los beneficios de este proyecto son significativos. Sin embargo, existen riesgos inherentes concernientes a la importación, almacenamiento y distribución de gas natural licuado después de su vaporización. El GNL presenta peligros de inflamabilidad y explosión por lo que resulta crítico planear, diseñar, operar y mantener tanto la planta como el sistema de distribución con los más altos estándares de ingeniería y de esta manera minimizar los riesgos. Una de las herramientas disponible durante la etapa de diseño para minimizar riesgos, es la realización de un Análisis Cuantitativo de Riesgo (ACR). El ACR permite asegurar que los riesgos a las personas se reduzcan a los niveles más bajos que razonablemente sea posible alcanzar. En relación con las personas "fuera de la planta" el ACR ayuda a planear los usos de suelo (por ejemplo permite determinar en que áreas cercanas a la planta no se permitirán zonas residenciales u otras actividades). El ACR también indicará para todos los grupos de población (dentro y fuera de la planta) las zonas de mayor riesgo y permitirá a quien corresponda, tomar la


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decisión si estos riesgos son tolerables o si se requieren de medidas de ingeniería adicionales para reducir estos riesgos. Aún después de instalar nuevas medidas de ingeniería (si se requiere), pueden quedar riesgos residuales los cuales pueden ser estimados con un ACR. Esta clase de riesgos serán controlados por un estándar superior de administración, el cual incluye aspectos de seguridad y medio ambiente. Por ejemplo, la buena administración asegurará que los procedimientos de operación y mantenimiento continúen dentro del estándar para evitar riesgos innecesarios. El ACR puede identificar los factores que contribuyen a un alto riesgo residual para asegurar que estos sean manejados apropiadamente (al mismo tiempo que asegura que todos los riesgos estén siendo bien controlados). El presente documento describe el Análisis Cuantitativo de Riesgo realizado para la terminal de GNL en su primera etapa de diseño y el gasoducto de transporte correspondiente. Si en el futuro se realizan cambios, el ACR puede actualizarse de acuerdo a dichos cambios.

1.2 ALCANCE DEL ESTUDIO

El alcance de un Análisis Cuantitativo de Riesgo (ACR) sigue la metodología de un estudio clásico de riesgo e incluye las siguientes secciones: • Identificación de riesgos, • Análisis de consecuencias, • Análisis de frecuencia, • Análisis de riesgo, • Análisis de sensibilidad, • Interpretación de resultados. El alcance del estudio incluye las instalaciones que están dentro de los límites de la terminal, el brazo de descarga y el muelle, la tubería de alimentación y de exportación de GNL. Los eventos externos así como actividad sísmica o algún impacto accidental en la planta o en las tuberías, se incluyen dentro del alcance del estudio. Dentro del alcance se identifican las principales causas de riesgo. Se evalúan las incertidumbres en el modelo de riesgo y su significado en los resultados.


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1.3 OBJETIVO DEL ESTUDIO

El objetivo del estudio de ARC es apoyar en el cumplimiento de los requerimientos Mexicanos en materia de evaluación de impacto y riesgo ambiental establecidos por la SEMARNAT en la Guía de Evaluación de Riesgo Ambiental Nivel 3 y la Manifestación de Impacto Ambiental modalidad Regional para el proyecto integral de una terminal de GNL y un gasoducto de transporte. El estudio de ACR se ha desarrollado en forma conjunta para la terminal y el gasoducto, aunque por razones comerciales y de operación la evaluación de impacto ambiental para la terminal y el gasoducto se presentan en forma separada. Debe tenerse en mente sin embargo, que Shell y ERM han considerado importante hacer una evaluación integral de los proyectos. Los resultados de la Evaluación de Impacto Ambiental, Social y de Salud (ESHIA por sus siglas en Inglés) se presentan por separado.


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1.4 ESTRUCTURA DEL REPORTE

En la sección 2 se presenta la información general del proponente del proyecto y del responsable de la elaboración del estudio de riesgo. En la Sección 3 se presenta información antecedente del estudio y una descripción general del Proyecto. Los aspectos del medio natural y socioeconómico relevantes al ARC se presentan en la sección 4. Las secciones 5 y 6 presentan la descripción del proyecto para la terminal y el gasoducto respectivamente. La Sección 7 describe la metodología del análisis de riesgo. En las tres secciones subsecuentes se describen detalles de las partes técnicas significativas del estudio. En la Sección 8 se describe la identificación de peligros en todas las áreas peligrosas. En la Sección 9 se describe un análisis de consecuencias detallado de aquellos eventos que podrían causar un impacto potencial. En la Sección 10 se proveen detalles del análisis de frecuencia de dichos eventos. Las siguientes tres secciones detallan los niveles de riesgo de la terminal y el gasoducto y su interpretación en términos cuantitativos. En la Sección 11 se discuten los criterios de riesgo utilizados mundialmente y la manera en que son utilizados en este estudio. Los niveles de riesgo de la terminal y el gasoducto calculados en forma de riesgo para la gente, se describen en la Sección 12 con una comparación con los criterios de riesgo. Los factores de mayor contribución al riesgo y el análisis de sensibilidad también se discuten en la Sección 12. En la Sección 13 se presenta la manera como pueden ser controlados los riesgos residuales. Las conclusiones obtenidas a partir del estudio se presentan en la Sección 14.

CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN 1

1.1 LA NECESIDAD DEL PROYECTO 1 1.2 ALCANCE DEL ESTUDIO 3 1.3 OBJETIVO DEL ESTUDIO 4 1.4 ESTRUCTURA DEL REPORTE 5

Anexo E

Hojas de Conteo de Piezas

E NVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT E-1 PROYECTO INTEGRAL B AJA GNL

-

CLIENTE: ShellDESCRIPCIÓN DETRABAJO:

ACR GNL

HOJA DE TRABAJO PARA LA DISTRIBUCIÓN DE L TAMAÑO DE ESCAPE DEL EQUIPO

Ident. inicial del evento Sección 2 Sector 2Nombre del área Fuga GNLDescripción de área Area de carga y Linea de carga Presión de 1.5 barObjeto operaciónDescripción del equipo Area de tuberías con brazo de carga del buque Fase Líquido

El trabajo de tubería transfiriendo al tanqueUnidad de Proceso - Corriente -

PLANTILLA TERRESTRENúmero Diámetro de

DiámetroBridas Válvulas

con MotorVálvulasControladas

VálvulasManuales Válvulas

CheckTuberías Contenedores

(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"

Artículo Número Artículo Número

Tanque AtmosféricoIntercambiador de calor de coraza y tuboU

Tanque Refrigerado Intercambiador de calor cabeza flotanteIntercambiador de calor plato y marco

Enfriador de aleta-ventilador

Compresor Axial Sello Sencillo Doble SelloCompresor Rec. Bomba centrífugaCompresor Central Bomba reciprocante

Conexiones de instrumentos Trampa de diablos Número de Operaciones de Diablo por año

4 2 30

38 15 80

2 1 20

70 20 100

30 10 6050 16 6024 12 10

12001200

20

-


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 2 Sector 2Nombre del área Fuga GNLDescripción de área Area de carga y Linea de carga Presión de 1.5 barObjeto operaciónDescripción del equipo Area de tuberías con brazo de carga del buque Fase Líquido

El trabajo de tubería transfiriendo al tanqueUnidad de Proceso - Corriente -






(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00"

Número Diámetro de





(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"







4 2 30

38 15 80

2 1 20

70 20 100

30 10 6050 16 6024 12 10

12001200

20


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 3A Sector 3ANombre del área Fuga GNLDescripción de área Del Muelle a Tanques de Almacenamiento Presión de 6 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Línea de Transferencia del área de carga a tanques de

almacenamiento que contiene el inventario durante la cargasolamente

Fase Líquido

Unidad de Proceso - Corriente



con Motor VálvulasControladas



(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"


Tanque AtmosféricoIntercambiador de calor de coraza y tubo U

Tanque Refrigerado Intercambiador de calor cabeza flotanteIntercambiador de calor de plato y marcoEnfriador de aleta-ventilador



2 1 650

2 1 650

2 1 650

1300


ACR GNL




Fase Líquido




con Motor


ACR GNL




Fase Líquido







(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque

VálvulasControladas



(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"






2 1 650

2 1 650

2 1 650

1300



ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 3B Sector 3BNombre del área Fuga GNLDescripción de área Línea de regreso de vapor al brazo de carga Presión de 1.5 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Regreso de vapor de los tanques de almacenamiento Fase Vapor

a los contenedores, solo en la etapa de cargaUnidad de Proceso - Corriente -






(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque Refrigerado Intercambiador de calor cabeza flotanteIntercambiador de calor de plato y marcoEnfriador de aleta -ventilador



500

850

100

100

500500800


ACR GNL






con MotorVálvulas


ACR GNL









(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque Refrigerado

ControladasVálvulasManuales Válvulas


(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque Refrigerado Intercambiador de calor cabeza flotanteIntercambiador de calor de plato y marcoEnfriador de aleta -ventilador



500

850

100

100

500500800


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 4A Sector 4ANombre del área Fuga GNLDescripción de área Del muelle a los tanques de almacenamiento Presión de 1.5 barObjeto - operaciónDescripción del equipo La carga asociada con la linea de retorno solo Fase Liquido

contiene inventario durante la cargaUnidad de Proceso - Corriente






(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"


Tanque AtmosféricoIntercambiador de calor de Coraza y tubo U



Conexiones de instrumentos 0.5 Trampas de diablos Número de Operaciones de Diablo por año

2 1 650

2 1 650

2 1 650

1300


ACR GNL






con MotorVálvulas


ACR GNL









(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque Refrigerado

ControladasVálvulasManuales Válvulas


(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"





Conexiones de instrumentos 0.5 Trampas de diablos Número de Operaciones de Diablo por año

2 1 650

2 1 650

2 1 650

1300


-


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 4B Sector 4BNombre del área Fuga GNLDescripción de área Del muelle a tanques de almacenamiento Presión de 1.5 barObjeto operaciónDescripción del equipo La línea de retorno del muelle a los tanques Fase Líquido

contiene solo inventorios durante la cargaUnidad de Proceso - Corriente -




VálvulasManuales

VálvulasCheck

Tuberías Contenedores

(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque Refrigerado Intercambiador de calor cabeza flotanteIntercambiador de calor plato y marcoEnfriador de aleta-ventilador

Compresor Axial Sello Sencillo Doble SelloCompresor Rec . Bomba centrífugaCompresor Central Bomba reciprocante

Conexiones de instrumentos Trampa de diablosNúmero de Operaciones de Diablo por año

500

850

100

100

500500800

-


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 4B Sector 4BNombre del área Fuga GNLDescripción de área Del muelle a tanques de almacenamiento

-


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 4B Sector 4BNombre del área Fuga GNLDescripción de área Del muelle a tanques de almacenamiento Presión de 1.5 barObjeto operaciónDescripción del equipo La línea de retorno del muelle a los tanques Fase Líquido

contiene solo inventorios durante la cargaUnidad de Proceso - Corriente -




VálvulasManuales

VálvulasCheck


(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"

Artículo Número Artículo

Número Diámetro de



VálvulasManuales

VálvulasCheck


(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"




Compresor Axial Sello Sencillo Doble SelloCompresor Rec . Bomba centrífugaCompresor Central Bomba reciprocante


500

850

100

100

500500800


ACR GNL


Ident . inicial del evento Sección 7A Sector 7ANombre del área Fuga GNLDescripción de área Línea de liquido del tanque a las bombas

(incluyendo filtros y bombas)

Presión de 1.5 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Fase Liquido

Unidad de Proceso Corriente




VálvulasManuales

VálvulasCheck


(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque Refrigerado Intercambiador de calor cabeza flotanteIntercambiador de calor plato y marcoEnfriador de aleta -ventilador

Compresor Axial Sello Sencillo DobleSelloCompresor Rec. Bomba centrífugaCompresor Central Bomba reciprocante

Conexiones de instrumentos 23 Trampa de DiablosNúmero de Operaciones de Diablo por año

36 15 300

9 3 300

54 18 90

9 3 300

9 3 30072 18 90

Línea de liquido del tanque a las bombas


ACR GNL









VálvulasManuales


ACR GNL









VálvulasManuales

VálvulasCheck


(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque Refrigerado Intercambiador de calor cabeza flotanteIntercambiador de calor plato y marcoEnfriador de aleta -ventilador


Conexiones de instrumentos 23 Trampa de DiablosNúmero de Operaciones de Diablo por año

36 15 300

9 3 300

54 18 90

9 3 300

9 3 30072 18 90

Línea de liquido del tanque a las bombas



ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 7B Sector 7BNombre del área Fuga GNLDescripción de área Linea de liquido del tanque a bombas (inc filtros y bombas) Presión de 6 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Bombas HP y equipos asociados Fase Liquido







(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"


Tanque AtmosféricoIntercambiadorde calor de coraza y tubo U

Tanque Refrigerado Intercambiadorde calor cabeza flotanteIntercambiadorde calor plato y marco



Conexiones de instrumentos 10 Trampa de Diablos Número de Operaciones de Diablo por año

2

1200

42 14 70

84 28 84

21 7 84

150 70 140

56 28 14168 84 21

12001200120012001200


ACR GNL






ACR GNL









(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque Refrigerado Intercambiadorde calor cabeza flotanteIntercambiadorde calor plato y marco



Conexiones de instrumentos 10 Trampa de Diablos Número de Operaciones de Diablo por año

2

1200

42 14 70

84 28 84

21 7 84

150 70 140

56 28 14168 84 21

12001200120012001200


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 8 Sector 8Nombre del área Fuga GNLDescripción de área Línea de vapor a compresor ( exccompresor) Presión de 100 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Fase Vapor

Unidad de Proceso - Corriente -






(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"






Conexiones de instrumentos Trampa de Diablos Número de Operaciones de Diablo por año

Línea de vapor de los tanques de almacenamiento a compresor

8 2 10

14 5 16

24 20 4010 4 84 2 425 20 16

excluyendo el compresor


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 8 Sector 8Nombre del área Fuga GNLDescripción de área Línea de vapor a compresor ( exccompresor) Presión de 100 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Fase Vapor







(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque

136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"







Línea de vapor de los tanques de almacenamiento a compresor

8 2 10

14 5 16

24 20 4010 4 84 2 425 20 16

excluyendo el compresor



ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 9 Sector 9Nombre del área Fuga GNLDescripción de área Compresor de caldera a condensadores Presión de 6 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Fase Vapor







(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"



Tanque Refrigerado Intercambiadorde calor cabeza flotanteIntercambiadorde calor plato y marcoEnfriador de aleta-ventilador



Vapor de los compresores regresando a condensadores

1 20015 7 120

4 1 14032 15 353 1 18

24 10 20

8 4 630 14 15

600

3

2


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 9 Sector 9Nombre del área Fuga GNLDescripción de área Compresor de caldera a condensadores Presión de 6 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Fase


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 9 Sector 9Nombre del área Fuga GNLDescripción de área Compresor de caldera a condensadores Presión de 6 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Fase Vapor







(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"






Vapor de los compresores regresando a condensadores

1 20015 7 120

4 1 14032 15 353 1 18

24 10 20

8 4 630 14 15

600

3

2

-


ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 10 Sector 10Nombre del área Fuga GNLDescripción de área Bombas de la 2da etapa a vaporizadores Presión de 100 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Líquido transferido de las bombas de la 2da etapa a los

vaporizadores de agua de mar

Fase Líquido





VálvulasManuales

Válvulas Check


(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"






56 21 7056 21 707 7 35

168 84 16870 35 35

-


ACR GNL




Fase Líquido



DiámetroBridas

-


ACR GNL




Fase Líquido





VálvulasManuales

Válvulas Check


(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"






56 21 7056 21 707 7 35

168 84 16870 35 35



ACR GNL


Ident. inicial del evento Sección 11A Sector 11ANombre del área Fuga GNLDescripción de área Vapores a tubería ( inc Vapores+medición) Presión de 100 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Fase Vapor





VálvulasManuales

Válvulas Check


(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"






26 13 170

32 16 70

3 1 180

4 2

32 16 30

28 14 10

Vapores a tubería ( inc Vapores+medición)


ACR GNL







Válvulas


ACR GNL







VálvulasManuales

Válvulas Check


(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"






26 13 170

32 16 70

3 1 180

4 2

32 16 30

28 14 10

Vapores a tubería ( inc Vapores+medición)


ACR GNL


Ident . inicial del evento Sección 11B Sector 11BNombre del área Fuga GNLDescripción de área Vapores a tubería (inc Vapores+medición) Presión de 100 barObjeto - operaciónDescripción del equipo Fase Vapor







(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"






800

Vapores a tubería (inc Vapores+medición)


ACR GNL






con Motor


ACR GNL









(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"






VálvulasControladas



(mm)

48.00" 136.00" 230.00" 324.00" 420.00" 518.00" 616.00" 714.00" 812.00" 910.00" 108.00" 116.00" 124.00"3.00"2.00"1.50"1.00"0.75"0.50"






800

Vapores a tubería (inc Vapores+medición)

Anexo D

Datos de Tasa de Fallas del Gasoducto

ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT PROYECTO INTEGRAL BAJA GNL

D-1

D1 INTRODUCCIÓN

Los gasoductos subterráneos son ampliamente utilizados en la industria petroquímica para transportar materia prima y productos, por ejemplo, petróleo crudo, gas natural, gasolina, GNL, etileno, etc. La evidencia histórica revela que la pérdida de integridad mecánica de estos gasoductos, en muchas ocasiones es debida a una variedad de causas tales como, corrosión, impactos externos, defectos y peligros naturales. Estas fallas presentan un riesgo para las personas y para el ambiente dados los efectos peligrosos del material liberado, el cual es transportado usualmente a una presión alta. Para predecir el nivel de riesgo a las personas y al ambiente, se requieren datos que predigan la probabilidad de fallas y escape de material. ERM desarrolló un modelo con el objetivo de estimar la frecuencia anual de fallas de tuberías de petróleo y de gas subterráneas, tomando como base datos históricos en función de diversos parámetros, incluyendo: • Profundidad • Edad de la línea • Grosor de pared • Factor de diseño • Tipo de ubicación • Tipo de suelo • Protección contra la corrosión • Operaciones inteligentes de "diablos" • Actividad sísmica Este anexo proporciona un resumen de las diferentes bases de datos utilizadas en el desarrollo del modelo. Las bases de datos disponibles, cubren diferentes materiales transportados. Los datos base utilizados para este estudio son los del Departamento de Transportes (DoT) de los E.U. para tuberías de gas natural (US Department of Transportation for Natural Gas Pipelines.) El Cuadro D1.1 muestra un resumen de datos históricos de fallas de gaseoductos de algunas de las mejores fuentes de datos de los sistemas de tuberías terrestres.


D-2

Cuadro D1.1 Comparación de Diferentes Datos Internacionales de Fallas de Gaseoductos

Fuente Frecuencia de Falla General (por km. año)

CONCAWE, 1981-96 2.8 E-4 EGIG, 1970-92 5.8 E-4 EGIG, 1988-92 3.8 E-4 US Transmisión de Gas, 1986-98 8.7 E-5* US Líquidos Peligrosos, 1988-97 3.4 E-4* US Líquidos Peligrosos de California, 1981-90 4.4 E-3

* Los datos del DOT de EU han sido seleccionados para eliminar todas las fallas diferentes a las de la línea de tubería.


D-3

D2 DEPARTAMENTO DE TRANSPORTACIÓN DE ESTADOS UNIDOS

Los datos de los gaseoductos han sido recolectados por el Sistema de Información de Peligrosos del Departamento de Transportación de los Estados Unidos a partir de sus formas de reporte de incidentes que son almacenados de manera electrónica para un acceso oportuno. las operaciones son compiladas, por estatuto, para completar tanto las formas de reporte de incidente y un recorrido anual de los kilómetros de tubería en varias clases. Los resultados de las fallas están en la internet (1) y son fáciles de acceder . Por lo tanto, se pude obtener información actualizada. La longitud de los gaseoductos de la base de datos es de alrededor de 470,000km para tuberías que transportan gas.

D2.1 ANÁLISIS DE LOS DATOS DE TRANSPORTE DE GAS DE LOS E.U.

Los datos para el transporte de gas de EU y las líneas de acopio del período de 1986 a 1998 están disponibles en la internet. Estos datos muestran el número de incidentes de falla clasificados dentro de los siguientes modos de falla: • defectos (material /construcción), • operacional, • corrosión externa, • corrosión interna, • peligros naturales, • impactos externos, • otros. Estos datos han sido analizados y seleccionados de tal manera que solamente son incluidas las fallas que ocurren en las líneas de tubería, es decir, se excluyen los escapes por válvulas, compresores y otro equipo. Sin embargo, las fugas de soldaduras longitudinales se incluyen. Además, las fallas en las líneas de acopio son eliminadas y solamente se incluyen líneas de transmisión. Las líneas de acopio tienden a ser tuberías superficiales con diámetros de tubería relativamente pequeños y corrosión interna más altas si el gas es amargo. También está disponible la longitud total de gaseoductos en operación por cada año. Por lo tanto, se puede obtener una tasa anual de fallas, como se muestra en el Cuadro D2.1. Esta tasa anual de fallas no muestra un decremento significativo con el tiempo por lo que el valor medio puede ser utilizado para los cálculos. Los datos iniciales se agrupan también en los diferentes modos de falla mostrados anteriormente. Las distribuciones de tasas de falla para cada modo se muestra en la Figura D2.1. (1) http://ops.dot.gov/


D-4

Cuadro D2.1 Tasa de Falla de Gaseoductos (1986-1998)

Año Número de Accidentes

Longitud de Tubería

(km)

Tasa de Falla (por 1000 km-año)

1986 51 451,593 1.1 E-1 1987 40 457,334 8.7 E-2 1988 49 450,925 1.1 E-1 1989 52 450,082 1.2 E-1 1990 34 456,805 7.4 E-2 1991 37 459,040 8.1 E-2 1992 25 455,461 5.5 E-2 1993 55 458,634 1.2 E-1 1994 37 472,142 7.8 E-2 1995 26 464,753 5.6 E-2 1996 44 459,075 9.6 E-2 1997 38 461,268 8.2 E-2 1998 32 471,258 6.8 E-2 Medio 40 459,106 8.7 E-2

Figura D2.1 Distribución de Modo de Falla de Tubería (1986-1998)

Defectos

13% Operacional

3%

Corrosión Externa 16%

Impacto Externo 39%

Otros 13%

Corrosión Interna 7% Peligros

Naturales 9%

El análisis de la variación de la frecuencia con el diámetro para todos los modos de falla, indicó que solamente el modo de falla de impacto externo, es afectado de una manera significativa por el diámetro. Esto está de acuerdo con la base de datos EGIG. Por lo tanto, se aplicó la tasa de fallas por impacto externo contra el diámetro de la tubería de la base de datos EGIG (1).

(1) ERM, “Herramienta de Predicción de Tasa de Falla para Tuberías Terrestres” , Revisión 1, Febrero 2000.


D-5

Para el resto de los modos de falla, el análisis del resultado indicó que las tasa de falla es independientes del diámetro.

D2.1.1 Desglose de la Tasa de Falla por el Tamaño de Fuga

No se proveen datos de tamaño de orificio. Por lo tanto la distribución de tamaños de fuga para gasoductos se basa en la que se deriva de los datos de EGIG (1). Utilizando estos datos se puede hacer un desglose de tasas de falla base por tamaños de orificio, lo que toma en cuenta la variación de la tasa de falla con respecto al diámetro de tubería por fallas por impacto externo.

D2.1.2 Parámetros de influencia en la Tasa de Falla

Para los gasoductos, los parámetros de influencia en las tasa de falla y los diferentes factores aplicados son tomados de los descritos por el análisis de datos de EGIG (2). Estos factores dependen de la contribución a la tasa global de falla de los parámetros individuales (ver Sección D3).

(1) ERM, “Herramienta de Predicción de Tasa de Falla para Tuberías Terrestres” , Revisión 1, Febrero 2000. (2) ERM, “Herramienta de Predicción de Tasa de Falla para Tuberías Terrestres” , Revisión 1, Febrero 2000.


D-6

D3 RESUMEN DE LOS PARÁMETROS QUE TIENEN INLUENCIA EN LA TASA DE FALLA

En el Cuadro D3.1 se presenta un resumen de los parámetros que podrían influenciar las tasas de falla para cada modo de falla en particular, y los diferentes factores que se aplican. Los factores son los mismos para cada base de datos excepto donde se indique otra cosa. Donde se muestran los factores entre paréntesis, éstos han sido estimados y varían de acuerdo a las condiciones locales.

Cuadro D3.1 Resumen de los Factores Influyentes en la Tasa de Fallas

Modo de Falla Parámetro de Influencia Variables Factor Aplicado Defectos Mecánicos Edad Pre-1964 2.5* Corridas Inteligente de Diablos Programa Utilizado 0.5 Corrosión Externa Edad 0 a 5 años (0.1) Pre-1964 3* Tipo de Suelo Ácido/ áspero (2) Temperatura del Fluido ‘Caliente’ 20 Grosor de Pared 0 a 5 mm 2 >5 a 10 mm 1 >10 mm 0.04 Protección de corrosión externa Ninguna 5 Revestimiento de tubería 1 Protección Catódica 1 Revestimiento y protección

catódica 0.5

Corrida Inteligente de Diablos Programa utilizado 0.5 Corrosión Interna Edad 0 a 5 años (0.1) pre-1964 3* Grosor de Pared 0 a 5 mm 2 >5 a 10 mm 1 >10 mm 0.04 Protección de corrosión interna Uso de Inhibidor (0.5) Uso de revestimiento interno (0.5) Corrida Inteligente de Diablo Programa utilizado 0.5 Peligros Naturales Condiciones ambientales locales Área susceptible a inundación (10) Área susceptible a

derrumbamientos (10)

Área de actividad sísmica (10) Impacto Externo Grosor de Pared 0 a 5 mm 3.5 >5 a 10 mm 1 >10 mm 0.1 Profundidad de entierro Por debajo de 0.8 m 4.5 0.8 a 1.0 m 1.2 Mayor que 1.0 m 1 Uso de suelo Urbano 5** Rural 0.8 Programa de prevención de

daños Programa utilizado (2)

Corrida Inteligente de Diablos Programa utilizado 0.85 * Sólo para gasoductos. No es apoyado por los datos de CONCAWE. ** Para EGIG y DOT, estos valores son 4 y 6 respectivamente.


D-7

D4 PARÁMETROS DE TUBERÍA PARA EL GASEODUCTO

La base de datos aplicada, es del Departamento de Transportes (DoT) de los E.U. para tuberías de gas natural. Los parámetros para las diferentes configuraciones del gasoducto, usadas en el análisis (que son requeridas para la determinación de frecuencia) son las siguientes: • Diámetro del gasoducto de 900 mm, • El ancho de la paredes será conforme al estándar Mexicano NOM-007-SECRE-

1999 (para la herramienta de frecuencia esto es >10 mm), • La presión máxima de operación es 80 bar, • El tipo de acero será grado API (5LX65), • Protección catódica, • Recubrimiento del gasoducto, • La profundidad de entierro generalmente será 0.9m (mas profunda en áreas

especificas, por ejemplo, 1.5m en áreas agrícolas, • Llevar acabo una corrida de diablos “inteligente”, • Los señalamientos del gasoducto se ubicaran en área especificas para reducir

los daños por terceras personas, • La inspección de la ruta será llevada acabo periódicamente, • En general el gasoducto se ubicara en áreas rurales.

Anexo C

Datos de Tasas de Falla de Equipo de Proceso


C-1

C1 INTRODUCCIÓN

Este documento proporciona datos acerca de las tasas de falla para los equipos de proceso que son empleados en este estudio. Los datos han sido tomados de una base de datos recopilada por ERM durante varios años (1). Por lo tanto, solo los datos relevantes utilizados en este estudio serán los que se describen aquí. Los datos "estándar" utilizados por ERM son descritos, y también algunos datos relevantes del GNL (u otros materiales refrigerados), los cuales pueden ser utilizados para la sensibilidad. (Los datos en los sistemas de GNL no son de un grupo grande de datos y por lo tanto el nivel de incertidumbre es alto). Diversas categorías de equipo son descritas, a saber: • compresores, • condensadores (intercambiadores de calor), • bridas y empaques, • recipientes de presión, • brazos de carga, • tubería de proceso, • bombas de diafragma • tanques refrigerados de almacenamiento, • válvulas. Las conexiones de los instrumentos se calculan como pequeñas secciones de tubería incluyendo válvulas y bridas pequeñas.

(1) ERM, “Nota Técnica sobre Datos de Índice de Fallas Costa adentro” Revisión, 3 de Enero, 2001.


C-2

C2 COMPRESORES

C2.1 ESTADÍSTICAS DE FRECUENCIA

Comisión Reguladora Nuclear de EU (1981)

Los datos de fallas para diferentes tipos de compresor en los sistemas nucleares de suministro de vapor durante 1974-79 son proporcionados por la NPRDS (1). Estos datos se encuentran resumidos en el Cuadro C2.1.

Cuadro C2.1 Modos de Fallas para Compresores en Industrias Nucleares (NPRDS)

Tipo de Compresor Modo de Falla Total de Tiempo (año) Fuga Colapso Fractura/

Ruptura Brecha Fallas Calendario/

Operacional Axial, de una fase 1 1 2 628 / 1016 Axial, de fase múltiple 9 9 151 / 339 Centrífugo, de una fase 4 1 5 372 / 611 Centrífugo, de fase múltiple

2 2 73 / 167

Reciprocante 10 2 12 21 / 146 Existe algo de ambigüedad con respecto a los modos de falla tales como ‘Brecha’ y ‘Colapso’, por ejemplo, no está claro si estos modos de la fallas implican fugas adicionales a la categoría ‘Fuga’. Si se asume que todas los modos de fallas involucran fugas, y que existen 2.5 etapas para compresores de fase múltiple en promedio, entonces se derivan las siguientes frecuencias de fuga: • Axial 1.1 x 10-2 por etapa-año de operación • Centrífugo 1.3 x 10-2 por etapa-año de operación • Reciprocante 5.7 x 10-1 por etapa-año de operación Los tamaños de la fuga no están categorizados por la NPRDS. Johnson y Welker (1981)

La experiencia (2) en la industria de GNL con compresores centrífugos y reciprocantes mostró cero fallas “de seguridad crítica” en 2,256,000 horas de operación, por ejemplo, una frecuencia de fuga por debajo de 4.4 x 10-7 por hora de operación. Esto da una frecuencia de fuga por debajo de 3.9 x 10-3 por año de operación. Las fallas de seguridad crítica fueron definidas como fallas que resultaron en incendio, lesiones, pérdida de la vida, o grandes fugas de líquido o gas. (1) Comisión Nuclear Reguladora de EU, “Sistema de Datos de Confiabilidad de la Planta Nuclear (NPRDS)”, NUREG/CR-

2232, Reporte Anual, Septiembre, 1981. (2) Johnson, D.W. y Welker, J.R., “Desarrollo de una Base de Datos de Fallas de una Planta Mejorada de GNL “, Corporación de

Tecnología Aplicada, Reporte No. GRI-80/0093, Septiembre, 1981.


C-3

C2.2 ANÁLISIS DE FRECUENCIA

Los mejores datos documentados son los del NPRDS. El problema más importante con estos datos es que no existen definiciones dadas para mostrar que significa realmente “Modo de Fallas.” Se presume que la categoría ‘Fuga’ en este contexto, significa una muy pequeña liberación de gas que podría no representar un peligro importante (de seguridad crítica) a menos que se deje que continúe, particularmente si la fuga fue dentro del chasis de un compresor. El otro Modo de Fallas podría dar mayores fugas, que podrían generar fallas de peligros importantes. Al eliminar las fugas menores, los índices de falla para compresores axiales, centrífugos y reciprocantes se convierten en: • Axial 1.0 x 10-3 por etapa-años de operación • Centrífugo 1.8 x 10-3 por etapa-años de operación • Reciprocante 9.5 x 10-2 por etapa-años de operación Las frecuencias son proporcionadas por etapa de operación. Para compresores centrífugos de la industria de GNL los datos están en línea con los de Johnson y Welker. Por lo tanto estas frecuencias deben ser multiplicadas por el número de etapas para los compresores de fase múltiple. Cabe observar que muchos sistemas de compresores constan de dos o tres compresores con uno en modo operacional y uno o dos en modo “de espera” por períodos iguales. Así, las frecuencias proporcionadas anteriormente son para todo el sistema y no para cada compresor.

C2.3 DISTRIBUCIÓN DE LA FRECUENCIA DE FUGA

Se propone que las frecuencias de la fuga proporcionada en la Sección C2.2 sean aplicadas en fugas en el tamaño de banda de 10 a 50 mm. Esto es porque la fuga podría ser gas, y entonces podría requerir de un orificio relativamente largo para dar una falla de peligro importante, particularmente para las fugas en el exterior. Aquellas liberaciones descritas como ‘Fugas’ en los datos del NPRDS están incluidas en la banda de tamaño 3 a 10 mm para simulación de fugas, es decir, dentro del chasis de un compresor donde el gas es capaz de causar obstrucción, y así tener el potencial de resultar en una explosión. No se han encontrado datos acerca de la “ruptura catastrófica” de compresores y podría parecer que dichas fallas no son creíbles. Una “ruptura” puede ser considerada como el escenario más probable, debido a la vibración causada por el compresor, particularmente aquellos que no recibieron inspecciones regulares. En tales casos, se aplica el índice de falla para la tubería del proceso (ver Sección C5). Sin embargo, los datos pueden incrementarse donde la naturaleza específica de la tubería muestra que una falla es más probable de ocurrir, por ejemplo, Debido a vibración.


C-4

Las frecuencias resultantes se presentan en el Cuadro C2.1 y se dan en la “etapa- año de operación”. La mayoría de los conjuntos de compresión tendrán compresores en servicio y en “en espera” operativo, en promedio durante el 50% del tiempo cada uno. Sin embargo, generalmente habrá un compresor continuamente en operación, de tal forma que las frecuencias proporcionadas a continuación son válidas. Para los compresores multifase, las frecuencias de abajo deben ser multiplicadas por el número de etapas, excepto para el caso ruptura, donde la ruptura es la de la succión del compresor.

Cuadro C2.2 Frecuencias de Fuga del Compresor

Tipo de Compresor Frecuencia de la Fuga (por etapa-años de operación)

3 a 10 mm 10 a 50 mm Axial 1.0 x 10-2 1.0 x 10-3 Centrífugo 1.1 x 10-2 1.8 x 10-3 Reciprocante 4.8 x 10-1 9.5 x 10-2


C-5

C3 CONDENSADORES (INTERCAMBIADORES DE CALOR)

C3.1.1 Frecuencia estadística

Arulanantham & Lees (1980)

Arulanantham and Lees (1) presentan datos de intercambiadores de calor de cuatro plantas químicas. El tiempo de exposición ha sido estimado como 5,950 condensadores-año, y el total de tasa de fallas como 1.7 x 10-3 por año. No se proporcionan desgloses por tamaño de falla, sin embargo, los datos incluyen "potencialmente peligrosos" así como también fallas catastróficas. Por lo tanto, la tasa de falla subestima la frecuencia de liberación. El autor compara la tasa de fallas con otros recipientes de presión, tales como recipientes de proceso presurizados y recipientes de almacenamiento presurizados. La tasa de falla es ligeramente menor pero es similar en rango. Instituto de Investigaciones de Energía Eléctrica (EPRI por sus siglas en ingles) (1981)

El EPRI (2) proporciona las siguientes tasas de falla para condensadores, los cuales son esencialmente intercambiadores de tubos y coraza. Sin embargo no esta indicada la causa de la falla o si una explosión en los tubos ha provocado fugas externas. • Fallas totales 0.5 por año • Tubos dañados 0.37 por año • Explosión en los tubos 0.005 por año Johnson & Welker (1981)

Aunque la experiencia operativa no esta disponible, Johnson & Welker (3)

proporcionan una tasa total de fallas importantes para condensadores de 4.9 x 10-2 por año. Los intercambiadores de tubo y coraza representan 53% del total, y el resto por enfriadores "fin-fan" y condensadores de tubo aletado. CSPQ (1989)

El Centro para la Seguridad de Procesos Químicos y el Instituto de Ingenieros Químicos(4) ha desarrollado tablas de datos en equipos y sistemas de procesos seleccionados, incluyendo mecanismos de transferencia de calor. La tasa de fallas esta dada para fugas mayores a ¼" como 0.226 por año (valor medio). Esta tasa de falla es relativamente alta, pero no esta bien documentada. (1) Arulanantham, D.C., Lees, F.P., “Some Data on the Reliability of Pressure Equipment in the Chemical Plant

Environment”, International Journal of Pressure Vessel Piping , 9, 327, 1981. (2) Electrical Power Research Institute (EPRI), “Component Failure and Repair Data for Coal-fired Power Units”, October,

1981. (3) Johnson, D.W. and Welker, J.R., “Development of an Improved LNG Plant Failure Rate Data Base”, Applied

Technology Corporation, Report No. GRI-80/0093, September, 1981. (4) CCPS, “Guidelines for Process Equipment Reliability Data”, AIChE, New York, 1989.


C-6

C3.1.2 Análisis de frecuencia

La coraza es esencialmente un recipiente a presión, por lo tanto las tasas de falla de los recipientes a presión pueden ser aplicados aquí. La liberación puede ser dividida en tres categorías, las fallas de las corazas, ruptura de tubos por sobrepresión y fallas en empaque(s). Con el modelo de ´extra´ fallas en fugas externas debido a rupturas de tubo o fallas de empaques, se puede discutir que la tasa de fallas en los condensadores debe ser más alta que en los recipientes a presión, Sin embargo, esto no esta demostrado por los datos de Arulanantham and Lees, los cuales muestran fallas similares para los dos tipos de recipiente.


C-7

C4 BRIDAS Y EMPAQUES


Comisión Reguladora Nuclear de EU (1975)

El estudio WASH-1400 (1) reporta una frecuencia de fugas de bridas de 3 x 10-7 por hora (2.6 x 10-3 por año-brida). El rango proporcionado es 1 x 10-8 a 1 x 10-5 por hora. Para empaques, la frecuencia y el rango son proporcionados en un orden de magnitud mas alto. Los valores son citados por Lees (2) . Datos de Confiabilidad de la Industria Química (1980)

Muchas de las frecuencias de fuga en bridas han sido tomadas de los datos de confiabilidad de una compañía en operación en la industria química (3), la cual reporta otras tres fuentes más para diferentes materiales en la tubería. Todos estas son tomadas de la experiencia de plantas químicas del Reino Unido antes de 1977, como sigue: • Servicio de GLP:

− Fugas de 4 x 10-4 por año-conexión “en operación” − Fugas de 6 x 10-4 por año-conexiones reconstruidas − el número de fugas en estos datos se desconoce

• Servicio de cloro líquido:

− Fugas < 2 x 10-4 por año de la conexión para bridas no deterioradas. − Hubo 4 fugas reportadas en 11 años, todas ellas debido al material

incorrecto que estaba siendo usado para las bridas de conexión en renovación. Esto dio como resultado una frecuencia de 1 x 10-3 de fugas por renovación de conexión, basado en aproximadamente 360 conexiones renovadas por año.

• Servicio de amoniaco líquido

− 1.6 x 10-4 por año-conexión, basado en una fuga en aproximadamente 6,240 años bridas-conexión.

Dexter y Perkins (1982)

Dexter y Perkins (4) proporcionan datos de tasa de fallas con posible aplicabilidad a la planta de reproceso nuclear. Ellos proporcionan una tasa de falla de 4.4 x 10-3 por año para todas las fugas.

(1) Comisión Reguladora Nuclear de EU, “Estudio de Seguridad del Reactor”, Apéndice III; Datos de Fallas, NUREG-75/014,

WASH-1400, Octubre, 1975. (2) Lees, F.P., “Prevención de Pérdidas en las Industrias de Proceso”, 2da Edición, Butterworth-Heinemann, Oxford, UK, 1996,

p.A14/7. (3) Operador de la Industria Química, “Datos de Confiabilidad”, 1980. (4) Dexter, A.H., Perkins, W.C., “Datos de Índices de Falla de Componentes con Posible Aplicabilidad a una Planta de Nuclear

de Reproceso de Combustible”, preparados para el Departamento de Energía de EU, contrato DE-AC09-76SR00001, 1982.


C-8

Pape y Nussey (1985)

Pape y Nussey (1) basaron sus datos de tasa de falla en datos de varias fuentes que fueron modificadas a su juicio. (Las fuentes actuales no son proporcionadas.) Las frecuencias son fugas que se convierten en “fallas mayores” antes de que se pueda tomar una acción preventiva. Una “falla” es equivalente a la pérdida de una sección entre dos pernos adyacentes. Las siguientes frecuencias son presentadas: • 3 x 10-6 por año de los empaques de 0.6 mm de espesor • 5 x 10-6 por año de los empaques de 3 mm de espesor Pape y Nussey manifiestan que es necesario verificar si el diámetro interno del empaque es igual al diámetro interno de la tubería y que la frecuencia real puede depender de los procedimientos de inspección y reemplazo. Davies (2) manifiesta que los valores de frecuencia de fuga proporcionados por Pape y Nussey son principalmente aquellos empleados por la SSMA del Reino Unido, cuando condujeron evaluaciones de riesgo. Se emplea un orificio de tamaño equivalente a 13mm. Blything y Reeves (1988)

Blything y Reeves (3) revisaron datos de diversas fuentes, mostradas en el Cuadro C4.1, para la falla de empaques que producen fugas de varios tamaños. Los datos de fallas proporcionados en el Cuadro C4.1 en (i) a (iii), fluctuando entre 5 x 10-3 a 5 x 10-4 por año son para fugas de bridas de todos los tamaños (los cuales podrían incluir fugas ‘hoyos de alfiler’ que no son importantes para un estudio de riesgo mayor, a menos que pueda ocurrir escalación). Blything y Reeves manifiestan que para producir fugas mayores de un diámetro equivalente a ½" una proporción significativa del empaque necesitaría explotar. Por lo tanto, Blything y Reeves sugieren que un factor de 10-2 a 10-3, por decir, necesitaría ser aplicado a estas tasas de falla, para dar una frecuencia que sea aplicable a un reventón en el empaque.

(1) Pape, R.P. y Nussey, C., “Un Método Básico para el Análisis de Riesgos de Riesgos Tóxicos Mayores”, Simposium IChemE

Symposium Serie No. 93, Abril, 1988, pp.367-388. (2) Davies, P.A., “Valores de Frecuencia de Liberación para Uso en la Determinación de Distancias de Consulta”, Revisión 1,

Mayo, 1997. (3) Blything, K.W. y Parry, S.T., “Fallas de la Labor de la Tubería – Un Repaso de Incidentes Históricos”, UKAEA, SRD R441,

Enero, 1988.


C-9

Cuadro C4.1 Datos de Falla en el Empaque de Brida (Blything y Reeves)

No. de Fuente

Fuente de Datos Frecuencia de Falla

(por año) (i) Banco de Datos del SRD 4.4 x 10-3 (ii) WASH-1400 2.6 x 10-3 (iii) Calor Gas Ltd - (datos de campo) 5 x 10-3 Calor Gas Ltd - (no recuperable, por ejemplo, no puede ser

recuperado apretando los pernos de la brida. 5 x 10-4

(iv) Datos del LPGITA - (falla mecánica de la conexión pero el empaque intacto, incluye fallas debido al incorrecto ensamble de la unión. Todos los grados de severidad de la fuga hasta un orificio, equivalente a 1 mm de espacio alrededor de la circunferencia del orificio)

5.6 x 10-5

Datos del LPGITA - (pérdida de proporción importante del empaque, ej. Para tubería NB de 2" – orificio efectivo = 10 mm diám.)

5.6 x 10-6

Cox, Lees y Ang (1990)

Cox, Lees y Ang (1) proporcionan tasas de fallas para bridas descritas como “la sección entre los pernos.” se estima que las fallas “mayores” tienen una frecuencia de 1 x 10-4 por año. La frecuencia de las fallas menores es dada como 1 x 10-3 por año. Taylor (1994)

Taylor (2) proporciona los siguientes datos que se muestran en el Cuadro C4.3, los cuales no incluyen errores humanos o no resultan de fallas secundarias. Sin embargo, no hay indicaciones acerca de donde se derivan estos datos.

Cuadro C4.3 Datos de Falla de Bridas (Taylor)

Modo de Falla Frecuencia de la Falla (por año)

Pequeña Fuga (orificio de 0.1 a 10 mm2)* 3.5 x 10-3 Reventado del empaque, o prácticamente destruido, o la brida se abre varios mm.

2.6 x 10-4

Fracturas de la brida * 8.8 x 10-5 * Para tubería de alta presión diseñada para altos

estándares, y sin ciclaje de temperatura, las válvulas pueden ser divididas por 10.

(1) Cox, A.W., Lees, F.P., Ang, M.L., Clasificación de Localizaciones Riesgosas, Institución de Ingenieros Químicos, Rugby, UK,

1990. (2) Taylor, J.R., “Análisis de Riesgo para Plantas de Proceso, Gasoductos y Transporte”, London: Spon, 1994.


C-10


Las frecuencias de fuga proporcionadas anteriormente para fallas al azar, “en-servicio” que son de un tamaño suficiente para un estudio de peligros importantes van de 3 x 10-6 a 4 x 10-4 por año. La frecuencia de fuga general que será utilizada aquí tomando en cuenta todos los datos arriba sugeridos es de 1 x 10-4 por año-brida. Esto puede ser considerado como conservador, pero una cifra de 4 x 10-4 por año podría ser la más conservadora, la cual puede ser usada como una prueba de sensibilidad. Esta frecuencia puede ser aplicada a bridas comunes de cara plana, con empaques normales de acero, en servicio a baja presión y baja temperatura. Cuando se realizan estudios en el Reino Unido por el SSMA, los datos de Pape y Nussey usados por el SSMA pueden ser aplicados. No existen datos específicos para las bridas de alta calidad, pero se espera que la frecuencia de fugas para tales bridas sea más bajo. Esto puede ser compensado por el hecho de que tales bridas podrían ser usadas en servicios de alta presión y alta temperatura. El tipo de servicio podría necesitar evaluarse para justificar la reducción en la frecuencia de fuga de la brida.


La distribución de tamaño de fuga está disponible en la base de datos del Foro E&P (1). Estos datos son presentados en el Cuadro C4.4, los cual muestran que casi todas las fugas son menores a 0.1D. Esto se compara bien con lo que uno esperaría, ya que orificios de perforación total en las fallas de la brida pueden ser causados solamente si las bridas están desplazadas. Las fallas típicas en las bridas (pernos flojos, falta de pernos, fugas o falta de empaque) son más probables de dar como resultado tamaños pequeños de orificios. Las “fallas de perforación completa” en las bridas no pueden ser descartadas, ya que los datos del E&P Forum incluyen una fuga de brida de 0.53D.

Cuadro C4.4 Distribución del Tamaño del Orificio para Bridas

Tamaño de la Brida (< d/D)

Probabilidad

0.05 0.59 0.1 0.96 1.0 1.00 donde: d es el diámetro equivalente de fuga (en mm) D es el diámetro interno de tubería (en mm)

(1) Foro E&P, “Base de Datos de Fuga de Hidrocarbon e Ignición”, Reporte No. 11.4 \180, Mayo, 1992.


C-11

C5 BRAZOS DE CARGA / DESCARGA


El estudio de COVO (1) proporciona los siguientes datos de falla para brazos de carga: • Ruptura catastrófica 3 x 10-8 por hora (rango 1 x 10-8 a 1 x 10-5) • Fuga 3 x 10-6 por hora (rango 1 x 10-7 a 1 x 10-4) Las referencias citadas para estos datos son las del Banco de Datos de SRS y el estudio WASH-1400 (2). Sin embargo, no se proporciona información con respecto al tamaño de la “fuga”.


Las tasas de falla indicadas anteriormente pueden ser aplicadas. Para “fugas”, la distribución del tamaño del orificio es tomado para que sea similar al de la tubería de proceso.

(1) Rijnmond Public Authority, “Un Análisis de Riesgo de Seis Objetos Industriales Potencialmente Riesgosos en el Área de

Rijnmond - Un Estudio Piloto”, COVO, D. Reidel Publishing Co., Dordrecht, 1982. (2) Comisión Reguladora Nuclear de EU, “Estudio de Seguridad del Reactor”, Apéndice III; Datos de Fallas, NUREG-

75/014, WASH-1400, Octubre, 1975.


C-12

C6 RECIPIENTES A PRESIÓN

C6.1 ESTADISTICAS DE FRECUENCIA

Arulanantham & Lees (1981)

Un estudio de recipientes a presión en plantas de proceso ha sido reportado por Arulanantham and Lees (1). Los autores definen las fallas como una condición en las cual una grieta, fuga u otro defecto se ha desarrollado, de modo que se requiere reparación o remplazo en el equipo. Esta definición incluye algunos "peligros potenciales" y fallas catastróficas. De este modo la tasa de fallas sobrestima la frecuencia de liberación. Para los recipientes a presión, tales como, recipientes de proceso, intercambiadores de calor y recipientes a presión, fueron registradas 70 fallas por 16,417 recipientes-año, proporcionando una tasa de falla de 4.3 x 10-3 por recipiente-año. Smith and Warwick (1981)

Smith & Warwick (2) cubrieron un total de 20,000 recipientes durante 1962-78 totalizando 3.1 x 105 recipientes-año, en donde se incluyeron todos los recipientes de presión registrados en el Reino Unido para propósitos de cobertura de seguro. Sin embargo, esto sólo incluye recipientes a presión de primera calidad, con paredes de mas de 9.5 mm de ancho y presión de trabajo mayor a de 7 bar. Estos fueron principalmente las calderas de vapor, las cuales son diferentes a los recipientes de procesos y almacenamiento químico y más aplicable a instalaciones nucleares. Hubo 216 fallas ‘potenciales’ registradas incluyendo 13 ‘fallas catastróficas, dando frecuencias de 7.4 x 10-4 por recipiente-año total y 4.2 x 10-5 por recipiente-año por fallas catastróficas. Sin embargo , muchas de estas fallas ocurrieron en las tuberías asociadas y no en los recipientes de presión mismos. Whittle (3) cita un estudio por Technica (4) donde los datos de Smith y Warwick fueron seleccionados, incluyendo solamente fallas descritas como ‘rupturas catastróficas’ y ‘fugas’. Fueron descritas, doce fallas por ruptura catastrófica y 76 por pérdida, pero solo dos rupturas catastróficas y 44 fugas fueron atribuidas a los recipientes de presión. Las rupturas catastróficas al parecer fueron causadas por sobrecargas de operación. Las fugas son categorizadas por modos de falla proporcionados en el Cuadro C6.1 por los datos de Smith y Warwick.

(1) Arulanantham, D.C., L ees, F.P., “Some Data on the Reliability of Pressure Equipment in the Chemical Plant

Environment”, International Journal of Pressure Vessel Piping , 9, 327, 1981. (2) Smith, T.A. and Warwick, R.G., “A Survey of Defects in Pressure Vessels in the UK for the Period 1962-78, and its

Relevance to Nuclear Primary Circuits”, UKAEA Safety and Reliability Directorate Report SRD R203, 1981. (3) Whittle, K., “LPG Installation Design and General Risk Assessment Methodology Employed by the Gas Standards

Office”, Conference on Risk & Safety Management in the Gas Industry, Hong Kong, October, 1993. (4) Technica, “Tsing Yi Island Risk Re-assessment”, Intermediate Report No.6, 1988.


C-13

Cuadro C6.1 Modos de Fallas por Fugas en Recipientes a Presión (de Smith y Warwick)

Modo de falla Número de fallas Error de diseño 3 Defectos de material o construcción 9 Equipo mecánico 1 Corrosión (incluyendo fatigas por corrosión)

5

Fatiga (incluyendo fatigas térmicas) 9 Deformación 3 Sobrecarga de Operación 3 Desconocidas 11 Whittle indica una tasa de fallas total de 1.5 x 10-4 por recipiente-año, proporcionando el siguientes desglose: • Fugas pequeñas (20 mm) 8.1 x 10-5 por recipiente año • Fugas grandes (40 mm) 5.2 x 10-5 por recipiente año • Fugas muy grandes (100 mm) 9.7 x 10-6 por recipiente año • Rupturas catastróficas 6.5 x 10-6 por recipiente año La ruptura catastrófica es usualmente tomada como el diámetro mas grande en la tubería de conexión (en el fondo del recipiente). De hecho, la liberación será de una corta duración y en algunos casos podría ser considerada ‘instantánea’. Estudio COVO (1982) Las siguientes tasas de falla son proporcionadas en el estudio(1) COVO: • Perdidas importantes 1 x 10-5 por recipiente-año (6 x 10-6 a 2.6 x 10-3) • Rupturas catastróficas 1 x 10-6 por recipiente-año (4.6 x 10-5 a 6.3 x 10-7) Una ‘perdida importante’ fue definida como un orificio de 50mm de diámetro. El estudio indica que esta ‘base de tasa de fallas’ es aplicable a recipientes a presión bajo condiciones de no corrosión (interna y externa), estáticos y libres de vibración y ciclos térmicos, por ejemplo, recipientes típicos de almacenamiento a presión. En donde los recipientes están operando en un ambiente de proceso, la base de tasa de falla es normalmente multiplicada por un factor entre 3 a 10 dependiendo de la naturaleza, gravedad de la operación y el método y frecuencia de inspección.

(1) Rijnmond Public Authority, “A Risk Analysis of Six Potentially Hazardous Industrial Objects in the Rijnmond Area - A

Pilot Study”, COVO, D. Reidel Publishing Co., Dordrecht, 1982.


C-14

Los valores fueron basados en datos reunidos por Bush (1) y la UKAEA (2)(3) principalmente para los sistemas de generación de vapor y muy pocos recipientes de proceso. El estudio COVO indica que solo del 10 a 25% de las fallas citadas por el estudio UKAEA están relacionadas con rupturas catastróficas en recipientes. Por lo tanto, con el objetivo de obtener un estimado de tasa de falla base para los recipientes a presión, el rango señalado en las referencias arriba mostradas fue dividido por un factor de diez. Bush (1988)

El estudio de la Asociación Americana de Manufactura de Calderas reportado por Bush, cubrió 15% de los recipientes a presión registrados en los EU, estimando esto para incluir 7.2 x 105 recipiente año. No fueron encontradas fallas catastróficas en el estudio, indicando una frecuencia de fallas catastróficas menor a 1.4 x 10-6 por recipiente-año. Crossthwaite et al. (1988) Crossthwaite et al. (4) presentan valores generalmente usados por la SSMA del Reino Unido. Ellos indican que la SSMA generalmente asume que los recipientes de cloro tienen tasas de falla catastrófica dentro del rango de 2 a 6 x 10-6 por recipiente-año mientras que para recipientes de GLP es considerado como improbable que sea más alto que los recipientes de almacenamiento de cloro (ambos son construidos con similares estándares). La experiencia dentro del Reino Unido para 510,000 recipientes año de GLP, de los cuales, aproximadamente 95% tienen una capacidad de 5 te o menos, indica (para cero fallas) una tasa de fallas menor que 1.4 x 10-5 por recipiente-año (50% de nivel de confianza) o menos que 5.9 x 10-6 por recipiente-año (95% de nivel de confianza). La frecuencia de fuga en recipientes a presión aplicado por Crossthwaite et al. es como sigue: • agujero de 6 mm en espacio líquido 4 x 10-5 por recipiente-año • agujero de 13 mm en espacio liquido 1 x 10-5 por recipiente-año • agujero de 25 mm en espacio liquido 5 x 10-6 por recipiente-año • agujero de 50 mm en espacio líquido 5 x 10-6 por recipiente-año • ruptura catastrófica fría 2 x 10-6 por recipiente-año Esto implicitamente está relacionado con recipientes sobre la superficies sin impacto o protección contra incendio, sujetos a rediografía 10% sin alivio de presión.

(1) Bush, S.H., “Pressure Vessel Reliability”, Journal of Pressure Vessel Technology , 97, 54, February, 1975. (2) Phillips, C.A.G. and Warwick, R.G., “A Survey of D efects in Pressure Vessels Built to High Standards of Construction

and its Relevance to Nuclear Primary Circuits”, UKAEA AHSB(S) R162, 1969. (3) Smith, T.A. and Warwick, R.G., “The Second Survey of Defects in Pressure Vessels Built to High Standards of

Construction and its Relevance to Nuclear Primary Circuits”, UKAEA Safety and Reliability Directorate Report SRD R30, 1974.

(4) Crossthwaite, P.J., Fitzpatrick, R.D. & Hurst, N.W., “Risk Assessment for the Siting of Developments near Liquefied Petroleum Gas Installations”, IChemE Symposium Series No 110, 1988.


C-15

Davenport (1991)

Davenport (1) cubre una población de 1.8 x 106 recipientes-año de recipientes a presión de todos los tipos durante 1983-88 en el Reino Unido. 26 fugas pequeñas y 4 fallas peligrosas (por ejemplo, fallas catastróficas con liberación de contenidos) fueron descritas. Esto dio frecuencias totales de 1.6 x 10-5 por recipiente-año y 2.2 x 10-6 por recipiente-año para fallas catastróficas. El análisis de Devenport esta más actualizado que el de Smith & Warwick, e incluye recipientes con paredes delgadas. Por otra parte, este excluye recipientes sujetos a impactos de flamas, equipo de calentamiento de agua y otros equipos domésticos. La mayoría de los recipientes incluidos en el análisis fueron calderas, receptores de vapor y receptores de aíre, sin embargo, otra categoría de recipientes de presión es descrito, el cual probablemente incluye muchos procesos y recipientes de almacenaje. Hubo 46,000 recipientes en esta categoría en el Reino Unido, por lo tanto esto no incluye todos los recipientes de GLP en el Reino Unido. Los datos sólo refieren 3 casos de fugas y 2 casos de ruptura catastrófica para fallas de 2otros recipientes a presión", dando una frecuencia total de fuga de 2.2x10-5 y una frecuencia de ruptura catastrófica de 8.7x10-6 por recipiente-año.


Se recomienda utilizar los datos de Crossthwaite para frecuencias de falla en recipientes a presión. Estos datos son un tanto juiciosos, pero están basados en las estadísticas disponibles suministradas. Las cifras están generalmente por debajo de los datos de Smith & Warwick, siendo esto una consecuencia de los estándares con los cuales los recipientes están construidos, por ejemplo, el código de diseño BS 5500. Crossthwaite no cita ninguna falla catastrófica "fría" donde el material sea liberado instantáneamente, a pesar de que se conoce una falla en un recipientes de amoniaco en Potchefstroom en Sudáfrica en 1973(2). La falla resulto de una fractura en el extremo de un recipiente. Sin embargo, el recipiente no estaba diseñado con el estándar BS 5500, si no con un anterior (BS1515) y no estaba liberado de tensiones. Se dice que un recipiente diseñado con el BS 5500 liberado de tensiones podría haber sido más improbable que fallará. Aunque se han llevado acabo importantes investigaciones respecto a las fallas catastróficas, por ejemplo, (3)(4), los investigadores sugieren que el escenario mas creíble es una falla en la conexión mas larga del recipiente mas que una liberación instantánea. (1) Davenport, T.J., “A Further Survey of Pressure Vessel Failures in the UK”, Reliability 91, London, June, 1991. (2) Lonsdale, H., “Ammonia Tank Failure-South Africa”, Ammonia Plant Safety, 17, AIChE, pp.126-131, 1975. (3) Pettitt, G.N., “Characterisation of Two-Phase Releases”, Ph.D. Thesis, CNAA, South Bank Polytechnic, London, 1990. (4) Pettitt, G.N., Hardy, N.R., Nolan, P.F., Jones, C.D., “Characterisation of Aerosols Formed by the Flashing Process

Following Catastrophic Vessel Failure, National Heat Transfer Conference, AIChE Symposium Series No. 288, Vol. 88, San Diego, 1992.


C-16

C7 TUBERÍA DE PROCESO


Datos de Confiabilidad de la Industria Química (1980)

Datos de una compañía operando en la industria química (1) son proporcionados de una revisión del Gulf Oil y otros datos. La frecuencia de fuga general está expresada como:

F = 4.72 x 10-7 L/D Ecuación C7.1 donde: F es la frecuencia de fuga por año

L es la longitud de la tubería (en m) D es el diámetro de la tubería (en m)

Esta fórmula indica una frecuencia de falla más baja para tuberías de diámetro mayor, debido posiblemente a sus paredes más gruesas que la protegen contra la corrosión, sobrepresión, impacto, etc., y el hecho de que una mayor atención puede ser dada a su inspección, mantenimiento y protección. Las frecuencias para los diámetros de tubería seleccionados se proporcionan en el Cuadro C7.6.

Cuadro C7.6 Frecuencias de Fuga de Tubería de una Industria Química en Operación.

Diámetro de Tubería Frecuencia de Falla (pulgadas) (mm) (por año-m)

2 50 9.3 x 10-6 4 100 4.7 x 10-6 6 150 3.1 x 10-6 8 200 2.4 x 10-6 12 300 1.5 x 10-6 18 450 1.0 x 10-6 24 600 7.7 x 10-7

La distribución de tamaños para estos datos es proporcionada en el Cuadro C7.2. Los datos no proporcionan un porcentaje del área de corte transversal para fugas pequeñas, sin embargo, esto ha sido estimado como 1%. Las frecuencias de fuga resultantes se presentan en el Cuadro C7.3.

(1) Operador de la Industria Química, “Datos de Confiabilidad”, 1980.


C-17

Cuadro C7.2 Distribución de Tamaños de Orificio de una Tubería en una Industria Química en Operación.

Descripción de la Fuga

Área transversal (% de tubería)

Diámetro del Orificio

(% de tubería)

% de fallas

Fugas pequeñas 1* 10* 60 Fugas grandes 5 22 25 Fugas catastróficas 20 45 10 Ruptura 100 100 5 * El área transversal de la tubería no es proporcionada y por lo tanto las cifras son supuestas.

CuadroC7.3 Frecuencias de Fuga de Tubería Derivadas de una Industria Química en Operación.

Diámetro de la Tubería

Frecuencia de la Fuga (por año-m)

(pulgadas) (m) 0.1D 0.22D 0.45D 1D 0.5 0.013 2.2 x 10-5 9.1 x 10-6 3.6 x 10-6 1.8 x 10-6 0.75 0.019 1.5 x 10-5 6.2 x 10-6 2.5 x 10-6 1.2 x 10-6

1 0.025 1.1 x 10-5 4.7 x 10-6 1.9 x 10-6 9.4 x 10-7 1.5 0.038 7.5 x 10-6 3.1 x 10-6 1.2 x 10-6 6.2 x 10-7 2 0.05 5.7 x 10-6 2.4 x 10-6 9.4 x 10-7 4.7 x 10-7 3 0.075 3.8 x 10-6 1.6 x 10-6 6.3 x 10-7 3.1 x 10-7 4 0.1 2.8 x 10-6 1.2 x 10-6 4.7 x 10-7 2.4 x 10-7 6 0.15 1.9 x 10-6 7.9 x 10-7 3.1 x 10-7 1.6 x 10-7 8 0.2 1.4 x 10-6 5.9 x 10-7 2.4 x 10-7 1.2 x 10-7 10 0.25 1.1 x 10-6 4.7 x 10-7 1.9 x 10-7 9.4 x 10-8 12 0.3 9.4 x 10-7 3.9 x 10-7 1.6 x 10-7 7.9 x 10-8 14 0.35 8.1 x 10-7 3.4 x 10-7 1.3 x 10-7 6.7 x 10-8 16 0.4 7.1 x 10-7 3.0 x 10-7 1.2 x 10-7 5.9 x 10-8 18 0.45 6.3 x 10-7 2.6 x 10-7 1.0 x 10-7 5.2 x 10-8 20 0.5 5.7 x 10-7 2.4 x 10-7 9.4 x 10-8 4.7 x 10-8 24 0.6 4.7 x 10-7 2.0 x 10-7 7.9 x 10-8 3.9 x 10-8 36 0.9 3.1 x 10-7 1.3 x 10-7 5.2 x 10-8 2.6 x 10-8 48 1.2 2.4 x 10-7 9.8 x 10-8 3.9 x 10-8 2.0 x 10-8

Hawksley (1984)

Hawksley (1) presenta sus propios datos derivados de tubería por debajo y por arriba de la superficie, como se muestra en la Cuadro C7.1. Estos datos son similares a los presentados por Gulf Oil, mostrados en el Cuadro C7.2.

(1) Hawksley, J.L., “Algunos Aspectos Sociales, Técnicos y Económicos de los Riesgos de las Plantas Grandes”, CHEMRAWN

III, 1984.


C-18

Cuadro C7.1. Datos de tasa de Fallas Presentados por Hawksley

Diámetro de la Tubería

Tasas de Falla (x 10-6 por año-m)

(mm) Ruptura total Orificio de 20% del diámetro

Orificio de 5% del diámetro

50 0.4 0.9 2.1 75 0.3 0.65 1.5 100 0.2 0.5 1.2 150 0.15 0.4 0.9 200 0.12 0.3 0.7 350 0.08 0.15 0.4 400/450/500 0.05 0.11 0.3 600/750/900 0.03 0.07 0.1


Las frecuencias de fuga estándar para uso en muchos estudios de costa adentro, han sido obtenidas a partir de los datos de confiabilidad mostrados en las tablas anteriores. Estos datos muestran una variación en la frecuencia de falla con respecto al tamaño de tubería, por ejemplo, la tasa de falla general disminuye con el incremento del diámetro de la tubería. Se sugiere que los datos de confiabilidad arriba descritos sean utilizados al inicio de un estudio, aunque otros datos proporcionados por Haksley pueden ser utilizados como una estimación más optimista. Para estos datos, también se proporciona una distribución de frecuencia. Tubería Criogénica

Se puede esperar que las tubería criogénica tengan frecuencias de fallas más altos, debido al ambiente. Sin embargo, deberá superarse reducirse en el diseño de la tubería. Johnson y Welker (1) presentan datos para tubería criogénica. Ellos citaron dos incidentes reportados de falla de tubería criogénica. Ambas fallas ocurrieron en las conexiones soldadas, donde una tubería de diámetro menor fue conectada a una tubería mayor. Los tamaños de la tubería no fueron proporcionados. Ambas fallas fueron atribuidas a las soldaduras de mala calidad. Una de las fallas dio como resultado una fuga de aproximadamente 1 m3 de GNL y la otra falla dio como resultado una nube de vapor que podría ser vista a 200 metros aproximadamente. El tiempo promedio entre fallas MTBF por sus siglas en inglés para las fallas mayores fue 582,000,000 pie-hora, lo cual da un nivel de falla de aproximadamente 5 x 10-5 por m-año. No se reportaron fallas menores en un total de 1,164,000,000 pie-hora, dando una tasa de falla de menos de 2.5 x 10-5 por m-año. Se puede observar que el rango de falla más importante es mayor que los citados arriba para tubería estándar. Sin embargo el conjunto de datos es menor y de esta manera su uso en los ACR resultan en altos niveles de incertidumbre. Por lo tanto, se aplican los datos de tubería estándar .

(1) Johnson, D.W. y Welker, J.R., “Desarrollo de una Base de Datos de Índices de Falla de una Planta de GNL Mejorada”,

Corporación de Tecnología Aplicada, Reporte No. GRI -80/0093, Septiembre, 1981.


C-19


C-20

C8 BOMBAS (DE DIAFRAGMA)

Una bomba de diafragma es de hecho, dos recipientes de presión pequeños. Algunos estudios previos han considerado que la frecuencia de falla de las bombas de diafragma es la misma que la de los recipientes a presión. Esto puede ser sobrestimado ya que tendría que haber una fuga importante de la bomba seguida por una falla en recipiente. Los datos de confiabilidad en una industria química en operación(1) muestran cero fugas durante una experiencia de 152 bomba-año, por decir, una frecuencia de fuga de menos de 6.6 x 10-3 por año operación. Es improbable que el recipiente de la bomba sea diseñado con el estándar actual de los recipientes a presión y esto podría tender a cancelar el hecho que pudiera haber dos fallas. Por lo tanto, se sugiere que por falta de mejores datos, la frecuencia de falla para recipientes a presión sea usada para bombas de diafragma. Se debe notar que a menudo hay un alto nivel de alarma dentro de la caja para alertar sobre fugas. Esto puede estar conectado a un relevador que puede parar la bomba o aislar la succión de la bomba. Sin embargo, se debe tener cuidado en simular grandes fugas desde bombas de diafragma, ya que el tamaño de la fuga podría ser incluso el del mecanismo de rotación dentro del recipiente, aunque esto causaría una falla catastrófica en el mismo.

(1) Chemical Industry Operator, “Reliability Data”, 1980.


C-21

C9 TANQUES REFRIGERADOS DE ALMACENAMIENTO

C9.1 DEFINICIONES

Lees (1) proporciona descripciones de los siguientes sistemas de tanques: • Tanque de una sola pared, • Tanque de doble pared, • Tanque de doble integridad • Tanque de membrana. Un tanque de una sola pared tiene una pared fabricada con acero para baja temperatura, con aislamiento externo cubierto por una barrera de vapor. Un tanque de doble pared tiene una pared interna de acero para baja temperatura y una pared exterior de acero al carbón con aislamiento entre ambas paredes. La pared exterior no está diseñada para soportar el líquido frío, de modo que este es solo un sistema de contención simple. Un sistema de tanque de doble integridad tiene un tanque interno con una cubierta suspendida y una pared exterior Tres combinaciones de material de construcción son usados. En la primera, ambas paredes, la interna y la externa son de acero para baja temperatura. En la segunda, la pared interna es de acero para baja temperatura y la externa es de concreto pretensado. En la tercera, ambas paredes son de concreto pretensado. En los tres diseños, la pared externa también es capaz de contener el líquido frío. El tanque de membrana consiste en concreto pretensado forrado con una membrana de acero inoxidable. Contención Secundaria

Donde el tanque por si mismo proporcione solo una contención, la contención secundaria puede darse en forma de dique. Dharmadhikari y Heck (2) establecen que desde principios de los 1970's se ha vuelto normal el forrar el contenedor de líquido principal con una pared secundaria, separada de éste por un espacio mayor de 6m. Esta pared exterior de concreto es capaz de soportar líquido, pero no está diseñada para contener vapor liberado de una fuga de producto de la pared interna. Tal arreglo es conocido como un tanque de doble contención. Si la pared externa está diseñada para soportar vapor, así como líquido, el resultado es un tanque de contención total. En este caso, el espacio entre las dos conchas es de 1 a 2 m. Esta contención secundaria no deberá ser confundida con la pared de concreto pretensado de un tanque de doble integridad.

(1) Lees, F.P., “Prevención de Pérdidas en las Industrias de Proceso”, 2da Edición, Butterworth-Heinemann, Oxford, UK,

1996, p.22/38. (2) Dharmadhikari, S. y Heck, G., “Almacenamiento de Gas Licuado”, El Ingeniero Químico, Junio 27, 1991.


C-22

Esto último no es estructuralmente independiente del tanque, mientras que el primero si.


Batstone y Tomi (1980)

La tasas de falla estimada para tanques de almacenamiento refrigerados de una pared y de doble pared son estimados por Batstone y Tomi (1). Estos se muestran en el Cuadro C9.1.

Cuadro C9.1 Tasas de Falla Estimadas de Tanques Refrigerados (Batstone y Tomi)

Tipo de Tanque Frecuencia de la Falla (por tanque-año)

De una pared 1 x 10-5 De doble pared 1 x 10-6 Sin embargo, estas estadísticas no concuerdan con los datos históricos en los dos casos para tanques de doble pared citados arriba, donde las válvulas de alivio han sido “congeladas”. Es probable que este sea un caso por utilizar definiciones incorrectas y una “doble pared” que debería ser realmente referida como “doble integridad.” Para los tanques de doble pared, el tanque exterior no está diseñado para soportar líquido refrigerado y por lo tanto, el tanque eventualmente fallará, seguido de la falla del tanque interno (como se describió arriba). Una reducción en la frecuencia de falla podría ser aplicada para tanques de doble integridad, donde el tanque externo es capaz de soportar líquido refrigerado. Para los tanques de doble contención y de contención total, podría haber una importante reducción en la frecuencia de fallas en donde se libere líquido, ya que se considera extremadamente improbable que la contención secundaria fallará, enseguida de la falla de la contención principal. Mitchell y Edmondson (1980)

Un estudio realizado por Mitchell y Edmondson (2) estimó una falla catastrófica de 5 x 10-5 por tanque-año, basados en una falla en 20,000 años de operación. Esta falla fue en el tanque refrigerado de propano en Umm Said, Qatar en 1977, descrito arriba. Una actualización de este estudio en 1990, redujo la tasa de falla catastrófica a 3 x 10-5 por tanque-año, basándose en la misma falla (una) en 33,000 años de operación.

(1) Batstone, R.J. y Tomi, D.T., “Análisis de Riesgo en Desarrollos de Planeación Industrial”, Prevención de Pérdidas , 13, 7,

1980. (2) Mitchell, P.D. y Edmondson, J.N., “Un estimado de la experiencia de la operación actual con tanques de baja presión,

con fondo de metal plano”, HSE/SRD/41068, 1980.


C-23

El estudio reporta un tasa de falla por fuga de líquido de 2 x 10-4 por tanque-año, en base a fallas de cuatro tanques en 20,000 años de operación. La tasa de fuga de vapor es 1 x 10-4 por año-tanque, basado en 2 fallas en 20,000 años de operación. Las fugas de vapor probablemente no darán consecuencias importantes de peligro, a menos que haya ignición, por decir, un rayo. Corporación de Tecnología Aplicada (1980-81)

Datos de fallas en plantas de GNL son presentadas por Welker y Schorr (1). No se registraron fugas ya sea de gas o líquido en 1.5 x 106 horas de operación del tanque, es decir, la tasa de fuga es menor de 5.8 x 10-3 por tanque-año. En un estudio posterior realizado por Johnson y Welker (2), tampoco hubo fugas documentadas en el almacenamiento de líquido refrigerado, aunque tres fugas de gas fueron reportadas. Dos de estas fugas fueron de las paredes externas y una fue una válvula de alivio defectuosa. Las fugas de las paredes externas ocurrieron en el sello, entre el tanque y la base del mismo. Se reportó una grieta en el techo externo de un tanque, pero no se proporcionó información acerca de si ocurrió fuga de gas o no. Todos los tanques incluidos en este estudio fueron de construcción de metal de doble pared, con paredes externas de acero y paredes internas de aluminio o de acero con 9% de níquel. El tiempo promedio entre fallas importantes de tanques de GNL, fue 904,000 horas. No se reportaron fallas relacionadas con la seguridad (por ejemplo, no resultaron en lesiones) y las fugas de gas mencionadas previamente, no fueron aparentemente lo suficientemente grandes para ser consideradas como un problema de peligro importante. Estudio de COVO (1982)

El estudio de COVO (3) proporciona los siguientes datos de fallas de tanques de doble pared (alta integridad): • Fuga seria del tanque interno (50 mm) 2 x 10-5 por año • Ruptura catastrófica de un tanque interno y externo 1 x 10-6 por año No existe una descripción para el significado de “doble pared (alta integridad)”, pero se supone que los autores quieren decir “doble integridad”. Los datos tomados de un Análisis de Evaluación de Riesgo para una terminal de GNL (4).

(1) Welker, J.R. y Schorr, H.P., “Base de Datos de Experiencia de Plantas de GNL”, Asociación Americana de Gas,

Conferencia de Transmisión, documento 79-T-21, 1979. (2) Johnson, D.W. y Welker, J.R., “Desarrollo de una Base de Datos de Fallas de una Planta Mejorada de GNL”,

Corporación de Tecnología Aplicada, Reporte No. GRI -80/0093, Septiembre, 1981. (3) Rijnmond Public Authority, “Un Análisis de Riesgo d e Seis Objetivos Industriales con Riesgo Potencial en el Area de

Rijnmond - Un Estudio Piloto”, COVO, D. Reidel Publishing Co., Dordrecht, 1982. (4) Science Application Inc., “Estudio de Evaluación de Riesgo de una Terminal de GNL para Los Angeles, California”,

Reporte elaborado por la Compañía Western LNG Terminal, Diciembre 1975.


C-24

Andersson (1991)

Andersson (1) describe una falla catastrófica en el almacenamiento refrigerado de amoniaco en Lituania. El tanque se abrió de un lado entre la pared y el fondo y una gran fuga de amoniaco ocurrió a través de la falla. Al mismo tiempo, el tanque completo fue sacado de la base e impactado con gran fuerza en la pared de concreto reforzada que lo rodeaba, en el lado opuesto de la fuga. Este finalmente aterrizó a 40 mts. de la base. El fondo del tanque permaneció en la base. El amoniaco líquido alrededor de la planta de fertilizantes llegó hasta 70 cm de profundidad en algunos puntos.


En este estudio, se supone que la tasa de falla del tanque es extremadamente bajo, debido al diseño de los tanques de contención completa. La tasa de falla se supone que será de 1 x 10-8 por tanque-año. Los tanques estarán construidos para soportar efectos sísmicos catastróficos. Por lo tanto, el único escenario creíble es un accidente de un avión grande contra los tanques y no existe un aeropuerto grande en los alrededores.

(1) Andersson, B.O., “Un Accidente en una Planta Fertilizadora de Lithuania”, Evolución de la Planta/Operaciones, 10, 4,

pp.221-222, 1991.


C-25

C10 VALVULAS


Johnson y Welker (1981)

Los datos de tasa de falla para válvulas criogénicas son proporcionados por Johnson y Welker (1). Los datos mostraron que las fallas “mayores” de válvulas criogénicas ocurrieron una vez cada 1,569,000 horas (5.6 x 10-3 por válvula-año) y las fallas “menores” cada 307,000 horas (2.9 x 10-2 por válvula-año). Se reportó una falla “relacionada con la seguridad”, pero ésta fue atribuida a un error humano y no fue incluida como una falla de válvula. La mayoría de las fallas de válvulas fueron pequeñas fugas debido a un empaque defectuoso o desgaste de la válvula. Al parecer no ocurrieron fallas importantes en las válvulas, que hayan tenido el potencial de producir una nube de vapor, excepto por una falla por “error humano.” Experiencia Industrial Nuclear

Las tasas de fugas externas para válvulas diversas (2) se muestran en el Cuadro C10.1. Nuevamente, no hay indicaciones acerca del tamaño de la fuga en la válvula, ni tampoco una indicación de qué tipo de válvulas son las operadas por motor y las operadas manualmente.

Cuadro C10.1. Tasas de Fuga de Válvula en las Estaciones de Energía Nuclear

Vendedor Fuga externa por Tipo de Válvula (por válvula año) Válvulas Operadas a Control remoto Válvulas

operadas con motor

Válvulas Plus

operadas con motor

Válvulas operadas por

aire

Válvulas Check

Válvulas Operadas

manualmente

Vendedor no.1 8.8 x 10-4 8.8 x 10-4 3.5 x 10-2 * 2.6 x 10-3 2.6 x 10-3 * Vendedor no.2 6.1 x 10-3 * 6.1 x 10-3 * 8.8 x 10-3 * 3.5 x 10-3 * 8.8 x 10-4 Vendedor no.3 8.8 x 10-4 1.8 x 10-3 1.8 x 10-3 8.8 x 10-4 * 7.0 x 10-4 * Vendedor no.4 6.1 x 10-4 1.8 x 10-3 3.5 x 10-3 6.1 x 10-4 8.8 x 10-4 * Vendedor no.5 8.8 x 10-4 8.8 x 10-4 8.8 x 10-4 4.4 x 10-4 1.8 x 10-4 Generales ** 8.8 x 10-4 1.8 x 10-3 1.8 x 10-3 4.4 x 10-4 8.8 x 10-5 * Hasta 95% de confianza cuando no se registran fallas. ** El índice de falla total es la tasa de falla promedio obtenido al combinar los datos de todas las

plantas.

(1) Johnson, D.W. and Welker, J.R., “Development of an Improved LNG Plant Failure Rate Data Base”, Corporación de

Tecnología Aplicada, Report No. GRI-80/0093, Septiembre, 1981. (2) Información proporcionada por el autor.


C-26


La frecuencia aplicada para fuga de válvulas en este estudio, son las de válvulas de tipo manual, mostradas en el Cuadro C10.1. Aunque estas no son específicamente para dar servicio criogénico, la falta de fallas relacionadas con la seguridad en aquellas válvulas de servicio criogénico sugieren que la tasa de fallas para un ACR debe ser baja. También las válvulas usadas en el nuevo sitio serán de alta integridad. Por lo tanto, se escogió la mejor estimación.


La vasta mayoría de fugas de válvulas son de del tamaño del “orificio de un alfiler”, o válvulas ‘supurando.” Datos acerca de la distribución del tamaño de la fuga están disponibles en la base de datos del Foro E&P (1). Estos datos están relacionados a un ambiente fuera de la costa, pero se considera que aún aquí estos son relevantes. Los datos se muestran en el Cuadro C10.2, los cuales son una prueba de que la vasta mayoría de las fallas resultan en tamaños de orificio pequeños.

Cuadro C10.2 Distribución de tamaños de orificio para válvulas

Tamaño del Orificio (< d/D)

Probabilidad

0.05 0.65 0.1 0.88 0.2 0.94 1.0 1.00 donde: d es el diámetro equivalente de Fuga (en mm) D es el diámetro interno de la tubería (en mm)

(1) E&P Forum, “Base de Datos de Fuga de Hidrocarburo e Ignición”, Reporte No. 11.4\180, Mayo, 1992.

Anexo B

Resultados de Consecuencias (incluyendo los criterios de SEMARNAT)


B-1

d = distancia máxima a favor del viento, c = anchura máxima transversal al viento, s = distancia de compensación, m = distancia a la máxima anchura

Sección Descripción

Tamaño deescape(mm) d c s m d c s m d c s m d c s m d c s m

2 Área de Carga/ Línea del Barco 25 46 46 -46 0 21 21 -21 0 16 16 -16 0 10 10 -10 0 7 7 -7 050 91 91 -91 0 41 41 -41 0 32 32 -32 0 18 18 -18 0 13 13 -13 0

100 182 182 -182 0 81 81 -81 0 63 63 -63 0 36 36 -36 0 25 25 -25 0ruptura - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

3 Del Muelle a Tanques de Almacenamiento 25 46 46 -46 0 21 21 -21 0 16 16 -16 0 10 10 -10 0 7 7 -7 050 89 89 -89 0 40 40 -40 0 32 32 -32 0 18 18 -18 0 13 13 -13 0

100 175 175 -175 0 79 79 -79 0 60 60 -60 0 34 34 -34 0 24 24 -24 0ruptura 403 403 -403 0 181 181 -181 0 140 140 -140 0 79 79 -79 0 56 56 -56 0

4 Línea de Regreso de vapor al brazo decarga

25 9 8 -7 1 5 4 -3 1 5 4 -3 1 4 3 -2 1 3 2 -1 150 18 17 -15 2 10 9 -7 2 9 7 -5 2 6 5 -3 1 5 3 -2 1

100 35 33 -30 4 19 17 -14 4 16 14 -10 4 11 8 -5 2 8 6 -4 2ruptura 80 76 -67 10 45 39 -29 10 38 32 -22 8 27 20 -11 8 20 14 -7 8

6 Tanque de Almacenamiento I ruptura - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

7Línea Líquida del Tanque dealmacenamiento a la 2da etapa de bombas (incluyendo filtro y bombas)

25 46 46 -46 0 21 21 -21 0 16 16 -16 0 10 10 -10 0 7 7 -7 050 89 89 -89 0 40 40 -40 0 31 31 -31 0 18 18 -18 0 13 13 -13 0

100 175 175 -175 0 79 79 -79 0 60 60 -60 0 34 34 -34 0 24 24 -24 0ruptura 403 403 -403 0 181 181 -181 0 140 140 -140 0 79 79 -79 0 56 56 -56 0

8 Línea de vapor del tanque al BOC 25 9 8 -7 1 5 4 -3 1 5 4 -3 1 4 3 -2 1 3 2 -1 150 18 17 -15 2 10 9 -7 2 9 7 -5 2 6 5 -3 1 5 3 -2 1

100 35 33 -30 4 19 17 -14 4 16 14 -10 4 11 8 -5 2 8 6 -4 2ruptura 80 76 -67 10 45 39 -29 10 38 32 -22 8 27 20 -11 8 20 14 -7 8

9Del BOC al Condensador (inc enfriador ycompresor) (vapor HP ) 25 15 15 -14 0 9 8 -7 2 7 6 -5 1 5 4 -3 1 4 3 -2 1

50 30 30 -28 0 17 15 -13 0 14 12 -10 2 9 7 -6 2 7 5 -4 2100 61 59 -56 0 32 30 -26 0 27 24 -20 3 17 14 -11 3 12 9 -6 3

ruptura 104 101 -95 11 56 51 -43 11 47 41 -34 5 30 24 -17 5 22 16 -9 5

10Todas las bombas de salida de la 2daetapa hacia los vaporizadores 25 100 98 -95 0 53 49 -46 0 43 40 -36 5 27 24 -19 4 19 15 -10 5

50 198 194 -190 0 103 98 -93 0 85 80 -73 9 54 48 -41 8 37 31 -24 9100 324 320 -314 0 169 162 -155 0 139 132 -124 14 89 81 -72 9 63 55 -45 14

ruptura 343 339 -331 0 181 172 -161 0 139 132 -124 14 89 81 -72 9 63 55 -45 14

11Vaporizadores a gaseoducto (inc medicióny vaporizadores) (vapor HP) 25 51 50 -48 0 27 25 -23 0 23 20 -18 3 14 12 -10 3 10 8 -6 3

50 102 100 -97 0 54 50 -47 0 44 41 -36 5 28 24 -20 5 19 15 -10 3100 204 200 -196 0 107 100 -95 6 88 82 -76 10 55 49 -42 10 38 32 -24 10

ruptura 343 339 -331 0 181 172 -161 0 148 140 -130 15 95 86 -75 15 67 58 -47 15

7kW/m^21.4kW/m^2 5kW/m^2 21kW/m^214kW/m^2

Distancia (metros) a x kWm^2 flux de calor (Flama Jet )


B-2

El dato de la sección 11 también es utilizado para el gaseoducto. d = distancia máxima a favor del viento, c = anchura máxima a contra viento, s = distancia fuera del sitio, m = distancia a la anchura máxima

Sección Descripción

Tamañodel escape

(mm) d c s m d c s m d c s m d c s m d c s m2 Área de Carga/Línea de barco 25 71 na na na 45 na na na 36 30 -13 3 29 19 -8 3 24 15 -7 3

50 117 na na na 68 63 -32 2 63 53 -25 2 46 34 -16 2 40 27 -12 2100 197 na na na 121 109 -60 2 105 86 -50 2 78 59 -31 2 63 46 -24 2

ruptura 556 na na na 361 356 -295 1 302 290 -245 0 210 198 -162 0 172 155 -123 03 Del Muelle a Tanques de

Almacenamiento25 75 na na na 43 41 -19 3 37 34 -16 3 30 23 -10 3 27 18 -8 350 124 na na na 72 68 -35 2 61 56 -29 2 51 39 -19 2 43 31 -15 2

100 204 na na na 115 111 -63 2 106 96 -53 2 82 66 -35 2 72 53 -28 2ruptura 386 395 -307 1 232 218 -148 1 200 179 -119 1 154 127 -80 1 129 100 -61 1

4 Línea de regreso de vapor al brazo decarga

25 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -50 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

100 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -ruptura - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

6 Tanque de Almacenamiento I ruptura 1177 1227 -1157 0 643 655 -621 0 533 546 -510 0 382 386 -360 0 318 317 -296 0

7Línea líquida del tanque dealmacenamiento a la 2da etapa debombas (incluyendo filtro y bombas)

25 71 na na na 43 41 -19 3 37 34 -16 3 30 23 -10 3 27 18 -8 350 117 na na na 72 68 -35 2 61 56 -29 2 51 39 -19 2 43 31 -15 2

100 197 na na na 115 111 -63 2 106 96 -53 2 82 66 -35 2 72 53 -28 2ruptura 386 395 -307 1 232 218 -148 1 200 179 -119 1 154 127 -80 1 129 100 -61 1

8 Línea de Vapor del tanque al BOC 25 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -50 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

100 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -ruptura - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

9Del BOC al condensador (inc enfriador ycompresor) (vapor HP) 25 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

50 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -100 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ruptura - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

10Todas las bombas de salida de la 2daetapa hacia los vaporizadores 25 158 na na na 91 85 -48 2 80 73 -39 2 63 51 -25 2 56 41 -20 2

50 266 na na na 154 147 -92 2 139 123 -73 2 106 84 -49 2 91 69 -38 2100 386 395 -307 1 232 218 -148 1 200 179 -119 1 154 127 -80 1 129 100 -61 1

ruptura 386 395 -307 1 232 218 -148 1 200 179 -119 1 154 127 -80 1 129 100 -61 1

11Vaporizadores a gaseoducto (incmedición y vaporizadores) (vapor HP) 25 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

50 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -100 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

ruptura - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

B => estimado

1.4kW/m^2 5kW/m^2 14kW/m^27kW/m^2 21kW/m^2

Distancia (metros) a x kWm^2 flux de calor (charco de fuego)


B-3

d = distancia máxima a favor del viento, c = anchura máxima transversal viento, s = distancia de compensación, m = distancia a la máxima anchura El dato de la sección 11 también se utiliza para el gaseoducto.

identificadorSección Descripción

Tamaño de escape

(mm) d c s m d c s m d c s m d c s mS2-HS2 2 Área de Carga/Línea de barco 25 23 4 0 6 31 23 0 17 34 5 0 7 27 3 0 7S2-HS3 50 41 9 0 11 60 46 0 38 64 10 0 14 54 7 0 13S2-HS4 100 70 18 0 23 120 93 0 72 112 21 0 24 101 13 0 24S2-HS5 ruptura 110 31 0 33 231 159 0 121 178 36 0 42 167 23 0 36S3-HS2 3 Del muelle a Tanques de Almacenamiento 25 22 4 0 10 30 24 0 17 34 5 0 8 26 3 0 8S3-HS3 50 40 7 0 10 55 42 0 45 63 10 0 15 51 6 0 14S3-HS4 100 57 14 0 17 90 70 0 56 89 16 0 21 78 10 0 19S3-HS5 ruptura 70 18 0 23 120 93 0 72 112 20 0 26 101 23 0 24S4-HS2 4 Línea de regreso de vapor al brazo de carga 25 5 1 0 2 7 4 0 3 8 1 0 2 6 1 0 1S4-HS3 50 10 2 0 5 14 8 0 6 14 2 0 3 11 1 0 5S4-HS4 100 18 3 0 8 23 17 0 15 26 4 0 5 21 3 0 5S4-HS5 ruptura 32 6 0 10 46 35 0 32 49 7 0 10 41 5 0 10

S6-HS5 6 Tanque de Almacenamiento I ruptura 227 80 0 80 768 399 0 320 352 95 0 96 384 56 0 96

S7-HS2 7Línea líquida del tanque de almacenamiento a la 2da etapa de bombas (incluyendo filtro y bombas 25 22 4 0 10 30 24 0 17 34 5 0 8 26 3 0 8

S7-HS3 50 40 7 0 10 55 42 0 45 63 10 0 15 51 6 0 14S7-HS4 100 57 14 0 17 90 70 0 56 89 16 0 21 78 10 0 19S7-HS5 ruptura 70 18 0 23 120 93 0 72 112 20 0 26 101 23 0 24S8-HS2 8 Línea de vapor del tanque al BOC 25 5 1 0 2 7 4 0 3 8 1 0 2 6 1 0 1S8-HS3 50 10 2 0 5 14 8 0 6 14 2 0 3 11 1 0 5S8-HS4 100 18 3 0 8 23 17 0 15 26 4 0 5 21 3 0 5S8-HS5 ruptura 32 6 0 10 46 35 0 32 49 7 0 10 41 5 0 10

S9-HS2 9Del BOC al Condensador (inc enfriador ycompresor) (vapor HP) 25 10 2 0 4 13 8 0 6 14 2 0 4 11 1 0 2

S9-HS3 50 17 3 0 7 22 17 0 14 26 4 0 5 21 2 0 5S9-HS4 100 32 6 0 10 48 36 0 30 50 8 0 10 41 5 0 10S9-HS5 ruptura 46 11 0 15 65 57 0 42 72 18 0 15 62 8 0 17S10-HS2 10 Todas las bombas de salida de la segunda

etapa hacia los vaporizadores25 48 11 0 14 72 58 0 44 75 12 0 17 64 8 0 16

S10-HS3 50 57 14 0 17 90 70 0 56 89 16 0 21 78 10 0 19S10-HS4 100 70 18 0 23 120 89 0 72 112 20 0 26 101 13 0 24S10-HS5 ruptura 70 18 0 23 120 89 0 72 112 20 0 26 101 13 0 24

S11-HS2 11Vaporizadores a gaseoducto(ic medición y vaporizadores) (vapor HP) 25 13 1 0 5 15 1 0 8 14 2 0 7 13 2 0 7

S11-HS3 50 30 3 0 13 24 2 0 12 32 3 0 14 33 2 0 15S11-HS4 100 60 4 0 25 37 10 0 14 60 5 0 30 80 5 0 25S11-HS5 ruptura 120 7 0 50 110 10 0 50 110 10 0 60 120 10 0 70

B5 F2

Potencial de FlamazoDistancia a 5% conc

D5 D10

Anexo A

Simulación de Consecuencias

ENVIRONMENTAL RESOURCES M ANAGEMENT PROYECTO INTEGRAL B AJA GNL

A-1

A1 SIMULACIÓN DE DESCARGAS

La simulación de la tasa de liberación y el tipo de descarga es el primer paso en la simulación de consecuencias. Se requieren las condiciones iniciales, tales como líquido saturado, presurizado, etc., y a partir de esto, los parámetros de las condiciones iniciales son descritas como sigue: • material, • fase, • inventario, • temperatura, • presión, • altura del líquido. Los siguientes son parámetros de salida de la simulación de una descarga, utilizados como datos para la simulación de dispersión o simulación de impacto de incendio (flama jet): • Tasa de descarga (continua) o de masa (instantánea), • Velocidad de descarga (continua) o expansión de energía (instantánea), • Temperatura, • Fracción líquida, tamaño de gota y condensación. Para definir la fuga también se requiere información de algún muro de contención o cualquier otra restricción que determine el tamaño del charco de fuego, si este es un resultado, y la ubicación de la fuga (de acuerdo a la ubicación de la gente.)

A1.1 TASA DE DESCARGA

El simulador de descarga calcula la tasa de descarga basada en las condiciones iniciales (fase, temperatura y presión) y el tamaño del orificio. La tasa de descarga puede variar substancialmente durante la duración total. Sin embargo, se considera una tasa de descarga constante sobre el tiempo total para la mayoría de las fugas. En estos casos, el tiempo de duración y la tasa de descarga son seleccionadas para representar la fase mas peligrosa del proceso total de descarga. Para fugas continuas inflamables, la tasa de descarga es usualmente más importante que la duración (siempre y cuando la duración exceda dos minutos). Lo anterior determina el tamaño de la zona de peligro, mientras que lo último determina principalmente la probabilidad de ignición. El tiempo para descargar el inventario aislado se estima dividiendo el inventario entre la tasa de descarga.


A-2

Por esta razón la tasa de descarga y la duración se definen para representar la tasa más alta de descarga en el período inicial de la fuga y el período siguiente, cuando la velocidad ha decaído, se ignora en la duración. Esto es ligeramente conservador ya que la nube o el tamaño del incendio, basados en esta tasa, no será real debido a que la tasa comienza a decaer de manera inmediata y toma tiempo establecer un estado estable de la nube. Sin embargo, no se considera apropiado introducir una corrección para este efecto a menos que el caso tenga una mayor contribución al análisis de riesgo, en tal caso, un análisis más detallado de la tasa de descarga se justifica.

A1.2 VELOCIDAD DE DESCARGA

La velocidad de descarga determina la cantidad de aire que entra para la dilución inicial de la nube de vapor, o determina si una fuga inflamable puede formar una flama jet.

A1.3 FRACCIÓN LÍQUIDA Y CONDENSACIÓN

Los materiales conservados en condiciones por arriba de sus puntos atmosféricos normales de ebullición, se volatilizarán en la fuga. En estos casos usualmente hay una “fuga en dos fases”, involucrando vapor y gotas. Los líquidos conservados por debajo de sus condiciones normales de ebullición no se volatilizarán, pero pueden formar gotas en la fuga si la presión inicial y la velocidad de escape son suficientemente altas. Las gotas más grandes serán condensadas, pero las gotas mas pequeñas podrían permanecer suspendidas. Esto se muestra en la Figura A1.1. Aquellas gotas que permanezcan suspendidas incrementarán la generación de vapores mientras se desplazan con el aire aumentando así el área total sobre la cual se evaporará el líquido.

Figura A1.1 Zona de descarga y Condensación

VaporDescargaliquid

Gotas pequeñas en el viento

Charco líquidoCondensación de gotas grandes


A-3

Respecto al charco líquido que es formado por las gotas que se condensan, éste se expandirá hasta que alcance una obstrucción o su grosor mínimo. La cantidad de vapor generado por el charco, dependerá del tipo de superficie, temperatura y si el charco esta hirviendo o solamente evaporándose. La evaporación ocurrirá debido a la radiación solar y el viento. Estos efectos se muestran en la Figura A1.2. Las fallas catastróficas (como por ejemplo, ruptura de un tanque de almacenamiento de refrigerado) tendrán como resultado un charco grande de material “descargado” en el suelo.

Figura A1.2 Comportamiento de los Charcos Líquidas

A1.4 SIMULADORES DE DESCARGA

Los modelos utilizados en este estudio para la determinación de la tasa de descarga son aquellos presentados en la serie de modelos de consecuencia Shell’s FRED (1 ) y HGSYSTEM (2 )(3 ). Estos también son usados en el software de simulación de consecuencias Cirrus (4). Se utilizan diferentes modelos para fugas de gases, fuga de dos fases, (por ejemplo, fugas de GNL), o fugas de líquidos.

A1.5 DURACIÓN DE LA FUGA

La duración de las fugas que pueden ser controladas, son definidas generalmente por el tiempo en que es detectada y el momento de aislamiento de la fuga. En los casos donde no es posible el aislamiento o control, la duración es igual al inventario disponible dividido entre la tasa de escape. (1) Shell International Productos de Petróleo, FRED, Guía del Usuario versión 2.2, 1995. (2) L. Post, HGSYSTEM 3.0 Manual de Referencias Técnicas, TNER.94.059. (3) L. Post, HGSYSTEM 3.0 Manual de Referencias Técnicas, TNER.94.059. (4) BP, Cirrus, Paquete Software Simulador de Consecuencias, Manual del Usuario versión 6.1, 2000.

T r a n s f e r e n c i a d emasa . Evaporac ión

Viento

El charco se ex t iende has ta quee n c u e n t r a u n a o b s t r u c c i ó n o u n

g r o s o r m í n i m o

H i r v i e n d o

Transferenc ia de C a l o r

Radiac iónS o l a r


A-4

El tiempo para detectar una fuga puede depender de una gran cantidad de parámetros diferentes los cuales son usualmente específicos al sitio y ubicación de la fuga. Por ejemplo, el tiempo de detección puede depender del: tamaño de la fuga, nivel de ruido producido por la fuga, instrumentación (flujo, presión), presencia de detectores de gas, ubicación de los detectores de gas y proximidad de los operarios. El tiempo para aislar una fuga, depende de los siguientes factores: • el tiempo que tarda una persona en detectar la fuga y la habilidad que

tenga para pararla, • tiempo de retraso antes de que se pueda hacer un diagnóstico correcto del

sistema, • tiempo antes de que se realicen acciones de mitigación del sistema. Para rupturas de tubería, la fuga será detectada inmediatamente debido a una alteración del proceso, y la duración puede ser de solamente unos pocos segundos debido al cierre de válvulas de aislamiento inmediato. Las fugas más pequeñas podrían no ser detectadas tan rápidamente y éstas podrían tener duraciones más largas. De igual forma, donde no existan válvulas de aislamiento inmediato, se requerirá de un aislamiento manual, por tanto, la fuga tendrá una mayor duración.


A-5

A2 SIMULACIÓN DE DISPERSIÓN

La simulación de dispersión se utiliza para la predicción en la forma de la nube, tamaño y concentración. La simulación de dispersión empieza una vez que la fuga ha alcanzado la presión atmosférica. Para los productos inflamables, la distancia al límite inferior de inflamabilidad y al límite medio de inflamabilidad se requiere para determinar la extensión de un flamazo si se alcanza una fuente de ignición.

A2.1 DATOS METEOROLÓGICOS Y OTROS DATOS DE REFERENCIA

Existen varios parámetros de referencia que afectan la dispersión del gas, como los siguientes: • estabilidad del aire, • velocidad del viento (y dirección), • rugosidad de superficie (plano, árboles, etc.), • terreno (montañas, valles, etc.), • humedad, • radiación solar. Probablemente el más importante de estos es la estabilidad del aire. La estabilidad en el clima permitirá al gas viajar mucho antes de que sea diluido por debajo del nivel de daño o concentración mínima de explosión. El clima turbulento causará una mezcla vigorosa del gas, por lo tanto, reduce el área de efecto. Pasquill ( 1 ) definió 7 categorías de clima, de la A (inestable) a la F o G (estable). La estabilidad de la atmósfera es el alcance hasta el cual se permite el movimiento vertical suprimiendo o ayudando a la turbulencia. La estabilidad es una función del deslizamiento del viento y el perfil vertical de la temperatura. La velocidad del viento se define por un número (en m/s) después de la letra. La dispersión de la nube de vapor dependerá de las condiciones prevalecientes del viento, entre las que se incluye la velocidad del viento, dirección y estabilidad. La probabilidad de ciertas condiciones atmosféricas varía de un sitio a otro, aunque para áreas geográficas específicas, algunas condiciones tienden a ocurrir en combinaciones específicas más frecuentemente.

(1) Pasquill F., Smith F.B., “Difusiones Atmosféricas: estudio de la dispersión de material arrastrado por el viento de

fuentes industriales y otras”, 3ra ed., Chichester: Ellis Horwood, 1983.


A-6

Las peores condiciones para la dispersión usualmente ocurren cuando la velocidad del viento es baja y la atmósfera está establemente estratificada (Categoría de Estabilidad F de Pasquill), por ejemplo, en la noche con una fuerte inversión y una baja velocidad de viento. Las velocidades típicas de viento para esta categoría se encuentran alrededor de 2 m/s y se designan por la taquigrafía ‘F2’. Las mejores condiciones para la dispersión son en las estabilidades ‘A’ y ‘B’, las cuales ocurren en un día soleado, donde se crea una turbulencia significativa. Estudios anteriores han mostrado que solo un pequeño número de clases de condiciones atmosféricas son suficientes para los cálculos de riesgo, particularmente para estudio de inflamables, y el uso de categorías múltiples añaden una complejidad innecesaria. Para este estudio, se seleccionan cuatro clases de condiciones atmosféricas, llamadas ‘B5’, ‘F2’, ‘D5’y ‘D10’. ‘D5’ fue escogida porque representa las condiciones “típicas”, ‘D’ es una categoría de estabilidad “neutra”. ‘D10’ fue utilizada como una velocidad de viento alta más apropiada para evitar que se eleven las fuga de metano y así la distancia hacia el límite inferior de inflamabilidad puede incrementarse, a pesar de que la cantidad de turbulencia sea mayor. Como la terminal se encuentra cerca del océano, la velocidad del viento será relativamente alta por una proporción significativa de tiempo. ‘B5’ representa condiciones ‘soleadas’, mientras que ‘F2’ representa condiciones en calma por las noches. La temperatura también es importante para la simulación de la dispersión, particularmente donde la evaporación tiene un efecto significativo. El promedio anual de temperatura para la región es de 16°C. La velocidad del viento también tiene un efecto significativo, a mayor velocidad de viento, mayor cantidad de evaporación. El grado de dispersión del gas también depende del terreno. La presencia de árboles, setos, etc. causará turbulencia mientras el aire se desplaza a través de ellos introduciendo así mas arrastre de aire (y por lo tanto dilución) que una superficie plana. La topografía del área es igualmente importante, por ejemplo, una nube densa en un valle es más probable que permanezca en el valle y no dispersarse tan fácilmente como lo haría en un suelo plano. En general, se hace una consideración para el tipo de terreno con el uso de una longitud de rugosidad de la superficie. Para este estudio se tomo un valor de 0.1 m para todas las fugas. Esto parecerá ser conservador pero la distancia de dispersión de las nubes inflamables es relativamente corta.


A-7

A2.2 MODELOS DE DISPERSIÓN

La herramienta principal utilizada para la modelación de dispersión es el modelo HEGADAS, el cual es parte del conjunto de modelos de consecuencia HGSYSTEM (1 ). Este modelo es apropiado para predecir la dispersión de una nube de vapor, la cual es más pesada que el aire. El programa simulará la dispersión de los gases emitidos sin ímpetu. Es, por lo tanto, adecuado para modelos de evaporación de charco o flama jet donde el ímpetu o momento ha sido eliminado por el impacto. Para fugas continuas que retienen su inercia, se utiliza el modelo de Shell “PLUME”, el cual también forma parte del HGSYSTEM. Es utilizado, por ejemplo, para simular la dispersión del gas de un tanque presurizado o de una tubería donde el gas es expulsado a gran velocidad. Una característica significativa de este tipo de modelos es la habilidad de permitir una entrada adicional de aire debido a la alta velocidad del escape, lo cual resulta en la dilución inicial de la nube. En el paquete del simulador de consecuencias Cirrus ( 2 ) se incluyen ambos modelos. Este paquete incluye también una transición automática del modelo PLUME a el modelo HEGADAS, mientras el escape pierde su momento o ímpetu inicial.

A2.3 EFECTOS PELIGROSOS

A2.3.1 Radiación

Para incendios de hidrocarburos, tales como los charcos de fuego y las flamas jet se desarrollan zonas de radiación y sus efectos en la gente pueden ser consideras utilizando los criterios proporcionados en la Sección 11. Las zonas de radiación pueden estimarse utilizando los modelos del software Cirrus. Para las flamas jet de gas, se utiliza el modelo Chamberlain (3 ) desarrollado por Shell Research Thornton. Se asume que la flama es el tronco del cono y que irradia calor desde la superficie entera y con energía uniforme. El modelo entonces, calcula la radiación de la flama a diferentes distancias. Para este estudio, la tasa de descarga inicial fue utilizada para simular las flamas jet. Solamente flamas jet verticales fueron simuladas en detalle en el estudio de ARC, cuando se simulan fugas tipo jet de gaseoductos subterráneos, ya que todas las fugas horizontales impactarán en el suelo en el cual el gaseoducto está enterrado.

(1) L. Post, HGSYSTEM 3.0 Manual de Referencias Técnicas, TNER.94.059. (2) BP, Cirrus, Paquete Software Simulador de Consecuencias, Manual del Usuario versión 6.0, 1998. (3) Chamberlain, “Avances en el diseño de métodos para predecir la radiación térmica de las flamas”, Chem Eng Des Res, Vol. 65,

Julio 1987.


A-8

El modelo de charcos de fuego de Shell (1 ) se basa en correlaciones y asume que los incendios pueden ser modelados como un cilindro, que emite radiación desde los lados del cilindro. El cilindro pude ser inclinado por el viento, lo mismo que la flama puede ser arrastrada mas allá del diámetro original del cilindro. De nuevo, la radiación de la llamarada se calcula a varias distancias. Todos los charcos de fuego fuera de áreas de contención, se asumieron como no confinadas en este estudio. La zona de peligro para los flamazos será la distancia del límite inferior de inflamabilidad y cualquier persona atrapada en un flamazo es muy probable que muera.

A2.3.2 Sobre-Presiones por Explosión

Para las sobrepresiones (y duraciones de pulso) generadas en la nube de vapor, el programa Cirrus, emplea el método de multi-energía ( 2 ). El método de multi-energía toma en cuenta la cantidad de confinamiento y considera cada área cubierta por la nube de vapor como centro de la explosión, en lugar de solamente la nube entera. Uno de los parámetros clave en este modelo es el nivel de congestión, el cual varía de 1 (abierto) a 10 (totalmente congestionado.) Para plantas de proceso como las refinerías, se utiliza generalmente un valor de 7. Las áreas de proceso en la terminal de GNL son más abiertas, y se considera apropiado un valor de 4.

(1) Shell International Productos de Petróleo, FRED, Guía del Usuario versión 2.2, 1995. (2) van den Berg, A.C., “El Método de Multi-Energía”, Diario de Materiales Peligrosos, 12, 1985.

ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT PROYECTO INTEGRALB AJA GNL 14-1

14 CONCLUSIONES

Se concluye que el riesgo fuera del sitio de la Terminal se encuentra muy por debajo de los criterios de contornos de riesgo considerados como “intolerables” y que son utilizados internacionalmente. El riesgo para la gente fuera del sitio se puede describir como insignificante para la configuración de población actual por ejemplo, sin actividades fuera del sitio en las áreas circunvecinas de la Terminal. Sin embargo, deberá mantenerse una “zona de amortiguamiento” o “zona de seguridad” para la exclusión de casas habitación alrededor de la Terminal. Los resultados presentados en el ACR ayudarán a establecer dicha zona. Se están siguiendo principios de diseño probados en el diseño de la Terminal con el fin de minimizar los peligros potenciales. Los riesgos residuales serán mejor controlados por el uso de sistemas adecuados de administración de la seguridad y el medio ambiente mismos que deben ser mantenidos durante todo el ciclo de vida de la Terminal. Por ejemplo, tales sistemas ayudarán a asegurar que las normas de diseño y la confiabilidad prevalezcan. El riesgo del Gasoducto de transporte en toda la ruta también está muy por debajo de los criterios de riesgo “intolerable” utilizados internacionalmente. De nuevo, principios de diseño probados están siendo seguidos en el diseño del Gasoducto con el fin de minimizar los peligros potenciales.

CONTENIDO


13-1

13 CONTROL DE RIESGOS

13.1 TERMINAL

Prevenir la fuga accidental de GNL al ambiente es una consideración primordial en el diseño y operación de la Terminal. Para minimizar la probabilidad de una fuga accidental, el diseño de la Terminal incorporará un alto nivel de seguridad. El estándar principal de los Estados Unidos utilizado en el diseño de las terminales de GNL es el Estándar de la Asociación Nacional de Protección contra Incendios(NFPA, por sus siglas en inglés) 59A(1 ), “Producción, Almacenamiento, y Manejo de GNL”. Recientemente se han desarrollado e implementado estándares europeos por ejemplo, el EN-1473(2 ) en algunas instalaciones internacionales de GNL. El código EN utiliza un enfoque basado en riesgo cuantitativo que permite más flexibilidad de ingeniería en el diseño. El diseño de la Terminal de GNL cumplirá con el Estándar NFPA-59A. Por ejemplo, el diseño de la contención total de los tanques de almacenamiento asegura el cumplimiento con requerimientos de “área de contención” para “contenedores”. El estándar europeo EN-1473 será utilizado para el arreglo general de la planta como se refleja en el estudio del ACR. Con el objetivo de minimizar peligros potenciales, el diseño de la Terminal sigue principios probados de diseño. A continuación se enlistan algunos principios guía: • Revisión detallada del arreglo de la planta para minimizar la longitud de

las líneas y colocar los puntos de fuga potencialmente más probables cerca del centro de la planta.

• Minimizar el número de bridas en la sección de alt a presión de GNL de la Terminal.

• Nivelar el terreno para drenar y evaporar de manera rápida y segura cualquier derrame de GNL.

• Utilizar acero inoxidable y paredes de tubería extra fuerte en donde sea necesario.

• Utilizar la filosofía probada de Paro de Emergencia y válvulas de aislamiento.

• Entubar todas las válvulas de alivio de presión y drenes de mantenimiento hacia un venteo alejado y seguro (cerca del centro de la planta).

(1) NFPA 59A: Estándar para la Producción, Almacenamiento y Manejo de Gas Natural Licuado (GNL), Edición 2001. (2) EN 1473 : Instalaciones y Equipo para Gas Natural Licuado: Diseño de Instalaciones Terrestres.


13-2

• Contar con alarmas tempranas de detección de vapores combustibles junto con sensores de humo y calor.

• Contar con comunicación directa desde/ hacia el cuarto de control, áreas de la planta y los operadores.

• Instalar cámaras de control remoto con el objeto de permitir a los operadores del cuarto de control una visión completa de toda la planta.

• Proporcionar equipo contra incendios estacionario y móvil especialmente diseñado para emergencias de GNL.

• Contar con un plan de respuesta a emergencias que contenga entrenamiento continuo de seguridad para todo el personal y la estación de bomberos local.

Como se mencionó en la Sección 12.5, las medidas de reducción de riesgo como las válvulas de paro de emergencia no fueron tomadas en cuenta dentro del ACR. Si se actualizara el ACR en la etapa de ingeniería de detalle y se tomaran en cuenta estas medidas a adoptarse, existiría una disminución en el nivel de riesgo.

13.2 TUBERÍA

La Figura 12.2 muestra el riesgo a lo largo de la trayectoria de la tubería El nivel de riesgo, el cual es mucho menor que todos los criterios de “intolerable” utilizados internacionalmente, se estima tomando en cuenta los siguientes parámetros: • Tubería de 900 mm de diámetro; • Espesor de las paredes de acuerdo a los estándares Mexicanos NOM-007-

SECRE-1999 (para la herramienta de frecuencia esto es >10 mm); • Presión máxima permisible de operación 80 bar; • Acero grado API (5L X65) • Protección catódica; • Revestimiento de tubería; • Profundidad general de enterramiento de 0.9 m (mayor en áreas

específicas por decir, 1.5 m en áreas de agricultura); • Corrida inteligente de diablos; • Postes indicadores de línea en sitios específicos para reducir el daño por

terceras personas; • Inspecciones de ruta periódicas; • Tubería en áreas rurales en general. Las instalaciones de tubería de la planta serán diseñadas, construidas, probadas, operadas y mantenid as de acuerdo con los Códigos y Reglamentos Mexicanos, Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999. Los Reglamentos Mexicanos especifican los requisitos de diseño, selección y


13-3

calificación del material de tubería, protección contra la corrosión interna, externa, atmosférica y también de construcción.

13.3 SISTEMAS DE ADMINISTRACIÓN DE LA SEGURIDAD

Los riesgos residuales serán controlados de una mejor manera mediante el uso de sistemas de Seguridad y Medio Ambiente adecuados que deberán ser mantenidos durante todo el ciclo de vida de la Terminal. Por ejemplo, los sistemas ayudarán para asegurar que los estándares de diseño y confiabilidad de paro de emergencia se encuentren actualizados.

13.4 MITIGACIÓN DE INCIDENTES

Las instalaciones se construirán de acuerdo a estándares mexicanos e internacionales aplicables. Con la finalidad de reducir la frecuencia de ocurrencia y mitigar las consecuencias, ciertas medidas serán implementadas, mismas que se discuten para cada fase (embarque, transferencia, almacenamiento y vaporización)a continuación. Embarque

Para minimizar la ocurrencia de incidentes en los buques de GNL, la aproximación del buque de GNL al muelle se llevará a cabo utilizando remolcadores. Mientras el buque de GNL permanezca en el muelle, los remolcadores estarán cerca y atentos para remolcarlo en caso de que se requiera una salida de emergencia, proporcionar el suministro de agua adicional contra incendio mediante el uso de sus monitores y el desvío de otros barcos que se aproximen. En aproximadamente trein ta años de operaciones en el mundo ha habido pocos incidentes de daño serio a buques tanques de GNL. Hay poca información histórica en la cual se puedan basar las predicciones sobre el daño a buques de GNL como resultado de colisiones o encallamientos. De hecho, desde que esta industria se inició, sólo ha habido dos incidentes de encallamientos de alta energía y uno de colisión. Ninguno de los eventos ocasionó penetración (ni siquiera un pequeño orificio) al casco interno del barco o al sistema de contención del gas. Los estimados de resistencia de los buques de GNL para incidentes de impactos por encallamiento o colisión deben ser modelados matemáticamente.


13-4

La Tabla 13.1 muestra un indicativo de las velocidades de colisión en un buque tanque estacionario de GNL de 135,000 m3 que se han estimado se requieren para penetrar el casco exterior del buque sin embargo, éstas no son suficientes para penetrar el casco interior ni los tanques contenedores dentro de éste.

Tabla 13.1 Velocidades Indicativas Requeridas para Penetrar el Casco de un Buque

Desplazamiento del barco que impacta en toneladas

Velocidades Críticas de Impacto (nudos)

93,000 3.2 61,000 4.2 20,000 7.3


13-5

Estos valores aunque son únicamente indicativos pueden considerarse como conservadores para los propósitos del manejo de los posibles eventos de colisión. Aun estos valores indicativos requerirían que el tanque esté estacionario y que el impacto al casco ocurriera con un ángulo de aproximadamente 30 grados hacia cualquiera de los lados de la línea perpendicular al casco. En la realidad los impactos a menudo serían oblicuos y causarían menor daño. Transferencia

El Sistema de Paro de Emergencia de la Terminal (SPE) ha sido desarrollado para minimizar los riesgos durante la transferencia de gas licuado del barco a las instalaciones de carga en la costa. El SPE incluye válvulas de cierre rápido, brazos de carga equipados con coples para liberación de emergencia y equipo de protección contra oleaje. Debido a los grandes volúmenes de vapores inflamables que se forman al derramarse el líquido y a las altas tasas de transferencia de líquido en las terminales de GNL los escenarios de emergencia en la interfase buque/costa, requieren acciones iniciales de paro de la transferencia rápidas, seguras y de manera controlada (SPE-1). Adicionalmente al SPE-1, el potencial de daño a los brazos de descarga o al barco requiere la instalación de sistemas de aislamiento (SPE-2) y desconexión rápida (DR) de los brazos de descarga del barco. El primer sistema de paro de emergencia (SPE-1) detiene las operaciones de transferencia del producto de una manera controlada mediante el cierre de válvulas y el paro de bombas en las instalaciones de la costa. La segunda etapa del paro de emergencia (SPE-2) activa el sistema de desconexión de emergencia (DR) entre el brazo y el barco. El desacoplamiento “en seco” se logra asegurando el cierre de dos válvulas de aislamiento, una ubicada inmediatamente corriente arriba y otra inmediatamente corriente abajo del cople de desconexión de emergencia (DR) previo al desacoplamiento. Simultáneamente, se inicia la operación del SPE-1. Los SPE del barco y de la costa están conectados de manera que al iniciar cualquiera de los sistemas de paro, automáticamente se active el otro sistema. La conexión entre los SPE del barco y los SPE de la costa para los proyectos de GNL requieren sistemas de conexión “sin retrasos” (por ejemplo electrónicos, fibra óptica o radio). Se utilizará un sistema de


13-6

conexión eléctrico intrínsecamente seguro como propone SIGTTO1. Los SPE del barco y la costa están ligados como sigue:

(1) Recomendaciones y Guías para Paros de Emergencia Barco-Costas Ligados durante la Transferencia de GNL

SIGTTO(Society of International Gas Tankers & Terminal Operators LTD) (1987).


13-7

El SPE-1 se activará manualmente desde la costa accionando uno de los botones ubicados en: • La zona de acercamiento al muelle; • El cuarto de control del muelle y/o en el muelle o • El cuarto de control principal. El SPE-1 se activará manualmente desde el barco accionando uno de los botones ubicados en: • La caja puesta a bordo antes de cargar que debe ser colocada en un

lugar seguro (por ejemplo el cuarto de control) en barcos sin un sistema de conexión buque/costa y

• En varios puntos de barcos equipados con un SPE de conexión entre el barco y la costa.

Normalmente la conexión barco/costa tendrá sólo la señal SPE-1. El SPE-1 se activará automáticamente por las señales del SPE de la costa en los siguientes casos: • Presión baja-baja en los circuitos hidráulicos comunes del sistema de

maniobras del brazo de carga. • Presión baja-baja en los circuitos hidráulicos del sistema ERS de los

brazos de carga individuales. • Fundición de un fusible en el sistema lógico (después de 1 segundo). • Activación del SPE-2 • Pre-alarma de exceso de ángulo del brazo de carga (por ejemplo ángulo

del ápice y/o de torsión). • Alarma de alto nivel de líquido en el tambor de oleaje (cuando existe). • Alarma contra incendio en el área de la Terminal (manual y automática-

2002). • Falla de energía en la instalación El SPE-1 se activará automáticamente por las señales del SPE desde aquellos barcos equipados con el sistema SPE y con la conexión barco/costa ya hecha. Los códigos de la Organización Marítima Internacional requieren que los sistemas de SPE en los barcos se inicien en los siguientes casos: • Alto nivel en el buque • Detección de fuego


13-8

Otros iniciadores pueden ser: • Alta presión en el buque • Falla de energía • Falla del aire de instrumentos El personal de la costa podrá iniciar el SPE-2 activando botones protegidos localizados en las mismas posiciones que el sistema manual SPE-1. Normalmente el SPE-2 no se puede activar desde el barco. Las acciones del SPE-2 se iniciarán automáticamente para cada uno de los brazos individuales de acuerdo a las señales de sobre-extensión del brazo de carga por los ángulos del ápice o de torsión. Almacenamiento

Los tanques de almacenamiento de GNL que se están considerando para la Terminal de GNL de Baja son tanques con sistemas de contención total. Este es el concepto más seguro de tanques de GNL que existe actualmente. Los tanques serán de una aleación de acero con 9% de Níquel con un espesor de 50 mm, cubiertos por una capa aislante de 3 pies de espesor. Adicionalmente los tanques tendrán una pared exterior de concreto reforzado de 0.9 m de espesor y techo de concreto de 0.5 m de espesor. En el poco probable caso de que ocurra una fuga en el tanque interior, los equipos de monitoreo (cable de fibra óptica y 4 termocoples en el espacio anular) la detectarán y ésta será contenida por el tanque de concreto. Los tanques serán diseñados para soportar las condiciones locales de sismicidad (temblores potenciales). Las medidas de seguridad adicionales son: • Válvulas de relevo de presión • Válvulas de relevo de vacío • Protección de sobrellenado (2 medidores normales más uno de alto nivel) • Protección contra rotación “roll over” (instrumentos transversales de

temperatura/densidad) • Detectores de incendio y de gas • Monitores para rociado de agua, ubicados en el techo/plataforma y

tubería. Vaporizadores

El área de vaporizadores donde el GNL es evaporado a alta presión mediante el uso de agua de mar, tiene la más pequeña probabilidad de generar consecuencias fuera de la Terminal. En el caso de un derrame de GNL, los volúmenes y flujos relativamente pequeños de los diferentes


13-9

componentes de los equipos no darán como resultado una dispersión a grandes distancias. Los detectores de gas y de incendio en el área y los sistemas de paro y purga de las instalaciones limitarán la cantidad y duración de la fuga. Para evitar el efecto dominó en caso de incendio, se pondrán monitores de agua alrededor de los equipos de vaporización para enfriarlos.

CONTENIDO

13 CONTROL DE RIESGOS 1

13.1 TERMINAL 1 13.2 TUBERÍA 2 13.3 SISTEMAS DE SEGURIDAD 32 13.4 MITIGACIÓN DE INCIDENTES 3


12-1

12 SUMA DE RIESGOS

12.1 INTRODUCCIÓN

Los resultados de riesgo se muestran en los contornos de riesgo para la Terminal y en los transectos de riesgo para la tubería. Los riesgos sociales (curvas F-N y PLL) no son relevantes ya que ninguno de los eventos que pueden ocurrir en la Terminal tendrá un impacto en las poblaciones más cercanas.

12.2 CONSIDERACIONES DE REFERENCIA

Los resultados de consecuencias y frecuencias de la Sección 9 (Anexo B) y Sección 10 así como los datos meteorológicos alimentaron al programa RISKPLOT.

12.2.1 Datos Meteorológicos

Los datos obtenidos de la estación meteorológica al sur de California se muestran en la Tabla 12.1 . Se obtuvieron datos de las estaciones de North Island y San Diego, California que fueron las únicas con datos suficientes para el estudio. Los resultados con los datos de cada una de estas estaciones no mostraron diferencias significativas.

Tabla 12.1 Datos de la Rosa de los Vientos de North Island NAS, California

Dirección Velocidad del viento (m/s) Total 0 - 1.54 1.54 – 3.09 3.09 - 5.14 5.14 - 8.23 8.23 - 10.8 10.8 0 0.035 0.028 0.007 0.001 0.000 0.000 0.071 22.5 0.011 0.006 0.002 0.000 0.000 0.000 0.020 45 0.014 0.007 0.002 0.001 0.000 0.000 0.024 67.5 0.020 0.014 0.008 0.004 0.000 0.000 0.046 90 0.038 0.032 0.007 0.001 0.000 0.000 0.077 112.5 0.021 0.018 0.005 0.001 0.000 0.000 0.046 135 0.007 0.009 0.005 0.002 0.000 0.000 0.023 157.5 0.009 0.011 0.005 0.002 0.001 0.000 0.028 180 0.021 0.026 0.016 0.006 0.001 0.000 0.071 202.5 0.015 0.020 0.028 0.003 0.000 0.000 0.0 65 225 0.010 0.012 0.014 0.002 0.000 0.000 0.039 247.5 0.009 0.012 0.018 0.004 0.000 0.000 0.043 270 0.022 0.032 0.050 0.016 0.002 0.000 0.122 292.5 0.016 0.022 0.043 0.027 0.002 0.000 0.111 315 0.023 0.031 0.043 0.028 0.002 0.000 0.127 337.5 0.032 0.030 0.018 0.006 0.000 0.000 0.087 Total 0.304 0.311 0.272 0.105 0.008 0.001 1.000


12-2


12-3

Los datos se ordenaron para poder ser utilizados en el programa RISKPLOT. En general, las velocidades del viento bajas se categorizaron como "F2", las velocidades altas se catalogaron como "D10" y los rangos intermedios se dividieron equitativamente como "B5" y "D5". De esta manera, los datos mostrados en la Tabla 12.2 alimentaron al RISKPLOT.

Tabla 12.2 Datos de la Rosa de los Vientos Utilizados en el RISKPLOT

Dirección Velocidad del viento (m/s) Todos F2 B5 D5 D10 N 0.035 0.018 0.018 0.000 0.071 NNE 0.011 0.004 0.004 0.000 0.020 NE 0.014 0.005 0.005 0.000 0.024 ENE 0.020 0.013 0.013 0.000 0.046 E 0.038 0.020 0.020 0.000 0.077 ESE 0.021 0.012 0.012 0.000 0.046 SE 0.007 0.008 0.008 0.000 0.023 SSE 0.009 0.009 0.009 0.001 0.028 S 0.021 0.024 0.024 0.001 0.071 SSO 0.015 0.025 0.025 0.000 0.065 SO 0.010 0.014 0.014 0.000 0.039 OSO 0.009 0.017 0.017 0.000 0.043 O 0.022 0.049 0.049 0.002 0.122 ONO 0.016 0.046 0.046 0.002 0.111 NO 0.023 0.051 0.051 0.002 0.127 NNO 0.032 0.027 0.027 0.000 0.087 Total 0.304 0.344 0.344 0.010 1.000

12.2.2 Datos de Población

No existen poblaciones cercanas a la Terminal (a pesar de esto se definirá una zona de amortiguamiento para asegurar que la población no pueda invadir la zona inmediata a la Terminal.)

12.3 RIESGOS EN LA TERMINAL Y EN EL MUELLE

12.3.1 Contornos de Riesgos

Los contornos de riesgo para la Terminal de GNL se muestran en la Figura 12.1


12-4

Figura 12.1 Contornos de Riesgo para la Terminal de GNL

1.00E-05

1.00E-06

1.00E-07

1.00E-08

Con respecto a la Terminal, el contorno de riesgo de 1 x 10-5 por año se mantiene dentro de los límites de la misma. El contorno pasa cerca del límite Oeste hacia la costa siendo esta zona donde se localiza la parte principal del equipo de proceso de la planta. Existe otro contorno de 1 x 10-5 alrededor del extremo del muelle pero solamente tiene una extensión aproximada de 50m más allá del muelle. El contorno de 1 x 10-6 por año casi se extiende a las afueras del sitio al Oeste de la planta de nuevo debido a la ubicación del equipo de proceso. En el extremo del muelle, el contorno de 1 x 10-6 por año se extiende aproximadamente 120 m del muelle. Debido a la trayectoria de la tubería de transporte, el contorno de 1 x 10-7 por año se extiende de tal manera que envuelve parte de las instalaciones de la planta de energía y del área de diablos. Este contorno y el de 1 x 10 -8 por año se extienden más allá del límite Sur del sitio (por aproximadamente 40 m y 70 m respectivamente). Si el tanque de almacenamiento colocado más al Sur se instalara entonces el contorno se extendería más al sur. En el


12-5

muelle, los contornos de 1 x 10-7 y 1 x 10 -8 por año se extienden aproximadamente 150 m y 180 m respectivamente.


12-6

Comparando con diferentes criterios internacionales tanto el contorno de 1 x 10-6 como los contornos de riesgo menores se extienden a áreas fuera del sitio. Sin embargo, actualmente no existen grupos poblacionales permanentes en el área circundante dentro de ninguno de los contornos mostrados. Por lo tanto, la Terminal y el muelle se encuentran dentro de todos los criterios para riesgos individuales (contornos de riesgo)utilizados internacionalmente. Los contornos de riesgo deberán utilizarse para garantizar que se mantenga una zona de seguridad alrededor de las instalaciones. La planeación de uso de suelo integrada con la aprobación de las autoridades, deberá asegurar por lo menos, que las áreas poblacionales se mantengan fuera del contorno de 1 x 10-6 por año. Las poblaciones especiales tales como escuelas y hospitales deberán estar fuera del contorno de 1 x 10-8 por año.

12.3.2 Riesgo Social

Actualmente, no existe riesgo social fuera de la Terminal ya que todos los grupos poblacionales se encuentran fuera de las zonas de afectación para los diferentes peligros que representa la Terminal.

12.4 RIESGOS DE LA TUBERÍA

12.4.1 Transectos de Riesgo

El riesgo a lo largo de la trayectoria de la tubería y en la estación de válvulas se muestra en la Figura 12.2 y Figura 12.3, respectivamente. El transecto de riesgo es para una tubería de 900 mm de diámetro con un espesor >10 mm, una presión de operación máxima permisible de 80 bar, acero grado API, protección catódica, recubrimiento de tubería, profundidad de enterramiento de 1 m, inspección inteligente de diablos, inspección periódica de la trayectoria de la tubería, y tubería en área rural.


12-7

Figura 12.2 Transectos de Riesgo para la Trayectoria de la Tubería

1.0 E-8

1.0 E-7

1.0 E-6

-400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400Distancia desde el Origen

Rie

sgo

Figura 12.3 Transectos de Riesgo para la Trayectoria de la Tubería en la Estación de Válvulas

1.0 E-8

1.0 E-7

1.0 E-6

-400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400Distancia desde el Origen

Rie

sgo

Al momento de realizar este estudio no fue posible determinar cómo afectarán a la población estos niveles de riesgo pues en esta etapa se desconoce la ubicación exacta con respecto a la población fuera del sitio tanto de las rutas de la tubería como de las estaciones de válvulas. Sin embargo, se puede observar que el riesgo siempre estará por debajo de los niveles considerados como riesgos intolerables internacionalmente es decir,


12-8

las zonas residenciales siempre estarán por debajo del nivel de 1 x 10-6 por año.


12-9

Los transectos también muestran que el riesgo se encuentra generalmente por debajo de niveles insignificantes a 130 m de la tubería y a 160 m de las estaciones de válvulas (la información obtenida del BS 8010(1 ) muestra que para una tubería de 36" (900 mm) con una presión máxima de operación de 80 bar y un factor de diseño que no rebase 0.72, la distancia máxima de un edificio normalmente ocupado debería ser de alrededor de 84 m).

12.4.2 Riesgo Social

El riesgo exterior de la tubería se disminuye trazando la ruta de la tubería tan lejos como sea posible de zonas poblacionales (ver Sección 3) y utilizando diversos mecanismos de reducción de riesgo por ejemplo, llevando a cabo una corrida de diablos inteligente.

(1) BSI, Código de Práctica para Gasoductos, Parte 2. Gasoductos en Tierra: Diseño, Construcción e Instalación, Sección 2.8

Acero para Petróleo y Gas, BS 8010, 1992.


12-10

12.5 DISCUSIÓN DE RESULTADOS

Los valores de contorno de riesgo alrededor de la Terminal de GNL y los transectos de riesgo de la tubería se encuentran por debajo de todos los criterios utilizados alrededor del mundo para la configuración poblacional presente. De hecho, el riesgo de todos los grupos poblacionales fuera de sitio es insignificante. Puede ocurrir que en el futuro la población invada las zonas cercanas a la Terminal y/ o estaciones de válvulas. Esto ha ocurrido en muchas zonas dentro del territorio mexicano. Por este motivo, se recomienda mantener una zona de amortiguamiento en la que se excluyan las residencias pero se permita el desarrollo industrial alrededor de la planta basándose en el contorno de 1 x 10-6 por año. De preferencia las escuelas, hospitales, etc. deberían estar fuera del contorno 1 x 10-8 por año que es considerado como riesgo insignificante. Para el desarrollo del presente estudio no se han considerado los equipos de emergencia tales como detectores de gases e incendios, paros de emergencia y purga. No se cuenta con el conocimiento específico en cuanto al equipo de emergencia como para integrarlo al análisis de riesgo. Sin embargo, se puede decir que se ha hecho un estimado conservador ya que normalmente uno esperaría que algunos de los sistemas de seguridad operaran en caso de un peligro importante (por ejemplo los sistemas de daño de emergencia). Los sistemas de seguridad restringirán las consecuencias de una fuga particularmente si los sistemas pueden operar a pocos segundos de que suceda el escape. Los eventos inflamables frecuentemente ocurren en los primeros minutos de la fuga por lo que si el sistema de seguridad no puede reducir las consecuencias dentro de este tiempo, entonces su efecto sobre el riesgo será limitado. Para la realización de este estudio de riesgo no se consideró el arranque de la planta ni el "enfriamiento de las operaciones". Esas operaciones tienen un alto riesgo inherente pero en el arranque se tiene considerado contar con contratistas especializados que sepan controlar cualquier problema posible.

12.6 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

La sensibilidad de los resultados se examina desde la perspectiva tanto de la consecuencia como de la frecuencia. Para las consecuencias en particular, se discute la simulación para fuego de charco y para explosiones de nubes de vapor. Con respecto a la frecuencia se consideran un número de elementos o unidades de equipo.


12-11


12-12

12.6.1 Consecuencias

Charcos de Fuego

Los charcos de fuego contribuyen de manera significativa a los resultados de riesgo. Para los charcos de fuego (en términos de ubicar riesgos específicos), se asume que las personas no se moverán de su sitio y quedarán atrapadas en el charco. En realidad, si las personas corrieran de la zona de peligro tan pronto como se identificara la fuga de GNL y se asume que hay poca probabilidad de que quedaran atrapadas dentro de la zona del charco, entonces esto tendrá un significativo impacto en los resultados. Flamazos

Generalmente este tipo de fuego es el principal contribuyente a incrementar la amplitud de los contornos de riesgo. El riesgo de los flamazos depende en gran medida de las condiciones climáticas; el peor caso se debe a las condiciones climáticas estables. En este estudio se asumió que las condiciones estables (F2) estarán presentes aproximadamente el 30% del tiempo. Un cambio en esta probabilidad cambiaría significativamente el resultado de riesgo. Se supuso también que la extensión del flamazo sería la dispersión hasta el límite inferior de inflamabilidad. En caso de que se hubiera seleccionado un valor menor por decir, la mitad de este para dar espacio a "bolsas" de gas, entonces los contornos de riesgo hubieran aumentado de tamaño. Sin embargo, esto sería demasiado conservador por lo que considerar el valor del límite inferior de inflamabilidad para la dispersión es la mejor estimación.

12.6.2 Frecuencia

Tanques de GNL

El riesgo de los tanques de GNL no figura significativamente en el nivel de riesgo general. Se consideró un valor de 1 x 10-8 por tanque-año para la tasa de falla de los tanques de contención completa. La mayoría de las fallas del tanque interno serán contenidas dentro del tanque de concreto exterior. Solamente ocurriría una fuga mayor cuando también fallara el tanque exterior de concreto. Se asume en el caso base que esto podría deberse a por decir, el choque de tráfico aéreo. Los tanques serán específicamente diseñados para efectos sísmicos.


12-13

Si la tasa de falla se incrementa en un orden de magnitud a digamos 1 x 10 -7 por año debido a efectos sísmicos, entonces esto tendría un efecto drástico en los contornos de riesgo de menor valor es decir, en el contorno de 1 x 10-8 por año. Sin embargo, la probabilidad de ignición utilizada es muy conservadora ya que para este análisis se asume que las fugas siempre van a encenderse.


12-14

En muchos casos la fuga recorrerá la pendiente hacia la costa y evitará cualquier fuente de ignición potencial como bombas o actividades donde se encuentre gente presente (Si una persona fuera atrapada en un charco de GNL muy probablemente moriría debido a las quemaduras por el frío.) Cantidad de Equipo Considerado

En la evaluación de riesgo la cantidad de equipo considerado es extremadamente importante ya que tiene un efecto directo en la frecuencia de fallas y por lo tanto, en el riesgo de la planta. Hasta donde fue posible, se intentó seguir la cantidad de equipo que se proporcionó en la información preliminar presentada al equipo del proyecto (1). Esta información proporcionó un número total de válvulas, bridas y longitudes de tubería estimadas para la planta (± 15%). Se asumió que las fallas de cualquiera de estos elementos de equipo resultaría en una fuga de GNL o gas natural, lo cual puede ser conservador. En el caso base se asume que tres tanques de almacenamiento de GNL estén en operación (Un cuarto tanque tendría un efecto en el riesgo fuera del sitio solamente si se asume la tasa menor de falla de 1 x 10-7 por tanque-año mencionada anteriormente.) Tasas de Fallas del Equipo

La evaluación de riesgo es muy sensible a las tasas de fallas estimadas de los diferentes elementos de equipo por decir, bombas, válvulas, bridas, etc. Los valores seleccionados son los que mejor se estimaron para el equipo genérico y esto puede tener un margen de error de alrededor de un orden de magnitud aunque los números tienden a ser conservadores para ‘equipo estándar’ en las industrias petroquímicas. Hay algunas tasas de falla para equipo utilizado en el servicio criogénico, particularmente GNL. En particular, para algunos componentes del equipo los datos son proporcionados por Johnson & Welker(2 ) (ver Anexo C). Las tasas de falla de la tubería de proceso para ‘fallas mayores’ tienden a ser un orden de magnitud mayor (aunque las fallas de tubería no tienen una contribución importante al riesgo general). Además, las tasas de fallas de válvulas son más altas por aproximadamente un orden de magnitud que aquellos eventos que son considerados “fallas mayores”. Sin embargo, el conjunto de datos es relativamente escaso lo que puede tomar en cuenta el hecho que las tasas de falla son mayores. Por ejemplo Johnson & Welker en

(1) Shell, Tubería de Hidrocarburo MTO para el Análisis de Riesgo, A020075-000 -PIP-0-0002 Rev. A, 17/05/02. (2) Johnson, D.W. y Welker, J.R., “Desarrollo de una Base de Datos Mejorada de Tasas de Falla para una Planta de GNL”,

Corporación de Tecnología Aplicada, Reporte No. GRI-80/0093, Septiembre, 1981.


12-15

su reporte establecen que no ha habido fallas mayores en los compresores en el servicio de GNL mientras que en otras fuentes de datos las fallas de los compresores están bien documentadas. Además, la industria de GNL se encuentra ahora bien establecida y con mucha experiencia adquirida en las últimas décadas.


12-16

El reporte de Johnson & Welker fue escrito hace más de dos décadas, relativamente en los principios de la industria de GNL y se espera que las tasas de falla de los componentes utilizados en la industria criogénica sean ahora mucho más reducidas y vayan más de acuerdo con el promedio general de la industria petroquímica.

CONTENIDO

12 SUMA DE RIESGOS 1

12.1 INTRODUCCIÓN 1 12.2 CONSIDERACIONES DE REFERENCIA 1 12.2.1 Datos Meteorológicos 1 12.2.2 Datos de Población 3 12.3 RIESGOS EN LA TERMINAL Y EN EL MUELLE 3 12.3.1 Contornos de Riesgos 3 12.3.2 Riesgo Social 6 12.4 RIESGOS DE LA TUBERÍA 6 12.4.1 Transectos de Riesgo 6 12.4.2 Riesgo Social 9 12.5 DISCUSIÓN DE RESULTADOS 10 12.6 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD 10 12.6.1 Consecuencias 12 12.6.2 Frecuencia 12


11-1

11 CRITERIOS DE RIESGO APLICADOS A ESTE ESTUDIO

11.1 INTRODUCCIÓN

Un estudio de riesgo “mide o cuantifica” el riesgo que resulta de una actividad o una instalación en particular. Sin embargo, la evaluación de la aceptación o rechazo se deja al juicio y experiencia del personal que desarrolla y/o utiliza el trabajo de análisis. El enfoque normal adoptado es relacionar la “medida” de riesgo con los criterios de tolerabilidad. Un análisis cualitativo de riesgo nos da únicamente números, que no pueden ser utilizados de manera directa. La personas normalmente no relacionan el nivel de riesgo numérico, por lo que el análisis de riesgo se debe presentar en términos cualitativos antes de que las personas que toman las decisiones puedan realizar el balance del riesgo contra los beneficios y otros factores. Estos términos cualitativos nos dan juicios de valor sobre los niveles de riesgo. Los criterios de riesgo son estándares utilizados para trasladar los riesgos numéricos estimados hacia juicios de valor (por ejemplo, 10-4 por año puede ser considerado como inaceptable); y estos estándares pueden ser comparados contra de los beneficios obtenidos (por ejemplo, generación de empleos locales, mejora en la economía, etc.) durante el proceso de toma de decisiones. Estos deben pueden ser presentados a las autoridades competentes y al público para justificar el proyecto

11.2 CRITERIO DE RIESGOS COMO GUÍAS O REGLAS

Muchos países (y compañías) alrededor del mundo han fijado sus propios criterios de riesgo. Sin embargo, estos son específicos para cada país dependiendo de su situación particular. No hay criterios universales para definir si un riesgo puede ser tolerable o inaceptable. El establecimiento de estos criterios sólo puede ser usado como guía, al compararlos contra el clima político y social, los cuales deben ser tomados en cuenta. No es posible dar un cálculo preciso de sí un riesgo puede ser tolerable o inaceptable ya que los juicios sobre lo que es tolerable cambian dependiendo de cada sociedad o sector de la sociedad, cambian con el tiempo (por ejemplo con mejores expectativas de vida) y cambian cuando cambia la percepción del riesgo (por ejemplo, después de haber ocurrido un accidente). El riesgo estimado también contiene incertidumbres (especialmente a la hora de estimar las frecuencias) las cuales pueden variar en un orden de


11-2

magnitud o más en términos absolutos. (Estas incertidumbres normalmente desaparecen cuando se comparan las opciones de riesgo). Algunos países han manejado los criterios de riesgo como obligatorios mas que como guías, sin embargo, en estos casos los criterios normalmente tienen tres regiones o bandas para tomar en cuenta las incertidumbres.


11-3

Un establecimiento o actividad no debe poner un riesgo que sea desproporcionado a los beneficios que aportará y además los riesgos y beneficios deberán estar distribuidos equitativamente entre la sociedad. Normalmente esto es imposible en la realidad, ya que los beneficios estarán lejos de ser alcanzados mientras que los riesgos normalmente estarán más cercanos (por ejemplo, las personas trabajando en la planta y otras viviendo cerca de las instalaciones.) Una vez establecidos estos antecedentes, los criterios de riesgo individuales se pueden aplicar para asegurar que ningún individuo será expuesto desproporcionadamente a un riesgo alto debido a una instalación o actividad mediante la cual se beneficie toda la sociedad. También se debe establecer que nos se impongan riesgos innecesarios y los riesgos se reduzcan "tan bajo como sea razonablemente práctico". Si estos principios se cumplen, entonces el riesgo de un establecimiento o actividad podría ser considerado como tolerable y por lo tanto podría ser aceptable a las autoridades y el público. Una actividad que presente un riesgo intolerable normalmente no debe ser considerada como aceptable.

11.3 EL PRINCIPIO TBPP

El principio TBPP fue adoptado por el Acta de Salud y Seguridad en el Trabajo (1974), y es la base para el enfoque adoptado por la legislación del UK HSE (Reino Unido) para las industrias de peligros importantes incluyendo la industria química, nuclear y actividades del gas y petróleo en los mares. El esquema distingue tres niveles de riesgo: un nivel alto, arriba del cual el riesgo es intolerable; debajo de esta región se encuentra un riesgo que puede ser catalogado como tolerable, siempre y cuando se lleve al menor nivel Tan Bajo como Prácticamente Posible (TBPP)(1). Finalmente, hay un nivel debajo del cual el riesgo puede ser ampliamente aceptable siempre y cuando se mantengan precauciones continuamente. Este concepto se muestra en la Figura 11.1.

(1) En los Países Bajos, se utiliza el término ALARA mismo que significa, Tan Bajo como sea Razonablemente Alcanzable “As

Low As Reasonably achievable.


11-4

Figura 11.1 Niveles de Riesgo y TBPP

Si el riesgo se encuentra en la región superior, éste debe ser reducido o la actividad suspendida. Si el riesgo se encuentra en el nivel TBPP, se debe considerar el costo para determinar cuán lejos se puede ir en cuanto a seguridad. En términos sencillos, esto refleja el hecho de que prácticamente cualquier sistema puede ser más seguro si se invierte más en medidas de seguridad hasta el punto en que el uso de los recursos se vuelve sumamente ineficiente. Al final de cuentas la sociedad no está preparada para pagar grandes sumas de dinero para disminuir riesgos que han sido definidos como extremadamente pequeños (en la industria del petróleo esos costos normalmente son pagados por los consumidores finales a través de un incremento en los precios).

11.4 TIPOS DE CRITERIOS DE RIESGO

11.4.1 Criterios de Riego Individual

La nomenclatura del IChemE para un estudio de peligros y riesgos (1 ) define los criterios de riesgo individual de la siguiente manera: criterios que se relacionan con la probabilidad con la que se espera que un individuo sufra un nivel determinado de daño por la ocurrencia de un peligro específico . Los criterios se utilizan normalmente para elaborar los planes de uso de suelo, ayudar en la localización de desarrollos (para una nueva instalación industrial cerca de un área residencial o viceversa) y proteger a las poblaciones vulnerables

(1) IChemE, “Nomenclatura para el Análisis de Peligros y Riesgos”, Rugby, UK, 1992.

Región Inaceptable

Región TBPP oTolerable (se tomael riesgo sólo si sedesea unbeneficio)

Región ampliamente aceptable

(No se necesitatrabajo detallado parademostrar TBPP)

No se puede justificar elriesgo salvo en condicionesextraordinarias

Tolerable sólo si la reduccióndel riesgo fuera impracticable osi su costo fuera sumamentedesproporcional a la mejoraobtenida.

Tolerable si el costo de sureducción excediera lamejora obtenidaNecesario asegurarseque el riesgo semantendrá a este nivel

Riesgo insignificante


11-5

(hospitales, escuelas, etc.) que difícilmente pueden ser evacuadas en caso de una emergencia. Los criterios de riesgo individual normalmente se utilizan suponiendo que los miembros del público cercanos no reciben mayor beneficio de la actividad peligrosa que el que recibe el promedio (el criterio es independiente de la actividad). Algunas autoridades con frecuencia aplican el criterio asumiendo que un individuo está desprotegido y que no puede huir en caso de un incidente ya que el 100% de su tiempo se encuentra en ambientes exteriores. Estos criterios se utilizan en la definición de los contornos de riesgo y en principio pueden ser conservadores.

11.4.2 Criterios de Riesgo Social

La nomeclatura del IChemE para el estudio de peligros y riesgos define los criterios de riesgo social como: El criterio relacionado con la probabilidad de que un número de personas de una población sufra un nivel de daño específico cuando ciertos peligros ocurren. El criterio de riesgo social asegura que el riesgo a las comunidades (o la sociedad en sí) por un establecimiento o actividad, no sea desproporcionado a los beneficios obtenidos por ésta. Los riesgos sociales incluyen el riesgo para toda persona expuesta incluyendo aquellas personas expuestas en raras ocasiones por decir, en centros comerciales o estadios. Los criterios de riesgo social normalmente se presentan como líneas en los diagramas F-N. De esta manera se pueden controlar los riesgos que pueden causar daños catastróficos incluyendo múltiples fatalidades. Esto también asegura que la percepción pública de riesgo de un accidente catastrófico está en equilibrio con los beneficios que el establecimiento o actividad en cuestión proporciona.

11.5 CRITERIOS DEFINIDOS PARA EL PRESENTE ESTUDIO DE RIESGO

Se debe establecer un criterio de riesgo para determinar si los niveles de riesgo son intolerables o insignificantes. Como en la actualidad México no cuenta con normas para definir los criterios de riesgo, se utilizaron como referencia los criterios internacionales.

11.5.1 Criterios de “Contorno de Riesgo”

Los criterios de riesgo utilizados internacionalmente para determinar los contornos de iso-riesgo se presentan en la Tabla 11.1.


11-6

Tabla 11.1 Criterios de Contornos de Riesgo para el Público

Compañía o Autoridad Riesgo Máximo Tolerable (por año)

Riesgo Ampliamente Aceptable (por año)

Health & Safety Executive (Reino Unido) 10- 4 10-6 VROM, Países Bajos (Holanda para plantas nuevas) 10-6 No se utiliza (siempre

se usa ALARA) VROM, Países Bajos (Holanda, planta existentes) 10-5 No se utiliza (siempre

se usa ALARA) EPA, Australia Occidental (plantas nuevas) 10-5 10-6 NSW, Australia (riesgo en zonas habitacionales desde plantas nuevas)

10-6 -

ALARA = Tan Bajo como Sea Razonablemente Alcanzable.

11.5.2 Criterios de Riesgo Social

Los criterios de riesgo social utilizados internacionalmente se muestran mejor en una curva F-N como se ve en la Figura 11.2 a continuación. Los criterios para el Reino Unido (Comité Consejero en Substancias Peligrosas) y Hong Kong demuestran el esquema de tres niveles es decir, los riesgos en el nivel medio deben ser TBPP. El criterio Holandés usa una sola línea y debajo de ésta los riesgos deben ser ALARA.

Figura 11.2 Criterios de Riesgos Social Oficiales para el Público

1.0 E-9

1.0 E-8

1.0 E-7

1.0 E-6

1.0 E-5

1.0 E-4

1.0 E-3

1.0 E-2

1.0 E-1

1 10 100 1,000 10,000 100,000N (Número de Muertes)

Frec

uenc

ia A

cum

ulat

iva

(por

año

)

Inaceptable, Holanda

Inaceptable, Hong Kong

Aceptable, Hong KongHK TBPP

Holanda ALARA

CONTENIDO

11 CRITERIOS DE RIESGO APLICADOS A ESTE ESTUDIO 1

11.1 INTRODUCCIÓN 1 11.2 CRITERIO DE RIESGOS COMO GUÍAS O REGLAS 1 11.3 EL PRINCIPIO TBPP ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. 11.4 TIPOS DE CRITERIOS DE RIESGO 4 11.4.1 Criterios de Riesgo Individual 4 11.4.2 Criterios de Riesgo Social 5 11.5 CRITERIOS DEFINIDOS PARA EL PRESENTE ESTUDIO DE RIESGO 5 11.5.1 Criterios de “Contorno de Riesgo” 5 11.5.2 Criterios de Riesgo Social 6


10-1

10 ANÁLISIS DE FRECUENCIA

10.1 INTRODUCCIÓN

La liberación de materiales peligrosos puede ser considerada para una gran variedad de orificios cuyos tamaños dependerán de las diversas causas que los ocasionan. Por ejemplo, la fuga de una tubería en proceso debida a la corrosión, tenderá a ser pequeña mientras que un impacto externo por decir, de una grúa, es posible que produzca un orificio mucho mayor. También existirán diferentes resultados de peligros como se muestra en el Análisis de Consecuencias en la Sección 9. Para cada uno de estos resultados peligrosos (consecuencias) se deriva, de la frecuencia inicial, una frecuencia de ocurrencia y varias probabilidades (que son las ramas de varios árboles de eventos). Las frecuencias de los resultados peligrosos son entonces la base para el análisis de riesgo.

10.2 TASAS DE FALLA

ERM ha desarrollado una base de datos de frecuencia de fallas(1) que utiliza datos de una amplia variedad de fuentes y contiene información actualizada para diversas fallas de equipo. A partir de esta base de datos se describen diferentes categorías de equipo para terminales de gas y petróleo, como son: • Compresores; • Condensadores (intercambiadores de calor); • Empaques y bridas; • Brazos de carga; • Recipientes a presión; • Tubería de proceso; • Bombas (de diafragma); • Tanques de almacenamiento refrigerados y • Válvulas. Para cada categoría de equipo se proporciona una descripción y el alcance a los que se refieren los datos de frecuencia por ejemplo, la tubería de proceso no incluye válvulas, empaques y conexiones de los instrumentos. La recopilación de las estadísticas de frecuencia es entonces proporcionada en orden cronológico. A partir de estas estadísticas se realiza un análisis y se proporcionan los datos recomendados para uso en el ACR para cada pieza del equipo. También se proporciona la información relacionada a la distribución del tamaño de la fuga por ejemplo, estadísticamente el 96% de

(1) ERM, “Nota Técnica sobre Datos de Tasa de Fallas en Tierra”, Revisión 3, Enero 2001.


10-2

todas las fugas de empaques fueron menores que un diámetro equivalente a una décima del diámetro de la tubería. ERM también utiliza varias bases de datos para gasoductos y ha desarrollado para éstos una base estandarizada dependiendo del material que esté siendo transportado(1). Los datos del equipo aplicados en el estudio se proporcionan en el Anexo C. La Tabla 10.1 muestra un resumen asumiendo una tubería de 12” (30.5 cm). Los datos de la tubería se proporcionan en el Anexo D . Todas las referencias usadas en estos documentos se enlistan en los Anexos.

Tabla 10.11 Resumen de las Tasas de Falla Base (Ejemplo de una tubería de 12")

Equipo Tasa de Falla (por año)* 25 mm 50 mm 100 mm Ruptura Total** Compresor 3.9 E-4 1.3 E-4 1.3 E-4 1.3 E-2 Condensador 5.0 E-6 2.5 E-6 1.2 E-6 6.2 E-5 Brida† 1.6 E-6 3.0 E-7 6.0 E-8 4.0 E-8 1.0 E-5 Brazo de carga* 5.4 E-7 6.3 E-7 3.9 E-7 3.0 E-8 3.0 E-6 Tubería (10 m longitud) 2.8 E-6 3.3 E-6 1.4 E-6 6.2 E-7 1.5 E-5 Recipiente a presión 5.0 E-6 2.5 E-6 1.2 E-6 6.2 E-5 Bomba†† 5.0 E-6 2.5 E-6 1.2 E-6 6.2 E-5 Tanque refrigerado de almacenamiento‡

1.0 E-8 1.0 E-8

Válvula‡‡ 1.7 E-5 4.4 E-6 2.6 E-6 1.8 E-6 8.8 E-5 * Las tasas de falla del brazo de carga se proporcionan por hora. ** El total incluye fugas menores no mostradas en esta tabla. † Como las bridas son de la más alta calidad, se aplican los datos del rango más bajo. †† Las bombas de diafragma se utilizan para las bombas de alta presión y por lo tanto se

aplicaron los datos del recipiente a presión. ‡ Tanque refrigerado de almacenamiento de contención total. ‡‡ Se utilizan válvulas de alta integridad por lo tanto, se aplican los datos de tasa del rango

más bajo.

10.3 CONTEO DE PARTES Y FRECUENCIA DE FALLAS INICIALES

10.3.1 Áreas de Proceso

Según se describe en la Sección 9, para determinar la frecuencia general de fallas de cada peligro identificado se requiere el conteo de partes de todos los equipos clasificados por tipo (válvulas, tubería, etc.) y el tamaño de éstos. Todo el conteo de partes incluido en el análisis cuantitativo de riesgo para riesgos fuera de sitio, se incluye en las hojas de datos proporcionadas en el Anexo E. El número de equipos en una sección particular se multiplica por los datos de tasa de falla proporcionado en el Anexo C. Este paso se repite

(1) ERM, “Herramienta de Predicción de la Tasa de Falla para Gasoductos en Tierra” , Revisión 1, Febrero 2000.


10-3

por cada tamaño de equipo como por ejemplo, una tubería de 2” (50.8 mm) tiene una frecuencia de tasa de falla y distribución del tamaño de la fuga diferente a la de la tubería de 3” (76.2 mm). Por ejemplo, las frecuencias resultantes para todos los equipos en una sección particular son sumadas para dar el total de frecuencia de falla para esa sección.

eequipoeltodo

e nff ∑−−

=

Donde: f = Frecuencia anual de peligro identificada (en Sección 9) fe = Tasa de falla base de equipo por año

ne = Número de elementos de equipo (o longitud de tubería de proceso en metros)

Este proceso se resume en la Figura 10.1Figura 10.1.

Figura 10.11 Procedimiento de Conteo de Partes

C L I E N Shel l & BP South Afr i can Pet ro leumJ O B O f f s i t e Q R A o f D u r b a n

E Q U I P M E N T H O L E S I Z E D I S T R I B U T I O NW O R K S H E E TInitiatingEvent ID

u4700-2

SectorArea

N a m eU 4 7 00

R e l e a se

H 2 S(50%)Area Hydrodesulphuris Operat i 6 . 2 b a r

O b j e V 4 7 0 p r e s s uE q u i p m e n t Cold LP separa tor to Phas g a s

P r o c e s sUnit

U 4 7 00

S t r e am

N u m be r

D i a m e te rD i a m e t

e rF l a n ge s

M o t oro p e r a t e

d

ControlV a l v es

M a n u alV a l v es

C h e ckV a l v es

P i p es

V e s s els ( mm

)4 8 . 0 0"

1 1 5 003 6 . 0 0

"2

3 0 . 0 0 32 4 . 0 0 42 0 . 0 0"

51 8 . 0 0 61 6 . 0 0 71 4 . 0 0"

81 2 . 0 0"

91 0 . 0 0 1 08 . 0 0"

1 1 16 . 0 0"

6 1 2 1 24 . 0 0"3 . 0 0"2 . 0 0"

1 11 . 5 0"1 . 0 00 . 7 5"

1 10 . 5 0"

I t em

N u m be r

I t em

N u m be r

Atmospheric PigRefrigeratedT a n k

H e a tE x c h a n g e rIns t rumentFitt ings

3AxialR e ccompressor

SingleSeal

D o u b l eSealC e n t

compressorC e n t r i f u g a lP u m pR e c i p r o c a t i n g

Hoja de Conteo de PartesDatos de Tasa de Falla Base(codificado en otra hoja de cálculo)

x

Frecuencia deOcurrencia delIniciador del

Incidente

Frecuencia de Falladel equipo de

proceso #1

Conteo delequipo deproceso #1

x

x

x


proceso #2


proceso #3


proceso #4




Los detalles sobre las longitudes de la tubería, el número de válvulas y número de bridas del equipo han sido proporcionados por Shell(1 ) como se muestra en la Tabla 10.2. La Tabla también hace referencia a la sección a la que es aplicable y está relacionada con la Tabla 10.7 que se presenta más adelante en esta sección.

(1) MTO de Tubería de Hidrocarburo para el Análisis de Riesgo de Shell, A020075-000 -PIP-0 -0002 Rev. A, 17/05/02.


10-4

Tabla 10.2 Cantidades Preliminares de Tubería (± 15%)

Área Sección Diámetro de Tubería (mm)

No. de Válvulas

No. de Bridas Longitud de Tubería (m)

Brazos de carga (x4) Sección 2 400 8 8 8 Frente del Muelle Sección 2 900 2 4 30 600 15 38 80 150 1 2 20 50 20 70 100 25 10 30 60 20 16 50 60 15 12 24 10 Muelle Sección 3a 900 1 2 650 Sección 4a 600 1 2 650 150 1 2 650 80 0 0 1300 Interconexión Sección 3b 900 0 0 500 Sección 4b 600 0 0 850 400 0 0 100 250 0 0 100 150 0 0 500 100 0 0 500 80 0 0 800 Tanques de almacenamiento

Sección 7a 900 15 36 300

(x 3) 600 3 9 300 400 18 54 90 150 3 9 300 80 3 9 300 50 18 72 90 Bombas HP Sección 7b 300 14 42 70 (x6 + 1 extra) 200 28 84 84 100 7 21 84 50 70 150 140 25 28 56 14 20 84 168 21 Compresor BOG Sección 8 400 2 8 10 200 5 14 16 50 20 24 40 40 4 10 8 25 2 4 4 20 20 25 16 Recondensador Sección 9 750 0 1 200 600 7 15 120 200 1 4 140 150 15 32 35 100 1 3 18 50 10 24 20 25 4 8 6 20 14 30 15

Sección 10 250 21 56 70 Vaporizadores de Bastidor abierto 200 21 56 70 (x6 + 1 extra) 150 7 7 35


10-5

Área Sección Diámetro de Tubería (mm)

No. de Válvulas

No. de Bridas Longitud de Tubería (m)

50 84 168 168 20 35 70 35 Colector NG Sección 11a 900 2 4 140 Interruptor de vacío Sección 11a 400 1 3 180 Estación de Medición Sección 11a 900 8 16 30 500 16 32 70 50 16 32 30 25 14 28 10 Gasoducto Sección 11b 900 0 0 800 Trampa de diablos Sección 11a 900 3 6 20 200 2 4 10


10-6

La frecuencia de falla para cada peligro identificado se desglosa por tamaño de orificio. Como se comentó en la Sección 9 se requiere de esto ya que se producirán diferentes tasas de descarga dependiendo del tamaño del orificio y la extensión del peligro resultante (consecuencia) está en función de la tasa de descarga. También se proporciona el desglose por tamaño de orificio en las tasas de falla base mostradas en el Anexo C . Con el fin de hacer el estudio más manejable, se utilizan varias categorías de tamaños de orificios (diámetros equivalentes) para modelar el amplio rango de tamaños del orificio que existen en la realidad. Las categorías de tamaño de orificio y los rangos de tamaño que estos representan se muestran en la Tabla 10.3. Estos tamaños de orificio han sido elegidos para relacionarlos con los tamaños de las fugas utilizados en el análisis de consecuencias.

Tabla 10.3 Diámetros Equivalentes de Orificios para Varios Rangos de Tamaños de Orificios

Diámetro Equivalente (mm) Rango del Tamaño del Orificio (mm)

25 19 – 38 50 38 – 75 100 75 – 150 Ruptura Arriba de 150 Este procedimiento de conteo de partes fue aplicado para calcular la frecuencia de la fuga iniciadora para la mayoría de los peligros. Para las secciones 7, 8, 9, 10 y 11, el conteo de partes fue simplificado y llevado a cabo utilizando la metodología proporcionada anteriormente (Para la tubería dentro de una unidad, no se consideraron conexiones). Con respecto a los tanques de almacenamiento sólo se incluyeron las fallas catastróficas de los tanques de contención completa ya que las fugas podrían simplemente ser mantenidas dentro del tanque de concreto externo. Tomando en cuenta el diseño del tanque, la tasa de falla utilizada es extremadamente baja, a 1 x 10-8 por año por tanque (hay 3 tanques) ya que se requeriría un evento tal como el accidente de un avión para que resultara una pérdida de la contención. Esto está de acuerdo con la cifra indicada en el “Libro Morado”(1 ) TNO. Para las secciones 2, 3 y 4 los procedimientos de conteo de partes descritos anteriormente también fueron aplicados pero se tuvo que considerar el tiempo en que el equipo está en uso. Se estima que habrá 130 entregas de GNL por año (iniciando con una cada 5 días y luego aumentando a una entrega cada dos días) y en cada entrega se requieren 16 horas para descargar lo cual equivale a aproximadamente 24% del tiempo. De esta

(1) TNO, Guías para Análisis Cuantitativo de Riesgos, Reporte CPR-18E, “El libro Morado” , 1st Edición, 1999.


10-7

manera, las frecuencias fueron multiplicadas por una fracción de 0.24. Con respecto a la Sección 2, solamente las tasas de falla del brazo de carga son proporcionadas en fallas por hora (ver Anexo C). Entonces, la tasa de falla multiplicada por el número de horas en uso por año (2080) fue agregada a la tasa de falla derivada del conteo de partes. Por consiguiente, puede realizarse un estimado de la frecuencia de un rango de fallas que se originan por la falla de recipientes, gasoductos, tubería de proceso, válvulas, bridas, etc. Las diversas frecuencias para los peligros identificados en la Sección 8 que serán incluidas en los cálculos de riesgo se muestran en la Tabla 10.4.

Tabla 10.4 Frecuencia de Fallas Iniciales en las Instalaciones de la Terminal

Sección Aislable

Descripción Frecuencia de la Falla (por año)

25 mm 50 mm 100 mm Ruptura S-2 Instalaciones de descarga de GNL. 1.3 E-3 1.4 E-3 8.4 E-4 8.3 E-5 S-3ª Tubería de descarga en el muelle. 3.1 E-4 1.6 E-4 6.6 E-5 3.7 E-5 S-3b Tubería de interconexión para

almacenamiento. 3.0 E-4 1.6 E-4 7.9 E-5 3.8 E-5

S-4ª Tubería de interconexión de retorno de vapor.

3.1 E-4 1.6 E-4 6.6 E-5 3.7 E-5

S-4b Tubería de retorno de vapor en el muelle.

3.0 E-4 1.6 E-4 7.9 E-5 3.8 E-5

S-6 Tanques de almacenamiento de GNL (x3).

n/a n/a n/a 1.0 E-8*

S-7ª Línea de GNL de los tanques a las bombas de la 2a etapa.

1.3 E-3 8.7 E-4 3.8 E-4 2.5 E-4

S-7b Bombas de la 2 a etapa. 1.0 E-3 3.2 E-4 1.3 E-4 9.2 E-5 S-8 Línea de vapores de gas licuado al

compresor. 3.8 E-4 1.4 E-4 3.9 E-5 3.6 E-5

S-9 Línea del compresor al condensador. 1.3 E-3 5.8 E-4 1.8 E-4 3.4 E-4 S-10 Descarga de bombas de la 2a etapa a los

vaporizadores. 9.7 E-4 3.3 E-4 1.3 E-4 8.3 E-5

S-11a Instalaciones de medición y envío. 7.6 E-4 6.5 E-4 2.6 E-4 2.1 E-4 S-11b Línea de vapor al Gasoducto de

transporte. 5.4 E-5 6.6 E-5 9.1 E-5 9.9 E-5

* Frecuencia para un tanque de almacenamiento.

10.3.2 Gasoductos

Con diversas bases de datos históricos y como una función de diversos parámetros, ERM ha desarrollado un modelo con el fin de estimar la frecuencia anual de fallas de los ductos de gas en campo abierto. Entre los parámetros involucrados se incluyen:


10-8

• Parámetros de ingeniería (diámetro, espesor de la pared, material de construcción, factor de diseño, edad de la línea, profundidad del enterramiento);

• Parámetros de proceso (máxima presión de operación permisible); • Parámetros ambientales (tipo de localización por ejemplo, rural, tipo de

suelo, actividad sísmica y otros peligros naturales); • Medidas para la reducción de riesgos (protección catódica, recubrimiento

del Gasoducto, operaciones con “diablos inteligentes”, programa de protección del Gasoducto por ejemplo, “vigilancia de la línea”).

Las bases de datos disponibles cubren diferentes materiales transportados por ejemplo, algunas de las bases de datos son más aplicables al gas natural. La base de datos aplicada en este estudio pertenece al Departamento de Transporte de EU (DOT) que aparece en la Internet(1 ). La frecuencia de fallas para cada Gasoducto será desglosada después por tamaño de orificio como se hizo con el equipo de proceso antes descrito. Los tamaños de orificios de 25 mm, 50 mm, 100 mm y la ruptura completa de la tubería fueron aplicados. Las frecuencias de falla se desarrollan para el Gasoducto dependiendo de varias condiciones como se muestra a continuación: • Gasoducto de 900 mm de diámetro; • Espesor de la pared de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-

007-SECRE-1999 (para la herramienta de frecuencia, esto es >10 mm); • Presión de operación máxima permisible 80 barg; • Acero grado API (5L X65); • Protección catódica; • Recubrimiento del Gasoducto; • Profundidad del enterramiento, generalmente 0.9 m (más profunda en

áreas específicas); • Ejecución de la corrida “inteligente”de diablos; • Señalamientos del Gasoducto en puntos específicos para reducir daños

por terceros; • Inspección periódica de la ruta; • Gasoducto en área rural generalmente. Las frecuencias de falla estimadas por tamaño de orificio se presentan en la Tabla 10.5. Los datos utilizados para estas derivaciones se proporcionan en

(1) http://ops.dot.gov/, 2000.


10-9

el Anexo D (Debe observase que las frecuencias de falla de los gasoductos son “por km-año”).

Tabla 10.5 Frecuencia de Fallas Iniciales para eventos del Gasoducto

Frecuencia de falla (por km -año) 25 mm 50 mm 100 mm Ruptura 5.6 E-6 4.4 E-6 2.8 E-6 3.9 E-6

10.4 ANÁLISIS DEL ARBOL DE EVENTOS

La frecuencia de varios resultados se estima entonces multiplicando la frecuencia inicial de fuga por la probabilidad de los puntos de derivación de varios factores que afectan las consecuencias. Lo anterior se realiza mediante el análisis del árbol de eventos.


10-10

Cuando la fuga de material inflamable ocurre, pueden generarse varios resultados peligrosos (si la ignición ocurre), en función de si la ignición se da de manera inmediata o de manera retardada y de si la fuga es abierta o está confinada (lo cual puede generar una explosión).

10.4.1 Áreas de la Terminal

Los diferentes resultados peligrosos (consecuencias) se describen en la Sección 8 y los que se incluyeron en el análisis se presentan en la Sección 9. Los diferentes resultados que siguen al evento inicial se muestran en los árboles de eventos en la Figura 10.2 y la Figura 10.3. Los árboles de eventos se desarrollaron para fugas de líquidos y gases.

Figura 10.2 Árbol de Evento para Fugas Líquidas

Frecuencia de Fuga Ignición Tipo de IgniciónProbabilidad del

Resultado Resultado

Flama JetFlama Jet

IInmediatoFuego de charco

Fuego de charco

Flamazo/flama jetSi Flamazo/flama jet

Explosión de nube de vaporEvento Retardado Explosión de nube de vapor

Fuego de charcoFuego de charco

NingunoNo

Figura 10.3 Árbol de Evento para Fugas de Gases

Frecuencia de Fuga Ignición Tipo de Ignición Explosión Resultado

Flama JetInmediato

Explosión de nube de vaporSi Si

Evento Retardado

Flamazo/flama jetNo

NingunoNo


10-11

Las bases para la probabilidad de ignición se tomaron de Cox, Lees y Ang(1 ) como se muestra en la Tabla 10.6.

Tabla 10.6 Probabilidad de Ignición y Explosión en Relación con la Velocidad de Fuga

Velocidad de fuga

Prob. Ignición Gas

Prob. Ignición Líquido

Fracción de Explosiones

Prob. Explosión Gas

Prob. Explosión

Líquido <1 kg/s 0.01 0.01 0.04 0.0004 0.0004 1 - 50 kg/s 0.07 0.03 0.12 0.0084 0.0036 >50 kg/s 0.30 0.08 0.30 0.09 0.024 En relación con la probabilidad entre la ignición inmediata y la retardada (si la ignición se da) se asume que la probabilidad de ignición inmediata es 0.3. Todas las fugas de gas con ignición inmediata resultarán en una flama jet. En el caso de fugas de líquidos, aquellos eventos que ocurran en líneas presurizadas darán como consecuencia una flama jet si ocurre una ignición inmediata. Los eventos con ignición retardada que no resulten en explosión (como se muestra en la Tabla 10.6) darán como resultado un flamazo (el fuego regresará al charco de líquido formado pero el flamazo será la peor consecuencia).

10.4.2 Tanques de Almacenamiento Refrigerados

Se asume que la ignición de un líquido inflamable después de una falla catastrófica del tanque tiene un valor de 1.0. Aún cuando no hay bases históricas que muestren que hay ignición después de una falla catastrófica de un tanque de GNL, se considera esta consecuencia debido a la alta probabilidad de ocurrencia por la cercanía de varias fuentes de ignición y por el hecho de que el líquido cubrirá una amplia área.

10.4.3 Gasoductos

El árbol de eventos mostrado en la Figura 10.3 también se utiliza para las fugas de gas en el Gasoducto desde la Terminal y a través de la ruta. La probabilidad de ignición esta tomada de los datos de EGIG para diferentes tamaños de fuga. Para “orificios” definidos como defectos los cuales son mayores de 2 cm e iguales o menores que el diámetro de la tubería, la probabilidad de ignición es de 1.7%. Para las rupturas de tubería definidas como diámetro de defecto mayores al diámetro de la tubería, la probabilidad

(1) Cox, A.W., Lees, F.P., Ang, M.L., Clasificación de Ubicaciones Peligrosas, Instituto de Ingenieros Químicos, Rugby, UK,

1990.


10-12

de ignición es 28.7% (para tuberías mayores de 16 pulgadas de diámetro). De nuevo, se asume la probabilidad de ignición inmediata con un valor de 30%. En el caso de fugas con ignición retardada se considera únicamente ignición en áreas abiertas por lo que la explosión no es una consecuencia (la ignición retardada siempre generará un flamazo).


10-13

10.5 FRECUENCIA DE CONSECUENCIAS PELIGROSAS

Las diferentes frecuencias para las consecuencias peligrosas incluidas en el análisis, se determinaron usando el árbol de eventos y las probabilidades mostradas anteriormente después de la frecuencia del evento inicial. Las frecuencias se resumen en la Tabla 10.7 y Tabla 10.8 para las diferentes consecuencias riesgosas descritas en la Sección 9 (Anexo B). Cabe mencionar que las frecuencias que se dan en estas tablas no toman en cuenta las variaciones de clima. Las probabilidades respecto a las diferentes condiciones climáticas y cambios de dirección de vientos, se toman en cuenta en la suma de riesgo (utilizando el programa RISKPLOT).


10-14

Tabla 10.7 Frecuencia de Consecuencias Peligrosas en las Instalaciones de la Terminal

Sección Descripción Tamaño Frecuencia total (por año) de Fuga Flamazo Flama

Jet Fuego de

charco VCE** Ninguna

2 Instalaciones de 25 mm 1.2 E-5 0.0 E+0 5.7 E-6 1.6 E-6 6.1 E-4 Descarga de GNL 50 mm 1.3 E-5 0.0 E+0 6.2 E-6 1.7 E-6 6.7 E-4 100 mm 1.6 E-5 0.0 E+0 1.0 E-5 7.0 E-6 3.8 E-4 Ruptura 1.6 E-6 0.0 E+0 9.9 E-7 7.0 E-7 3.8 E-5

3a Tubería de descarga 25 mm 2.9 E-6 0.0 E+0 1.4 E-6 4.0 E-7 1.5 E-4 en el embarcadero 50 mm 1.5 E-6 0.0 E+0 7.4 E-7 2.1 E-7 7.9 E-5 100 mm 1.3 E-6 0.0 E+0 7.9 E-7 5.5 E-7 3.0 E-5 Ruptura 7.3 E-7 0.0 E+0 4.4 E-7 3.1 E-7 1.7 E-5

3b Tubería de descarga 25 mm 2.8 E-6 0.0 E+0 1.4 E-6 3.8 E-7 1.5 E-4 de los cabezales al 50 mm 1.5 E-6 0.0 E+0 7.3 E-7 2.0 E-7 7.8 E-5 Almacenamiento 100 mm 1.5 E-6 0.0 E+0 9.4 E-7 6.6 E-7 3.6 E-5 Ruptura 7.5 E-7 0.0 E+0 4.6 E-7 3.2 E-7 1.8 E-5

4a Retorno de vapor 25 mm 1.1 E-6 4.7 E-7 0.0 E+0 4.4 E-8 1.6 E-4 desde la tubería al 50 mm 5.5 E-7 2.5 E-7 0.0 E+0 2.3 E-8 8.1 E-5 Buque 100 mm 1.4 E-6 6.9 E-7 0.0 E+0 1.9 E-7 3.1 E-5 Ruptura 8.0 E-7 3.9 E-7 0.0 E+0 1.1 E-7 1.7 E-5

4b Interconexión 25 mm 1.0 E-6 4.6 E-7 0.0 E+0 4.3 E-8 1.5 E-4 para retorno de 50 mm 5.4 E-7 2.4 E-7 0.0 E+0 2.3 E-8 8.0 E-5 vapor de GNL 100 mm 1.7 E-6 8.3 E-7 0.0 E+0 2.3 E-7 3.7 E-5 Ruptura 8.3 E-7 4.0 E-7 0.0 E+0 1.1 E-7 1.8 E-5 6 Tanques de

almacenamiento de GNL *

Ruptura 7.4 E-9 0.0 E+0 4.5 E-9 3.2 E-9 0.0 E+0

7a Línea de GNL desde 25 mm 1.2 E-5 0.0 E+0 5.8 E-6 1.6 E-6 6.2 E-4 los tanques hasta la 50 mm 8.0 E-6 0.0 E+0 3.9 E-6 1.1 E-6 4.2 E-4 2a etapa de bombeo 100 mm 7.5 E-6 0.0 E+0 4.6 E-6 3.2 E-6 1.8 E-4 Ruptura 4.9 E-6 0.0 E+0 3.0 E-6 2.1 E-6 1.2 E-4

7b Bombas de la 2a etapa

25 mm 9.5 E-6 0.0 E+0 4.6 E-6 1.3 E-6 5.0 E-4

50 mm 3.0 E-6 0.0 E+0 1.4 E-6 4.0 E-7 1.6 E-4 100 mm 2.5 E-6 0.0 E+0 1.5 E-6 1.1 E-6 5.8 E-5 Ruptura 1.8 E-6 0.0 E+0 1.1 E-6 7.7 E-7 4.2 E-5 8 Línea de vapor de

GNL al compresor de evaporados

25 mm 1.3 E-6 5.7 E-7 0.0 E+0 5.3 E-8 1.9 E-4

50 mm 4.5 E-7 2.0 E-7 0.0 E+0 1.9 E-8 6.7 E-5 100 mm 8.3 E-7 4.1 E-7 0.0 E+0 1.1 E-7 1.8 E-5 Ruptura 7.7 E-7 3.7 E-7 0.0 E+0 1.0 E-7 1.7 E-5 9 Compresor de

vapores de gas licuado al condensador

25 mm 4.5 E-6 2.0 E-6 0.0 E+0 1.9 E-7 6.6 E-4

50 mm 1.3 E-5 6.1 E-6 0.0 E+0 1.7 E-6 2.7 E-4 100 mm 3.9 E-6 1.9 E-6 0.0 E+0 5.3 E-7 8.3 E-5 Ruptura 7.4 E-6 3.6 E-6 0.0 E+0 1.0 E-6 1.6 E-4

10 Descarga de la 2a etapa

25 mm 3.0 E-6 1.5 E-6 0.0 E+0 4.1 E-7 4.8 E-4

de bombeado a 50 mm 2.4 E-6 1.5 E-6 0.0 E+0 1.0 E-6 1.6 E-4


10-15

Sección Descripción Tamaño Frecuencia total (por año) de Fuga Flamazo Flama

Jet Fuego de

charco VCE** Ninguna

los vaporizadores 100 mm 2.6 E-6 1.6 E-6 0.0 E+0 1.1 E-6 6.1 E-5 Ruptura 1.6 E-6 0.0 E+0 9.9 E-7 7.0 E-7 3.8 E-5

11a Medición y tubería 25 mm 2.3 E-6 1.1 E-6 0.0 E+0 3.2 E-7 3.7 E-4 de transporte 50 mm 1.4 E-5 6.8 E-6 0.0 E+0 1.9 E-6 3.0 E-4 100 mm 1.9 E-5 1.2 E-5 0.0 E+0 8.2 E-6 9.2 E-5 Ruptura 1.5 E-5 9.3 E-6 0.0 E+0 6.5 E-6 7.2 E-5

11b Línea de vapor de GNL a la

25 mm 1.7 E-7 8.1 E-8 0.0 E+0 2.3 E-8 2.7 E-5

tubería de transporte 50 mm 1.4 E-6 6.9 E-7 0.0 E+0 1.9 E-7 3.1 E-5 de gas 100 mm 6.7 E-6 4.1 E-6 0.0 E+0 2.9 E-6 3.2 E-5 Ruptura 7.3 E-6 4.5 E-6 0.0 E+0 3.1 E-6 3.5 E-5

* Frecuencias para un tanque. ** Únicamente se producen bajos niveles de sobre-presión debido a la falta de

confinamiento/ congestión.

Tabla 10.8 Frecuencia de Consecuencias Peligrosas para el Gasoducto

Tamaño Frecuencia total (por km -año) de fuga Fuga Flamazo Flama Jet 25 mm 5.6 E-6 6.6 E-8 2.8 E-8 50 mm 4.4 E-6 5.2 E-8 2.2 E-8

100 mm 2.8 E-6 3.3 E-8 1.4 E-8 Ruptura 3.9 E-6 7.8 E-7 3.3 E-7

10.6 RESUMEN DE LAS SUPOSICIONES

A continuación se mencionan las suposiciones que se tomaron para estimar las frecuencias de eventos. Datos de Tasa de Falla

• Todos los datos de tasa de falla tanto para los procesos en planta como para las tuberías son tomados de los datos que ERM ha recopilado a través de varios años. Estos datos están perfectamente documentados y referenciados.

Probabilidades de Ignición

• La probabilidad de ignición y de explosión en las áreas de proceso fue tomada de los datos proporcionados por Cox, Lees y Ang.

• Las probabilidades de ignición para la tubería fueron tomadas de los datos proporcionados por EGIG.

CONTENIDO

10 ANÁLISIS DE FRECUENCIA 1

10.1 INTRODUCCIÓN 1 10.2 TASAS DE FALLA 1 10.3 CONTEO DE PARTES Y FRECUENCIA DE FALLAS INICIALES 2 10.3.1 Áreas de Proceso 2 10.3.2 Gasoductos 76 10.4 ANÁLISIS DEL ARBOL DE EVENTOS 97 10.4.1 Áreas de la Terminal 108 10.4.2 Tanques de Almacenamiento Refrigerados 119 10.4.3 Gasoductos 119 10.5 FRECUENCIA DE CONSECUENCIAS PELIGROSAS 1310 10.6 RESUMEN DE LAS SUPOSICIONES 1512

ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEM ENT PROYECTO INTEGRAL B AJA GNL

9-1

9 ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS

9.1 CRITERIOS LÍMITE DE CONSECUENCIAS

Cuando se establecen los criterios límite(1 ) se reconoce que diferentes productos químicos pueden mostrar diferentes tipos y grados de peligrosidad. Es importante reconocer que no todos los peligros pueden ocurrir simultáneamente. Por ejemplo, un escape de gas natural seguido de una ignición inmediata conduciría a un peligro de fuego. Una ignición retardada, dependiendo de la naturaleza de la fuente de ignición y del grado de confinamiento, podría provocar a una explosión. Aunque estos escenarios podrían conducir a diferentes tipos de peligros y por lo tanto a diferentes criterios límite, se mantiene un grado de consistencia estableciendo el criterio límite basado en un nivel de impacto equivalente. El impacto se describe como el nivel en el cual se experimentan efectos severos o irreversibles a la salud o se experimenta un potencial de muerte (quemaduras, daño estructural que pueda resultar en posibles lesiones o efectos inmediatos adversos a la salud debidos a la exposición de materiales tóxicos). El nivel de impacto adoptado en este estudio es una “muerte” y los criterios límite que se aplican a los efectos de radiación y explosión se describen más adelante.

9.1.1 Efectos de Radiación Térmica

Los efectos de radiación térmica se muestran en un gran número de referencias y son resumidos por Lees (2 ). Algunos de estos efectos se muestran en la Tabla 9.1. Mudan(3 ) resumió los datos producidos por varios trabajadores para un rango de lesiones por quemadura incluyendo muertes y quemaduras de segundo grado, como se muestra en la Figura 9.1Figura 9.1.

(1) Relación entre los efectos dañinos (radiación, sobre-presión, dosis tóxica) y el porcentaje de muertes para un promedio de

población expuesta (En este estudio el “nivel de daño” es “muerte” pero podría ser “discapacidad permanente, “lesión mayor”, etc.)

(2) Lees, F.P., “Prevención de Pérdidas en los Procesos Industriales”, 2 da Edición, Butterworth-Heinemann, Oxford, UK, 1996, Capítulo16.

(3) Mudan, K.S., “Peligros de Radiación Térmica por Charcos de Fuego de Hidrocarburos”, Prog. Ciencas de la Combustión de Energía, Vol.10, p.59 -80, 1984.


9-2

Para lesiones fatales, Hymes(1 )utiliza el modelo de Eisenburg et al. (2 ), que es una función de la intensidad de la radiación térmica y el tiempo de exposición basada en datos de armas nucleares: Y = -14.9 + 2.56 ln (t I4/3 x 10-4) Ecuación 9.1 Donde: I = intensidad de la radiación térmica (W/m2) t = tiempo de exposición (s) Y = es el probit

Tabla 9.11 Efectos de la Radiación Térmica

Intensidad de la

radiación (kW/m2)

Efecto Observado Referencia

15.6 Intensidad en las estructuras donde muy difícilmente los trabajadores operan y la protección está disponible.

API RP 510 (3 )

9.5 Intensidad en los escapes de quemadores elevados diseñados exprofeso en sitios a donde la gente tiene acceso y donde la exposición se limitará a unos pocos segundos para escapar.

6.3 Intensidad en áreas donde se pueden requerir acciones de emergencia que duran hasta 1 minuto, sin resguardo pero con ropa de protección.

4.7 Intensidad en áreas donde se pueden requerir acciones de emergencia que duren varios minutos, sin resguardo pero con ropa de protección.

1.6 Intensidad en los escapes de quemadores elevados diseñados ex profeso, en sitios donde la gente está constantemente expuesta.

37.5 Intensidad a la cual se causa daño al equipo de proceso. BS 5908: 1990 (4) 25 Intensidad a la que ocurre una ignición de madera sin ser

provocada.

12.5 Intensidad a la que o curre una ignición de madera provocada.

4.5 Intensidad suficiente para causar dolor al personal incapaz de protegerse en 20 segundos, ampolladura de piel improbable.

1.6 Intensidad insuficiente para causar malestar en largas exposiciones.

14 Intensidad que los edificios normales están diseñados para soportar.

Mecklenburgh (5 )

(1) Hymes, I., “Los efectos en personas y estructuras de una explosión, detonación, radiación térmica y toxicidad”, 1984. In

Petts, J.I., 1984, op. cit. (2) Eisenberg, N.A., Lynch, C.J., Breeding, R.J.: Modelo de Vulnerabilidad. Sistema de Simulación para la Evaluación de Daños

como Resultado de Derrames Marinos, Reporte CG -D-136 -75, Enviro Control Inc., Rockville, MD, 1975. (3) Instituto Americano del Petróleo, Código de Inspección de Contenedores a Presión - Mantenimiento, Inspección,

Reparación y Cambios, API RP 510, 7a Edición, 1992. (4) Institución de Estándares Británicos, Código de Prácticas para Precauciones de Incendio en una Planta Química, BS 5908:

1990. (5) Mecklenburgh, J.C. (ed.), “Process Plant Layout”, Londres: Godwin, 1985.


9-3

Intensidad de la

radiación (kW/m2)

Efecto Observado Referencia

10-12 Intensidad a la que se enciende la vegetación. 6 Intensidad tolerable para el personal que escapa. 3 Intensidad tolerable en situaciones de emergencia no

frecuentes de hasta 30 minutos de duración.

1.5 Intensidad segura para el personal estacionario y miembros del público.

30 Ignición espontánea de madera. Dinenno (1 ) 15 Ignición provocada de madera. 20 Ignición de combustible No. 2 (diesel) en 40 segundos. 10 Ignición de combustible No. 2 (diesel) en 120 segundos.

18-20 Degradación del aislante de cables. 12 Fusión del plástico.

Figura 9.11 Lesiones y Niveles de Fatalidad de la Radiación Térmica

0.1

1

10

100

1 10 100 1000Flujo Térmico del Incidente(kW/m2)

Tiem

po (s

)

Cerca de 100% deFatalidades

1% deFatalidades

Promedio 50% deFatalidades

Datos de Mixter

Para Lesión graveValor umbral límite

En el Green Book(2) se muestran relaciones de lesiones por temperatura utilizando el modelo de Tsao and Perry(1 ). Para lesiones mortales se hace

(1) Dinenno, “Cálculos Simplificados para la Transferencia de Radiación Térmica de Incendios con Hidrocarburos”, Reunión

Anual de la Sociedad de Ingenieros de Protección de Incendios , 1982. (2) TNO, Métodos de determinación del posible daño a la gente y a objetos como resultado de fugas de materiales peligrosos,

Reporte CPR-16E, 1989.


9-4

una adaptación de la Ecuación 7.1. La modificación está basada en el hecho que la radiación térmica de armas nucleares se encuentra en el rango ultravioleta y se considera que los incendios de hidrocarburos están en el rango infrarrojo. La siguiente relación es para una persona sin ropa de protección (utilizando la misma notación que en la Ecuación 7.1). Y = -36.38 + 2.56 ln (t I4/3 x 10-4) Ecuación 9.2 Esta ecuación proporciona los puntos de datos presentados en la Tabla 9.2Tabla 9.2 asumiendo un tiempo de exposición de 30 segundos (utilizado por el UK HSE para 75 m de distancia de escape, asumiendo una velocidad promedio de escape de 2.5 m/s). En la mayoría de los incendios, si la persona puede escapar, 30 segundos se considera un tiempo adecuado para que una persona sana pueda recorrer la distancia requerida y alcanzar un nivel “seguro” de radiación.

Tabla 9.22 Nivel de Daño para un Tiempo de Exposición de 30 Segundos a Diferentes Flujos de Calor

Flujo de Calor del Incidente (kW/m2)

Nivel de daño por 30 min. de exposición

7 1% probabilidad de muerte 14 50% probabilidad de muerte 21 90% probabilidad de muerte

Respecto a los flamazos, el criterio utilizado es que cualquier persona involucrada en uno es asumida como receptora de una lesión fatal. Se considera la extensión del flamazo como la distancia de dispersión hasta el límite inferior de inflamabilidad. Se asume también que la gente que se encuentre en el interior de los edificios estará protegida de los efectos de radiación de los incendios de hidrocarburos. No se construirán edificios con material inflamable como la madera.

9.1.2 Efectos de la Sobre-presión por Explosiones

Basado en una revisión de datos sobre daños por sobre-presión de una explosión, Eisenberg(2 ) estimó una presión umbral de 15 psi para causar daños biológicos. Sin embargo, a presiones mucho menores pueden ocurrir

(1) Tsao, C.K., Perry W.W., Modificaciones al Modelo de Vulnerabilidad: Un Sistema de Simulación para la Evaluación de

Daños como Resultado de Derrames Marinos (VM4), US Coast Guard, AD/A -075231, NTIS reporte no. CG-D-38 -79, 1979. (2) Eisenberg, N.A., Lynch, C.J., Breeding, R.J., “Modelo de Vulnerabilidad: Un Sistema de Simulación para la Evaluación de Daños

como Resultado de Derrames Marinos”, Enviro Control Inc., US Coast Guard Reporte CG -D-B 5-75, Junio, 1975.


9-5

daños estructurales severos. Los estudios de estos casos indican que la mayoría de las lesiones o muertes en los casos de explosión accidental se deben a efectos secundarios causados por daño estructura l o por los escombros proyectados más que por un impacto directo en las partes lesionadas. Existen datos considerables de los efectos perjudiciales de sobre-presiones en estructuras y algunos de estos se muestran en la Tabla 9.3, tomados de Lees(1).

Tabla 9.3 Estimación de Daños por Sobre-presión de Explosiones

Sobre-presión (psig)

Daño esperado

0.10 Ruptura de los vidrios de las ventanas ya bajo tensión. 0.15 Presión típica para la ruptura del vidrio. 0.30 Algunos daños a los techos de las casas; 10% de ruptura de vidrios de

ventanas. 0.40 Daño estructural mínimo y limitado. 0.7 Daño mínimo estructural a las estructuras de las casas. 1.0 Demolición parcial de casas; las hace inhabitables. 1.3 Torcedura leve del marco de acero de un edificio. 2.0 Derrumbamiento parcial de paredes y techos de casas. 2.0-3.0 Ruptura de paredes de concreto no reforzados. 2.3 Límite inferior de daños estructurales serios. 2.4-12.2 Rango para 1-90% de ruptura de tímpano entre las poblaciones expuestas. 2.5 50% de destrucción del enladrillado de casas. 3.0 Marcos de acero torcidos y expulsados de los cimientos. 3.0-4.0 Se arruinan los páneles de construcción sin acero. 4.0 Revestimiento roto de los edificios industriales ligeros. 5.0 Ruptura de polines de madera para uso general. 5.0-7.0 Destrucción casi completa de casas. 7.0 Volcadura de vagones de tren cargados. 7.0-8.0 Falla el ladrillo de 8-12 pulgadas no-reforzado. 10.0 Probable destrucción completa del edifico. 14.5-29.0 Rango para 1-99% de muertes de las personas expuestas debido a los efectos

directos de la detonación. La probabilidad de muerte a causa de una sobre-presión por explosión se determina con la siguiente función dada en un reporte de UK HSE (2): Y = 1.47 + 1.37 ln P Ecuación 9.3 Donde: P = pico de sobre-presión (psi)

(1) Lees, F.P. “Prevención de Pérdidas en los Procesos Industriales”, 2da Edición, Butterworths, 1996. (2) HSC, Aspectos de riesgos mayores en la transportación de sustancias peligrosas, Londres: HMSO, 1991.


9-6

Y = probabilidad Esta probabilidad está basada en las muertes de seis explosiones en la Segunda Guerra Mundial corregida para eliminar los efectos de refugios anti-bomba y toma en cuenta el colapso de las casas normales de ladrillo-ladrillo. Se derivan los siguientes datos que también se utilizan en este estudio:

Tabla 9.4 Niveles de Daños para Diferentes Sobre-presiones por Explosiones

Sobre-presión de la explosión (psig)

Nivel de daño por exposición en el interior

2.4 1% de probabilidad de muerte 13.2 50% de probabilidad de muerte 33.5 90% de probabilidad de muerte

9.2 SIMULACIÓN DE CONSECUENCIAS

En el Apéndice A se describe la simulación de consecuencias utilizada en este estudio. En general para fugas de gas se define una velocidad del escape para modelar la fuente inicial. Esto se introduce después en el modelo de dispersión (liberación de momentum). Los efectos pueden ser flamas jet, flamazos o explosiones (bajas sobre-presiones debido a falta de confinamiento.) Para fugas de GNL, se define la velocidad de fuga utilizando un modelo de fuente “término de fuente”. Se asume que dichas fugas formarán un charco, que es confinado por los equipos, guarniciones, drenaje, etc. A partir de esto, ocurrirá la evaporación que resultará en una corriente de vapor viento abajo. Los efectos pueden ser una flama jet (para altas velocidades de fuga), charco de fuego, flamazo o explosión.

9.3 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE CONSECUENCIAS

En el Apéndice B se muestran a detalle los resultados de consecuencia utilizando diferentes modelos. Los resultados se presentan para los diferentes criterios límite de radiación y flamazos como se muestra en la Sección 9.1. Para sobre-presión por explosiones no existen áreas confinadas ó congestionadas en el sitio y el “parámetro de congestionamiento” máximo seleccionado es 4, un valor relativamente bajo. Este valor se utilizó en el


9-7

área de vaporizadores lo que produjo valores máximos de sobre-presión de 0.9 psig, lo que no resulta en muertes como se mostró en la Tabla 9.4.

9.4 SUPOSICIONES

A continuación se presenta una lista de suposiciones utilizadas en la modelación de consecuencias. Tamaño de falla (tamaño del orificio)

• Donde fue apropiado, se utilizó un rango de tamaños de orificio equivalentes (25 mm, 50 mm, 100 mm y ruptura) con su correspondiente frecuencia de falla (ver Sección 10).

• Para los tanques de almacenamiento sólo fueron consideradas fallas catastróficas.

Velocidad de descarga

• Para fugas inflamables se asume ‘la velocidad de fuga inicial’ en estado estacionario durante toda la fuga después de la oleada inicial la cual sólo dura unos pocos segundos.

• Para las tuberías de líquido se asume que la velocidad máxima de descarga es la velocidad de flujo normal de la tubería.

Duración del escape

• Se asume que todas las fugas duran lo suficiente para alcanzar el estado estacionario.

Modelación de la Dispersión y Condiciones de Fondo

• La dispersión ocurre en las condiciones climáticas (estabilidad atmosférica) ‘B5’, ‘D10’, ‘D5’ y ‘F2’.

• Se utiliza un parámetro de rugosidad de la superficie de 0.1 m. • Se utiliza una temperatura promedio de 16°C. También se asume la

temperatura a nivel del piso como 16°C. • La humedad relativa se asume como 80%. • Para fugas de GNL de tuberías y equipo de proceso, se asume que los

charcos se confinan en un diámetro de 25 m por el equipo, drenaje, etc. De este modo, la velocidad de evaporación se rige por la dispersión del charco hasta que ésta alcanza un diámetro límite de 25 m.

• Se considera que los derrames catastróficos de los tanques de almacenamiento de GNL corren por la pendiente. Se asume un charco de 200 m por 100 m.


9-8

• La distancia y anchura de las nubes inflamables se modelan hasta el límite inferior de inflamabilidad (se asume 100% de probabilidad de muerte dentro de la nube).

Efectos de la Radiación

• Se utiliza la velocidad inicial de la fuga para determinar la longitud y ancho de la flama jet.

• Se utilizan flamas jet verticales. • Los charcos de fuego se modelan como no confinados si no se encuentran

en un dique o en el área de proceso. En las áreas de proceso, los charcos de fuego se restringen al área de proceso.

• Se asume que la gente sentirá los efectos de la radiación por 30 segundos es decir, después de este tiempo escaparán del área de peligro si están en condiciones para hacerlo.

• Los niveles de fatalidad de 90%, 50% y 1% se asumen que son por niveles de radiación de 21 kW/m2, 14 kW/m2 y 7 kW/m2 respectivamente para un tiempo de 30 segundos.

• Los flamazos se simulan hasta la zona del límite inferior de inflamabilidad como envolvente. Se considera un nivel de fatalidad del 100% para las personas dentro del ambiente inflamable. Se considera que las personas fuera del ambiente inflamable no reciben lesiones fatales.

Efectos de Explosión

• Las explosiones se moldean utilizando el método de multi-energía con un “parámetro de congestión” de 4 para el área alrededor de los vaporizadores.

• Se consideran los porcentajes de fatalidad de 90%, 50% y 1% para los niveles de sobre-presión de 33.5 psi, 13.2 psi y 2.4 psi respectivamente.

9.5 CUMPLIMIENTO CON LAS REGULACIONES MEXICANAS

El objetivo del estudio de ACR es apoyar el cumplimiento de los requerimientos Mexicanos en materia de evaluación de riesgo establecidos en la Guía de Evaluación de Riesgo Ambiental Nivel 3 de la SEMARNAT. La información que se presenta en este reporte cumple con los criterios de la SEMARNAT pero el ACR puede presentar información adicional en cuanto a las formas de reducción de riesgos que pueden lograrse.

9.5.1 Áreas de Peligro y Zonas Vulnerables

De acuerdo con las guías de la SEMARNAT, los cálculos para determinar las zonas de peligro potenciales se realizaron tomando en cuenta las fugas que


9-9

pudieran producir zonas de peligro debido a la radiación térmica fuera de las instalaciones. En la terminal de GNL de Baja no hay almacenamiento, uso o producción de materiales tóxicos, razón por la cual no se realizaron los cálculos para la dispersión de gas tóxico. Un área de peligro se define como aquélla sobre la cual un accidente único determinado es capaz de producir cierto nivel de consecuencias indeseables (por ejemplo 1% de mortalidad). Definimos una zona de vulnerabilidad, como el área dentro de la circunferencia creada alrededor del punto de

origen a partir de la rotación del área de peligro.

Cualquier punto dentro de esta circunferencia puede, bajo ciertas circunstancias, estar expuesto a un nivel de peligro que iguale o exceda el criterio límite usado para definir

el área de peligro. Excepto para los accidentes que producen un área de peligro circular, los efectos de un accidente único no pueden afectar simultáneamente toda el área dentro de la zona de vulnerabilidad. Esto se ilustra en la Figura adyacente mediante un ejemplo genérico del área de peligro de una nube de vapor inflamable (área sombreada) y su zona de vulnerabilidad. Adicionalmente, pueden ocurrir muchos accidentes “menores” produciendo un área de peligro que afecte a partes de la zona de vulnerabilidad asociada con un accidente “mayor”. Las zonas de vulnerabilidad pueden ser utilizadas para definir el tamaño y forma del área alrededor de la fuga dentro de la cual hay una probabilidad finita de exposición fatal al peligro. Las personas ubicadas fuera de esta área no tendrán riesgos asociados a los accidentes que involucren la fuga de materiales inflamables. Para las áreas de peligro generadas por fuegos jet y de charco, se han calculado los siguientes escenarios con distancias de afectación de acuerdo con los criterios de la SEMARNAT de 5 y 1.4 KW/m2. Las sobre-presiones

Zona Vulnerable

Tamaño máximo del área de


9-10

por explosión asociadas con estas fugas no fueron consideradas, ya que normalmente dan como resultado distancias de afectación menores considerando los criterios de la SEMARNAT.

Tabla 9.5 Distancias de Alto Riesgo y de Zonas de Amortiguamiento de Acuerdo con los Criterios Establecidos por SEMARNAT

Distancia (m) de la Fuga a Radiación Térmica por Fuego

Descripción de la fuga Zona de Alto Riesgo

5 kW/m2

Zona de Amortiguamiento

1.4 kW/m2 1. Area de carga/ línea de carga en el

muelle (charco de fuego). 361 556 2. Línea de líquido del tanque de

almacenamiento a bombas de 2a etapa (flama jet). 181 403

3. Todas las bombas de salida de la 2a etapa a los vaporizadores (charco de fuego). 232 386

4. Vaporizadores a tubería (incluyendo estación de medición y vaporizadores) (flama jet). 181 343

5. Tubería de transportación de gas (flama jet). 181 343

En la Figura 9.2 se presentan las zonas de amortiguamiento (círculos verdes) y las zonas de alto riesgo (círculos rojos) de acuerdo con los criterios de la SEMARNAT, para los siguientes escenarios: 1. Area de carga/ línea de carga (charco de fuego), 2. Línea de líquido del tanque de almacenamiento a bombas de 2a etapa (flama jet), 3. Todas las bombas de salida de la 2a etapa a los vaporizadores (charco de fuego), las "zonas de alto riesgo" para los tres escenarios se mantienen dentro de las instalaciones ó de la zona de exclusión. La zona de amortiguamiento se extiende fuera del sitio en dirección Sureste por aproximadamente 160 metros y hacia el Suroeste (más allá del rompe olas) a una distancia aproximada de 200 metros. Como ya se dijo anteriormente, actualmente no hay áreas pobladas alrededor del sitio propuesto para la terminal.


9-11

Figure 9.2 Areas de Peligro y Zonas de Vulnerabilidad (Criterios de la SEMARNAT)

CONTENIDO

9 ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS 1

9.1 CRITERIOS LÍMITE DE CONSECUENCIAS 1 9.1.1 Efectos de la Radiación Térmica 1 9.1.2 Efectos de la Sobre-presión por Explosiones 4 9.2 SIMULACIÓN DE CONSECUENCIAS 6 9.3 RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES DE CONSECUENCIAS 6 9.4 SUPOSICIONES 7 9.5 CUMPLIMIENTO CON LAS REGULACIONES MEXICANAS 8 9.5.1 Áreas de Peligro y Zonas Vulnerables 8


8-1

8 IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS

8.1 INTRODUCCIÓN

Existe un número de peligros debido a la presencia de la Terminal y la tubería de gas natural que potencialmente podrían resultar en daños a personas o en el peor de los casos, en su muerte. Algunos de estos peligros pueden inclusive generar muertes múltiples. El presente estudio únicamente considera los "peligros importantes" como son: • Los incendios de hidrocarburos (flamas jet, fuegos de charco, bolas de

fuego, etc.); • Las explosiones de nubes de vapor; • La propagación de eventos y • Los eventos externos. Cada uno de estos peligros se describe a continuación.

8.2 EFECTOS DE LOS PELIGROS IMPORTANTES

8.2.1 Incendios de Hidrocarburos

Los incendios de hidrocarburos pueden ser flamas jet, fuegos de charco, bolas de fuego o flamazos. Éstos se describen a continuación. Flamas jet

Son el resultado de la ignición de fugas constantes de un gas inflamable presurizado o un líquido sobrecalentado/ presurizado (donde puede ocurrir una fuga de dos fases/ aerosol a alta velocidad.) La inercia en la fuga hace que el material salga en forma de una pluma alargada entrando en contacto con el aire y creando una mezcla inflamable. Las flamas jet tienen una alta temperatura de flama y pueden producir una muy intensa radiación térmica. Las altas temperaturas representan un peligro no sólo debido a los efectos directos del calor en los seres humanos sino también debido a su posible propagación. Si una flama de este tipo se pone en contacto con un objeto, por ejemplo un tanque, una tubería o una estructura, dicho objeto puede ceder a la flama en pocos minutos. Las fugas de GNL y los vapores corriente abajo pueden generar flamas jet.


8-2

Fuego de Charco

Si un líquido derramado tiene tiempo para formar un charco y encenderse antes de que pueda evaporarse, entonces formará un fuego de charco. Debido a que tiene poca ventilación, las flamas en este tipo de fuegos tienden a tener temperaturas y niveles de radiación térmica menores que las flamas jet.


8-3

Sin embargo, un fuego de charco también puede generar una falla estructural pero esto le tomará mucho más tiempo que a una flama jet. Un peligro adicional que los fuegos de charco tienen es su capacidad de movimiento. Un charco líquido incendiado puede dispersarse a lo largo de una superficie horizonta l o moverse hacia una superficie vertical produciendo un fuego movedizo. El material principal que puede causar un fuego de charco en la Terminal es el GNL. Sin embargo, también se puede generar un fuego de charco si ocurre una fuga del diesel que se utiliza en la generación de energía de emergencia. Únicamente se generará un fuego de charco si el material está en condiciones muy por debajo de su punto de ebullición y a baja presión. Flamazos

Este tipo de incendio ocurre cuando hay una fuga de gas o un charco en evaporación que no se incendia inmediatamente, permitiendo la formación de una nube de vapor. Si el vapor no está confinado o es menos denso que el aire, se dispersará hacia arriba. La nube de cualquier vapor inflamable que se incendia se quemará rápidamente con un súbito flamazo la combustión de la nube durará pocos segundos. Si la fuente del material que creó la nube (un gas o jet líquido o un charco de líquido) está todavía presente, entonces el fuego retrocederá hacia la fuente dando como resultado una flama jet o charco de fuego que continuará aún después del flamazo. Las fugas de gas natural pueden provocar flamazos. El punto principal durante la simulación de este tipo de incendio es estimar el tamaño de la nube de vapor. Dentro de la nube, el contacto directo con los vapores en combustión puede provocar la muerte pero el fuego es de corta duración por lo que normalmente no tiene efectos por radiación térmica fuera de la nube. Por lo tanto, la propagación de un flamazo es poco probable. Bolas de fuego

Las bolas de fuego resultan de la ignición inmediata de fugas verticales seguidas de fallas en los tanques o tuberías que contienen gases inflamables o líquidos sobrecalentados. En el caso de los gases, las fugas generalmente se simulan como flamas jet. Las bolas de fuego tienen una gran radiación térmica similar a la de las flamas jet aunque de corta duración (En general, las flamas jet tienen consecuencias más severas que las bolas de fuego.) En el caso de todos los incendios de hidrocarburos , las personas que estén dentro de alguna instalación contarán con cierto grado de protección excepto contra la asfixia en el caso de que el edificio en el que se encuentren se incendie o se llene de humo.


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8.2.2 Explosiones de Nubes de Vapor

Si la generación de calor en un flamazo está acompañada de la generación de presión, entonces el resultado es una Explosión de Nube de Vapor (ENV). La cantidad de sobre-presión producida durante una ENV se determina por la reactividad del gas, el grado de confinamiento de la nube, el número de obstáculos dentro y alrededor de la nube y la ubicación del punto de ignición con respecto a la vía de escape de los gases en expansión. En la mayoría de las explosiones de nubes de vapor la expansión de la flama frontal viaja más despacio que la ola de presión. Este tipo de explosión se conoce como "deflagración" y la máxima sobre-presión se determina por la tasa de expansión de los gases en combustión. Si la flama frontal viaja lo suficientemente rápido para coincidir con la ola de presión, tenemos entonces un fenómeno llamado "detonación" en el que se pueden producir sobre-presiones muy severas. Sin embargo, la detonación ocurre normalmente con gases más reactivos como el hidrógeno y el acetileno. Para el caso del gas natural, es más probable que ocurra el fenómeno de deflagración que el de la detonación (en caso de explosión.) Los efectos en las personas pueden ser primarios, secundarios o terciarios. Los efectos primarios son daños en el cuerpo como resultado de un cambio de presión (sobre-presión.) Los efectos secundarios son lesiones resultado del impacto contra el cuerpo de fragmentos o escombros debido a su liberación durante la sobre-presión (por decir, de un edificio que se colapsa). Los efectos terciarios son las lesiones resultado de la expulsión del cuerpo por la explosión y su impacto contra objetos o estructuras estáticas.

8.2.3 Eventos externos

Los eventos externos considerados son aquellos que pueden ser causados por fallas catastróficas del equipo o líneas de proceso que a su vez pueden ser causadas tanto por un fenómeno natural como por un impacto de avión. Los fenómenos naturales incluyen sismos, inundaciones o vientos fuertes. Particularmente, la zona de la Terminal es una zona de alta sismicidad por lo que la frecuencia de fallas catastróficas debido a un sismo es tomada en consideración (aunque en el diseño de los tanques de GNL se ha tomado en cuenta la actividad sísmica.) Se anticipa que los buques con GNL no se descargarán si existen vientos fuertes u olas altas.

8.3 DESARROLLO DE ESCENARIOS

El método de fuga o ruptura metodológica (también conocido como enfoque de falla genérica) es una técnica para la identificación de peligros que genera


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casos de incidentes por medio de una “apertura/ruptura” sistemática de todas las tuberías y tanques en un diagrama de tubería e instrumentación. Esta técnica se aplicó en el presente análisis. Se toma un número de tamaños de ruptura representativos para diferentes rangos de ruptura.


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El número de tamaños puede variar pero en general, se consideran diferentes tamaños de orificio, rupturas catastróficas de los contenedores o la ruptura total de una tubería. Los tamaños de ruptura (diámetro equivalente) considerados en el presente estudio son: • 25 mm, • 50 mm, • 100 mm, • Ruptura total de la tubería y • Falla catastrófica de un tanque/ contenedor. Las fugas por diámetros equivalentes menores a 25 mm tienen consecuencias muy limitadas por lo que no se incluyen en los cálculos del riesgo. Para los tanques de almacenamiento solamente se consideran las fallas catastróficas ya que las fugas serán contenidas dentro del contenedor secundario de concreto en el que se encuentra el tanque de almacenamiento (el contenedor envuelve todo el tanque.) El equipo de proceso se divide en secciones y en caso de presentarse una fuga, ésta presentará características similares en cada sección aislada. La frecuencia de los diferentes tipos de falla se basa en el equipo que hay dentro de cada sección (ver Sección 10). Todos los peligros incluidos en este ACR se presentan en la Tabla 8.1. La tabla muestra detalles de las secciones aisladas y los eventos de riesgo que pueden ocurrir en las mismas. Cabe mencionar que las explosiones sólo se consideran en caso de fugas grandes ya que no habrá suficiente inventario en fugas pequeñas (es improbable que exista una explosión de gas natural debido a que la nube inflamable tarda en encenderse.) Las probabilidades de explosión (y las probabilidades de todos los efectos) se describen en la Sección 10.


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Tabla 8.11 Identificación de Peligros par la Terminal de GNL

Sección aislada

Descripción Efectos peligrosos

S-2 Instalaciones de descarga de GNL Flama jet, charco de fuego, flamazos, explosión

S-3 Tubería de descarga del muelle al almacenamiento (tanques)

Flama jet, charco de fuego, flamazos

S-4 Tubería de retorno de vapor al buque Flamazos S-6 Tanques de almacenamiento de GNL Charco de fuego, flamazos, explosión S-7 Línea de GNL desde los tanques hasta la

2a etapa de bombeo Flama jet, charco de fuego, flamazos, explosión

S-8 Línea de vapor hacia el compresor de vapores del gas licuado

Flamazos, explosión

S-9 Compresor de vapores del gas licuado al condensador

Flama jet, flamazos, explosión

S-10 Descarga de la 2a etapa de bombeado a los vaporizadores

Flama jet, charco de fuego, flamazos, explosión

S-11 Línea de vapores a tubería de transporte de gas

Flama jet, flamazos, explosión

S-12 Tubería de transporte de gas Flama jet, flamazos, explosión

CONTENIDO

8 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS 1

8.1 INTRODUCCIÓN 1 8.2 EFECTOS DE LOS PELIGROS IMPORTANTES 1 8.2.1 Incendios de Hidrocarburos 1 8.2.2 Explosiones de Nubes de Vapor 43 8.2.3 Eventos Externos 43 8.3 DESARROLLO DE ESCENARIOS 43


7-1

7 METODOLOGÍA DEL ANÁLISIS CUANTITATIVO DE RIESGO

7.1 DEFINICIONES

El Instituto de Ingenieros Químicos del Reino Unido (1) (IchemE) define la palabra peligro como una situación física con el potencial de provocar lesiones a los seres humanos, daño a la propiedad, al ambiente o a alguna combinación de éstos. Un peligro mayor se describe como un término impreciso para un peligro químico a gran escala especialmente aquel ocasionado por un evento agudo. La guía HSC sobre el COMAH (2) define un accidente mayor como la ocurrencia de un evento (en especial de una gran emisión, incendio o explosión) que resulta del desarrollo incontrolado de una operación en cualquier establecimiento el cual pone en un peligro serio la salud humana y/o el ambiente de manera inmediata o posterior, dentro o fuera del establecimiento involucrando una o más substancias peligrosas . El proceso de Identificación de Peligros se describe por el IChemE (3 ) como la identificación de eventos indeseables seguida por el análisis de los mecanismos gracias a los cuales ese evento indeseable puede ocurrir. La Evaluación de Riesgos se describe(4 ) como la evaluación cuantitativa de la probabilidad de ocurrencia de los eventos indeseables y la probabilidad de daño causado junto con el juicio de valor referente a la importancia de los resultados.

7.2 PROCESO DEL ANÁLISIS CUANTITATIVO DE RIESGO

El Análisis Cuantitativo de Riesgo (ACR) ha llegado a ser una técnica ampliamente utilizada para la planeación y toma de decisiones. El ACR involucra cinco elementos específicos: 1. La Identificación del Peligro para determinar los posibles escenarios de

incidentes, peligros, eventos peligrosos, sus causas y mecanismos. 2. El Análisis de Consecuencias para determinar el alcance de las

consecuencias de los eventos peligrosos identificados.

(1) IChemE, “Nomenclatura para Análisis de Riesgo y Peligro en las Industrias de Proceso” , Rugby, 1985. (2) HSC, “Propuestas para Regulaciones implementando la Guía sobre el Control de Accidentes Mayores involucrando Sustancias

Peligrosas” , Documento de Consulta, Mayo 1998. (3) IChemE, “Nomenclatura para Análisis de Riesgo y Peligro en las Industrias de Proceso” , Rugby, 1985. (4) IChemE, “Nomenclatura para Análisis de Riesgo y Peligro en las Industrias de Proceso”, Rugby, 1985.


7-2

3. La Estimación de la Frecuencia para determinar la frecuencia de ocurrencia de los eventos peligrosos identificados y sus diferentes consecuencias.

4. La Suma de Riesgos para determinar los niveles de riesgo. 5. La Evaluación de Riesgo para identificar si el riesgo es

tolerable/intolerable; para identificar las medidas de mitigación del riesgo y dar prioridad a éstas usando técnicas de clasificación de riesgos y análisis costo-beneficio. El análisis de riesgo también incluye un análisis de sensibilidad para determinar cuan sensibles son los principales eventos que contribuyen al riesgo en ciertos parámetros y suposiciones.

Estos elementos se presentan en forma de diagrama de flujo en la Figura 7.1. Los elementos del procedimiento se utilizan tanto para generar información como para tomar decisiones en el manejo de los riesgos. En la toma de decisiones el procedimiento se sigue únicamente hasta el nivel necesario para generar la información requerida en la toma de una decisión. La extensión de la aplicación de los diferentes elementos y grado de cuantificación empleada varía de una manera muy significativa de una situación a otra.


7-3

Figura 7.1 Proceso de Evaluación de Riesgo

7.3 IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS

La primera etapa en un análisis de riesgo es identificar los incidentes potenciales que puedan provocar el escape de un material peligroso de su contenedor normal y provocar un accidente importante.

Identificación

De Peligros

Frecuencia

Análisis de

Consecuencia

Análisis de

Suma de

Riesgos

Riesgo

Análisis de Criterios deRiesgo

Decisiones

Toma de


7-4

Esto se logra realizando una revisión sistemática de las instalaciones para determinar en qué partes del diseño puede ocurrir una liberación de algún material peligroso. La identificación de "lo que puede ocurrir mal" es una etapa importante del análisis de riesgo. Los accidentes importantes sólo pueden prevenirse anticipando cómo pueden llegar a ocurrir. Un peligro importante que no se identifica nos llevará a subestimar los niveles de riesgo calculados. Los riesgos mayores son generalmente uno de tres tipos: inflamable, reactivo o tóxico. Los peligros de inflamabilidad pueden manifestar altos niveles de radiación provenientes de incendios y explosiones seguidas de sobrepresiones que pueden causar un daño directo, colapso de edificios, etc. En este estudio solamente los peligros de inflamabilidad tienen relevancia. El peligro de inflamabilidad estará presente en toda la Terminal y si el material inflamable escapa a la atmósfera pueden llegar a ocurrir tanto incendios como explosiones. En la Terminal no se manejarán productos que puedan generar reacciones químicas y los materiales manejados no son altamente reactivos por ejemplo, con el agua. Por lo tanto, no se considera que puedan ocurrir reacciones peligrosas. Así mismo, ninguno de los materiales es considerado tóxico(1 ). El proceso de identificación de peligros investiga las diferentes rutas a través de las cuales pueden ocurrir los eventos riesgosos (por ejemplo, una fuga de gas de una tubería en una área confinada, seguida de ignición retardada, puede resultar en una explosión). Por el contrario, el escape de gas en un área abierta seguida por una ignición retardada puede provocar un flamazo. Este estudio es sólo concerniente a los peligros de accidentes importantes , por decir, aquellos incidentes que involucran sustancias peligrosas. Por ejemplo, la muerte por accidente vehicular de una persona dentro del establecimiento no sería considerada como un accidente importante para este estudio.

7.4 ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS

7.4.1 Criterios Límite para el Análisis de Consecuencias

Para establecer los criterios límite para el análisis de consecuencias, se reconoce que diferentes materiales pueden presentar diferentes tipos y

(1) Texaco Inc. Higiene Industrial, Toxicología, y Hojas de Seguridad de los Materiales, Gas Natural, 25 de Julio 1988.


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grados de peligro. Este estudio es solamente concerniente a los peligros de inflamación. Es importante reconocer que no todos los peligros ocurren simultáneamente. Por ejemplo, una fuga de gas/condensado seguido de una ignición inmediata resultará en un peligro de fuego, muy probablemente una "flama jet" o una "bola de fuego".


7-6

Una ignición retardada, dependiendo de la naturaleza de la fuente de ignición y del grado de confinamiento, provocará una explosión o un "flamazo". A pesar de que estos escenarios tienden a diferentes tipos de consecuencias y por lo tanto, a establecer diferentes criterios límite, se mantiene un grado de consistencia basado en un nivel equivalente de daño. El impacto se puede describir de mejor manera como el nivel en el cual ocurren daños severos o irreversibles a la salud humana o existe una posibilidad potencial de muerte (quemaduras, daño estructural resultando en posibles lesiones). En este estudio, los criterios límite son los niveles de daño que podrían resultar en una posibilidad específica de fatalidad para las personas, por ejemplo, una dosis térmica que resulte en, por decir, 50% de posibilidad de muerte para el personal expuesto. Los criterios al establecer “criterios límite” para los cuales se realiza el análisis de consecuencia se describen en la Sección 9.

7.4.2 Modelación de Consecuencias

Factores que afectan las consecuencias

Existen diferentes factores que afectan las consecuencias causadas por la fuga de materiales. Para el caso de materiales inflamables estos incluyen (aunque no se limitan a): • La cantidad de material liberado o velocidad de fuga; • La duración de la liberación; • La densidad inicial de la liberación; • La geometría de la fuente; • La elevación de la fuente; • Las condiciones atmosféricas existentes; • Los terrenos circundantes y • El límite inferior de inflamabilidad del material liberado. Estos factores afectarán las zonas de consecuencias para los materiales peligrosos específicos, por ejemplo, la distancia a la cual una nube de vapor se ha dispersado suficientemente al grado de dejar de ser peligrosa. Factores que Afectan el Peligro de Incendio

Cuando se consideran grandes incendios de hidrocarburos, el peligro principal está relacionado con la radiación térmica. Las principales


7-7

preocupaciones son la seguridad de las personas y el posible daño a las instalaciones cercanas o al equipo.


7-8

La determinación de las zonas de peligro por radiación térmica involucra tres etapas: • Caracterización geométrica del fuego; esto es, determinación de la

velocidad de quemado así como de las dimensiones físicas del incendio. • Caracterización de las propiedades de radiación del fuego; esto es,

determinación de los flujos promedio de calor radiado desde la superficie de la flama.

• Cálculo de la intensidad de radiación en un punto determinado. Esto a su vez depende de la naturaleza del material inflamable, del tamaño y tipo de fuego, de las condiciones atmosféricas existentes, de la localización y orientación del objetivo/receptor. Factores que Afectan el Peligro de Explosión

El posible efecto que puede ser producido por la ignición o "reacción" de las nubes de vapores inflamables en el aire por pérdidas de contención, es una de las consecuencias menos frecuentes pero potencialmente de las más severas. Algunos de los factores que afectan las zonas de peligro debido a sobrepresiones por detonación son: • La masa del combustible involucrado; • La capacidad calorífica del combustible; • La concentración de los vapores en el punto de ignición; • La naturaleza de la fuente de ignición; • El grado de confinamiento/ congestión y • La reactividad del material (Por ejemplo, el metano tiene baja

reactividad). Modelos para Simulación de Consecuencias

Los peligros mencionados anteriormente pueden ser modelados analíticamente utilizando modelos estándar para el análisis de consecuencias. Muchos de estos modelos han sido integrados en programas de computación. Los modelos utilizados para incendios, explosiones y la dispersión de nubes de vapor se describen en la Sección 9.

7.5 FRECUENCIA DE PELIGROS DE ACCIDENTES IMPORTANTES

Para cada peligro identificado, se analiza su frecuencia. La fuga de un material peligroso puede ser considerada para un rango de tamaños de orificio de fuga, lo cual dependerá de los mecanismos de falla. Por ejemplo,


7-9

el derrame de una tubería de proceso debido a corrosión tenderá a ser pequeño mientras que un impacto externo, por decir, de una grúa, tiende a producir un tamaño de orificio mayor. ERM ha desarrollado una base de datos estandarizada para la frecuencia de fallas(1 ), la cual utiliza datos de un amplio rango de fuentes y contiene información actualizada sobre las fallas en diferentes equipos. ERM utiliza también bases de datos de tuberías y ha desarrollado una base de datos estandarizada para éstas, dependiendo del tipo de material que esté siendo transportado(2 ). Por lo tanto, se puede realizar un estimado de la probabilidad de los peligros potenciales que resultan de fallas en tanques, recipientes, tuberías, tuberías de proceso, válvulas, bridas, etc. La frecuencia de los diferentes resultados se estima entonces multiplicando la frecuencia de la fuga por la probabilidad de los diferentes resultados. En este estudio, los resultados de una fuga de un material inflamable pueden incluir la flama jet, fuego de charco, bolas de fuego, flamazos y explosiones. También se debe estimar la probabilidad de ignición para que resulte alguno de los eventos. En la Figura 7.2 se muestra un árbol de eventos típico para resultados potenciales de una fuga de material peligroso. Este diagrama muestra la gran variedad de eventos que podrían resultar de una fuga.

(1) ERM, “Datos de Tasas de Falla para uso en el Análisis d e Riesgo en Tierra”, Revisión 3, Enero 2001. (2) ERM, “Herramienta para Predicción de Tasas de Falla de Tubería en Tierra” , Revisión 1, Febrero 2000.


7-10

Figura 7.2 Ejemplo de un Árbol de Eventos Mostrando los Resultados Potenciales de la Fuga de una Sustancia Química Peligrosa (como lo presenta la CCPS (1 ))

7.6 SUMA DE RIESGOS / RESULTADOS

Los resultados de riesgo se generan para el riesgo de las personas (riesgo individual o riesgo social), riesgo para el ambiente o riesgo para los bienes.

(1) CCPS, “Guías para el Análisis Cuantitativo de Riesgo de Procesos Químicos” , AIChE, 1989.

Accidente

Fuga Explosión de carrotanque o BLEVE

No Fuga -No Impacto

Líquido y/oGas Licuado

Gas

Venteo de Gas Evaporación súbitaDe Líquidos

Se forma unaflama Jet (si se

incendia)

Se evaporalentamente el

charco

La Nube de vaporviaja vientos abajo (sino se ha incendiado)

Se presenta charcode fuego

Lluvia de líquidolíquido

Se enciende lanube de vapor

(explosión)

Se incendia lanube de vapor(Flamazo)

No hay Ignición -ToxicExposición alVapor

La Pluma de vaporviaja viento abajo

Se enciende lapluma, Explosión o

flamazo

Se presentacharco de fuego

No hay Ignición -ToxicExposición alVapor


7-11

7.6.1 Riesgo Individual

El riesgo individual para un nivel específico de daño se calcula tomando en cuenta las siguientes variables: 1. La frecuencia de resultados (consecuencias) peligrosos (ejemplo flamazo). 2. Probabilidad de que los resultados (consecuencias) peligrosos alcancen la

ubicación específica. Esto incluye variación en la categoría de clima y dirección del viento con un cambio consecuente en la dispersión. Tanto las distancias viento abajo como las distancias transversales a la dirección del viento deben ser tomadas en cuenta.

3. Probabilidad de que un individuo se encuentre en el punto determinado. 4. Probabilidad de que el individuo escape a un sitio seguro o escape de la

nube peligrosa La frecuencia de daño para cada resultado peligroso se calcula y suma para mostrar el máximo riesgo individual de todos los eventos en un punto.

IR(max) = Σ fh Ecuación 7.1 para todos los resultados

Debido a que los riesgos individuales son dados para una punto determinado, el procedimiento anterior se repite para cada ubicación considerada. Los riesgos individuales de otras instalaciones se pueden sumar para dar el nivel global de riesgos individuales de peligros importantes. En el caso que sea evidente de que un evento no podrá afectar un punto determinado, entonces será posible evitar el cálculo, por decir, el punto determinado se encuentra muy lejos. La frecuencia de da ño será diferente para las diferentes categorías de clima por lo que será necesario realizar el cálculo para cada una de las utilizadas. La frecuencia de daño (fh) para una consecuencia determinada y una categoría de clima específica se expresa de la siguiente manera: fh = fe x Pw x Pd x Pexp Ecuación 7.2 donde: fe = frecuencia de resultado peligroso (consecuencia)

Pw = probabilidad de categoría de clima Pd = probabilidad de que el viento sople en la dirección

requerida para que el evento afecte a un individuo (Pd = 0 si el evento no alcanza el punto determinado)

Pexp = probabilidad de exposición


7-12

La probabilidad de que el viento sople en la dirección requerida depende del ángulo de atrapamiento. Esta es función de la distancia desde la fuente, el tamaño y forma de la nube. El tamaño y forma de la nube de gas se determina por medio de los resultados de análisis de dispersión del gas, lo cual nos da una forma compleja volviéndose difícil calcular dicho ángulo. Por este motivo, normalmente estas formas complejas se simplifican a formas regulares para calcular del ángulo de atrapamiento. Para los contornos de riesgo, se utiliza el estándar internacional para modelar los efectos causados a personas estando fuera y que no escapan de los efectos del accidente (por decir, no hay evacuación o refugios, Pexp = 1) esto se aplica en el estudio. La frecuencia de daño para un evento específico es la suma de frecuencias de daño para las diferentes condiciones climáticas. Si como se muestra a continuación, únicamente se utilizan dos categorías de clima (D5 y F2) los cálculos se realizan de la siguiente manera: fh = fh(D5) + fh(F2) Ecuación 7.3 donde: fh = frecuencia de daño, dado por un evento (todos los

tipos de climas) fh(D5) = frecuencia de daño para un evento dado con una

categoría de clima D5 fh(F2) = frecuencia de daño para un evento dado con una

categoría de clima F2 La dispersión de gas se verá afectada por las condiciones climáticas, con nubes de gas inflamable que pueden viajar mas allá de su límite inferior de inflamabilidad a "F2", por ejemplo con aire estable. Con materiales inflamables, el grado en el cual las condiciones climatológicas afecten es limitado. Esto es debido a que los materiales inflamables tienen una zona limitada de consecuencias (contrario a las nubes de gases tóxicos que resultan peligrosos aún a grandes distancias). Para los "fuegos de charco" las altas velocidades del viento comúnmente resultan en los peores casos, ya que el fuego se mezcla con el aire dando como resultado mayores consecuencias en zonas viento abajo. El software de simulación RISKPLOT de ERM se utilizó para calcular el riesgo de la Terminal, en la forma de contornos de iso-riesgo, mismos que muestran la distribución geográfica del riesgo, por decir, la probabilidad de ocurrencia anual de un daño determinado (fatal en este caso) para un


7-13

individuo que está continuamente en un punto determinado, asumiendo un promedio de vulnerabilidad frente a los peligros, por ejemplo, tomando en cuenta el promedio entre un adulto joven y saludable y una persona más vulnerable, por ejemplo, un enfermo o anciano. Los niveles de riesgo deberán entonces ponderarse dependiendo del tiempo que las personas permanezcan en el punto determinado. Esto da como resultado el riesgo real a las personas más que el riesgo en un punto determinado.

7.6.2 Riesgo Social

El riesgo social para un nivel determinado de daño se calcula tomando en cuenta los siguientes factores: • La frecuencia del evento • La probabilidad de que el peligro llegue a la población determinada. Esto

incluye la variación en la categoría climática y dirección del viento con su respectivo cambio de dispersión. Tanto las distancias viento abajo como las distancias transversales a la dirección del viento deben ser tomadas en cuenta.

• La probabilidad de que un individuo se encuentre en el punto determinado.

• La probabilidad de que el individuo escape a un refugio o escape de la nube peligrosa.

• El número de personas afectadas en un evento, combinación del clima con la dirección del viento.

Para cada combinación de evento/ clima/ dirección del viento, el número de personas afectadas y la frecuencia de daño deben ser calculados. El número de direcciones se selecciona con base en la distribución de la población aunque normalmente se consideran entre 6 y 12 direcciones. El área alrededor de la instalación se divide en secciones utilizando una cuadrícula. El área de afectación para cada combinación evento, clima y dirección del viento se sobrepone en la parte del mapa circundante a la planta y el número de personas afectadas se calcula para cada combinación. La frecuencia de daño se calcula para cada combinación de evento, clima y dirección del viento de manera similar al cálculo de riesgo individual. fh = fe x Pw x Pi Ecuación 7.4


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donde: fe = frecuencia del evento Pw = probabilidad del tipo de clima Pi = probabilidad de que el viento sople en una dirección

determinada La frecuencia de daño tiene que ser calculada para todas las direcciones seleccionadas, ya que el riesgo social no tiene una ubicación específica. Para el riesgo social la frecuencia de daños no se suma para los diferentes climas. Se produce una tabla con las combinaciones de frecuencia del evento, categoría de clima y dirección del viento y el número de personas afectadas (N) para cada combinación.


7-15

Con los resultados se genera una tabla F-N (frecuencia-número). Se toma cada valor de N y se suman las frecuencias para todos los resulta dos que tienen un valor menor correspondiente de N.

F(N) = Σ Fi para todas las Fi para las cuales Ni≤N Ecuación 7.5

Estos resultados se grafican en papel log-log para producir la curva F-N. En el caso particular de la Pérdida Potencial de Vida (PPV), para cada evento, F y N se multiplican y la PPV es la suma de todas estas (suponiendo que el nivel de daño es fatal).

PPV = Σ FiNi para todos los eventos Ecuación 7.6 Una vez más se utilizó el software de simulación RISKPLOT de ERM para calcular el riesgo social de la Terminal, en la forma de pares F-N (utilizados para generar las curvas F-N) y los resultados de PPV.

7.7 EVALUACIÓN DE RIESGO

La etapa final y más significativa en el proceso es la evaluación del significado y la importancia de los niveles de riesgo calculados. La evaluación de riesgo es un proceso mediante el cual los resultados de riesgo se utilizan para hacer juicios, ya sea a través de estrategias de reducción de riesgos según la categorización relativa de los mismos o mediante la comparación con los objetivos de riesgo (criterios) o ambos. En los casos donde se han utilizado criterios relevantes para el ACR (en este caso, basados en los criterios utilizados por la comunidad internacional), es posible evaluar los niveles de riesgo calculados contra estos criterios. Esta comparación determina si un riesgo puede ser tolerable, ampliamente aceptable o si se requieren medidas de mitigación para reducir los niveles de riesgo y considerarlos como Tan Bajos como Prácticamente Posible (TBPP). Entonces, se pueden clasificar los eventos de riesgo para determinar la contribución relativa de cada uno en el nivel de riesgo total. Como un primer paso, se examinan los eventos de mayor riesgo para determinar posibles áreas de mitigación. Primeramente se deben considerar medidas que reduzcan el potencial de la ocurrencia del incidente, seguida de medidas que reduzcan la probabilidad (por decir, reducción del número de bridas); luego medidas que limiten la cantidad de material liberado (ejemplo:


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mayor número de válvulas) y finalmente medidas que puedan reducir las consecuencias potenciales (por decir, espreado de agua).


7-17

Se desarrolla entonces, un análisis de sensibilidad para los eventos de mayor riesgo, en especial si se asumen diversas consideraciones durante la simulación de estos eventos. Por ejemplo, cuando se realiza una simulación de una explosión, el grado de confinamiento / congestión debe tomarse en cuenta. El parámetro de confinamiento seleccionado podría tener un impacto significativo en los resultados. Otro ejemplo, es el tiempo que se toma para aislar el evento ya que esto tendrá un efecto importante en la propagación. Por lo tanto, se debe tomar en cuenta la sensibilidad de diversos parámetros al momento de evaluar los niveles de riesgo. La evaluación de riesgo permite por tanto, determinar si el diseño de la planta es de un nivel de riesgo lo suficientemente bajo o si se requiere una inversión importante en alguna(s) medida(s) de mitigación específica(s) para que el riesgo pueda ser manejado de manera efectiva. El riesgo residual será manejado entonces por los Sistemas de Administración de la Seguridad (SAS) de manera que las operaciones seguras, el mantenimiento, las buenas prácticas, etc., sean garantizadas. Finalmente, la evaluación de riesgo y en especial la simulación de consecuencias, nos da una visión muy valiosa sobre los requisitos para la respuesta a emergencias, por decir, a qué distancia la gente estará a salvo de las flamas de los peligros importantes. Como se mencionó anteriormente, todavía queda un riesgo residual que debe ser manejado, y uno de los elementos de los sistemas de seguridad es asegurar que existe un plan de respuesta a emergencias adecuado, que sea controlado de una manera efectiva por el personal indicado para lograr que sea efectivo en la práctica.

CONTENIDO

7 METODOLOGÍA DEL ANALISIS CUANTITATIVO DE RIESGO 1

7.1 DEFINICIONES 1 7.2 PROCESO DE L ANÁLISIS CUANTITATIVO DE RIESGO 1 7.3 IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS 3 7.4 ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS 4 7.4.1 Criterios Límite para el Análisis de Consecuencias 4 7.4.2 Simulación de Consecuencias 6 7.5 FRECUENCIA DE RIESGOS DE ACCIDENTES IMPORTANTES 8 7.6 SUMA DE RIESGOS / RESULTADOS. 10 7.6.1 Riesgo Individual 11 7.6.2 Riesgo Social 13 7.7 EVALUACIÓN DE RIESGO 15


6-1

6 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO: GASODUCTO

6.1 DISEÑO DEL GASODUCTO

6.1.1 Detalles del diseño

El gasoducto propuesto recorrerá una distancia aproximada de 64 km desde Costa Azul hasta el parque industrial El Florido, en Baja California. Una vez allí, se propone que el gasoducto se conecte con la infraestructura de gasoductos al sur de la ciudad de Tijuana. En particular con el gasoducto Baja Norte (aún en construcción), que pertenece y es operado por Sempra Energy México. La ruta preliminar del gasoducto propuesto se ve en la Figura 6.1. El gasoducto de transporte se fabricará con tubería de acero de 36 o 42 pulgadas de diámetro (900 y 1,067 mm respectivamente), diseñada para operar a presiones de 80 a 100 bares. La obra será diseñada, instalada, probada, operada y recibirá mantenimiento de acuerdo con el Código Mexicano, la Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999, Transporte de Gas Natural. Esta regulación mexicana especifica los requisitos de diseño, selección y calificaciones del material del gasoducto, la protección contra corrosión atmosférica interna y externa y los métodos de construcción. El cuadro 6.1 muestra los parámetros de diseño preliminares del gasoducto.

Cuadro 6.1 Parámetros preliminares de diseño del gasoducto

Rasgos del diseño Parámetro Diámetro externo 36” (900 mm) o 42” (1,067 mm) Profundidad de la cubierta (hasta la parte alta de la tubería)1

Cubierta mínima de 0.8 m en áreas que no sean de cultivo, campo abierto, ranchos, áreas de parques naturales y mesetas.

Cubierta mínima de 1.5 m en áreas de cultivo. Cubierta mínima de 1.5 m para la autopista 1

principal. Cubierta mínima de 2 m para el río Guadalupe, el

cañón El Descanso y la presa Abelardo L. Rodríguez.

Presión de operación máxima 2 80-100 bares 1 La profundidad de la cubierta hasta la parte alta del gasoducto se ajustará a la norma NOM-007-SECRE-1999. 2 Ésta es, de hecho, la presión de operación normal. En el río Guadalupe, en El Descanso y en el cruce de la Presa Abelardo L. Rodríguez se aplicará un recubrimiento de concreto a las uniones de tubería.


6-2

Figura 6.1 Ruta preliminar del gasoducto

Figura 6.1


6-3

6.1.2 Protección contra corrosión

La tubería se cubrirá con una resina epóxica para protegerla contra la corrosión externa. Un taller especializado aplicará el recubrimiento a todas las tuberías antes de trasladarlas al sitio de construcción. Las uniones soldadas entre las secciones de tubería serán recubiertas en el sitio para que el recubrimiento sea continuo. También se contará con un sistema de protección catódica, que utiliza una corriente impresa para revertir las corrientes de corrosión que pueda haber en el suelo mediante la creación de un potencial negativo desde la tubería al suelo. La protección catódica será instalada y en operación en un lapso de un año luego de completarse la construcción.

6.2 LA RUTA PRELIMINAR

6.2.1 La ruta preliminar actual

Esta sección del informe describe la ruta preliminar, como se resume en la Figura 6.1 y se muestra más detalladamente en los perfiles topográficos (ver figuras 6.2 a 6.6). La selección de la microrruta final se completará en función de los comentarios que surjan en el proceso de consulta y divulgación de la Evaluación de Impacto Ambiental, Social y de Salud (ESHIA, por sus siglas en inglés; ver sección 6.2.2). La ruta del gasoducto comienza en el punto propuesto para la terminal de GNL en Ensenada, en Costa Azul (Salsipuedes). La ruta del gasoducto desde la terminal hasta el cruce con la Autopista 1 Principal (conocida como la autopista de cuota) está actualmente en consideración, como se muestra en la Figura 6.1. El gasoducto continúa luego en dirección noreste a lo largo de 4.5 km, ascendiendo con inclinación moderada. El gasoducto llega entonces a una meseta, y atraviesa aproximadamente 3.5 km de terreno plano en dirección noreste, cruzando varias líneas eléctricas, el ducto de Pemex y la carretera 1 (conocida como la carretera libre). Después continúa hacia el noreste unos 2 km en el lado sur del río Guadalupe, atravesando principalmente terreno plano de cultivo y tuberías de agua. Desciende en dirección noroeste hacia el río Guadalupe por aproximadamente 1 km, para cruzar el río orientándose hacia el este de La Misión. Una vez que deja el río, la ruta asciende 1.5 km por una pendiente de roca moderada en dirección norte. En los siguientes 12 km, continúa en dirección noroeste hacia el cañón El Descanso, paralela a la costa. En esta sección el terreno es plano y está cubierto de vegetación ligera.


6-4

Después de cruzar el cañón El Descanso, que mide aproximadamente 0.5 km de ancho, la ruta continúa en dirección noroeste hacia el Rancho La Rinconada por unos 5 km donde se alternan colinas ondulantes y terreno plano. Luego de llegar a La Rinconada, corre por unos 25 km sobre una línea paralela al camino de terracería, y continúa en dirección norte a través de los derechos de vía de Pemex y TGN, que se encuentran aproximadamente en el Km. 62 de la ruta del gasoducto. Al alcanzar los derechos de vía de Pemex y TGN, la ruta corre paralela a estos ductos ya existentes hacia el este (sobre el lado norte del gasoducto de Pemex), atravesando terrenos de los ranchos de Cuero de Venado en dirección a la presa Abelardo L Rodríguez. Desde allí, hasta el final de la tubería, la ruta atraviesa principalmente áreas industriales y algunas zonas residenciales de bajos ingresos. Shell aspira a seguir la ruta del Corredor 2000 (la autopista nueva) en esta área, evitando de este modo las perturbaciones adicionales que implicaría crear un nuevo derecho de vía.

6.2.2 Cambios relevantes a la ruta preliminar (hasta la fecha)

Incluso en esta etapa preliminar de ruteo, las condiciones ambientales y sociales han jugado un papel importante en la selección de la ruta, y se han hecho los siguientes cinco cambios (ver Figura 6.1): • Km. 3.5, cruce del río Guadalupe en las cercanías de La Misión. Para

atravesar el río, la tubería partirá desde el punto considerado en el plan original, pero el punto de llegada en la margen norte se ha movido ligeramente hacia el oeste. El nuevo punto de llegada tiene características similares al original, pero queda más lejos de un grupo de casas que está sobre la colina. Por lo tanto, los impactos sociales se reducen y los impactos ambientales no cambian.

• Km. 25, cañón El Descanso. La tubería se ha movido 2 km hacia el oeste. A

cada uno de los lados del cañón hay mesetas que se usan para pastoreo. El gradiente en las márgenes norte y sur del cañón es menor en la nueva localización y el cruce es más ancho, por lo que la construcción se facilita. La base del cañón en la nueva ubicación incluye un piso de grava, que proporciona una base más firme para la maquinaria y, por lo tanto, reduce el probable impacto ambiental conforme avanza la construcción.

• Km. 40, El Gato-El Gatito (antes Mesa Redonda). La tubería se ha

relocalizado para que quede paralela a la orilla del valle (en lugar de atravesarlo), como resultado de la consulta hecha a los dueños del terreno.

• Km. 48, fin del valle. La ruta original atravesaba un camino de terracería y

estaba próxima a un área de entretenimiento (árboles y mesas para días de campo). La nueva ruta pasa a través de pendientes con pastizales donde apacienta el ganado y está situada a 500 m del camino de terracería.


6-5

• Km. 60, Presa Abelardo L. Rodríguez. Esta sección de la tubería está actualmente en estudio, por lo que su definición está pendiente. La nueva ruta propuesta se localiza más al este que la original y cruza la presa con una pendiente más ligera, con lo que se facilita la construcción y se reducen los impactos ambientales.

Una vez que se hayan recibido los comentarios del proceso de consulta y divulgación de la ESHIA, se procederá al microrruteo. Si fuera necesario, la ruta podría volver a modificarse en atención a preocupaciones justificables que se identifiquen en el proceso de consulta (ver sección 6.2.3).

6.2.3 Finalización del microrruteo

La sección 6.2.1 describe la ruta preliminar. Una vez que se tengan los resultados del proceso de Consulta y Divulgación de la ESHIA, se realizará el microrruteo. Esto dará lugar a que la ruta actual pueda ser modificada si lo justifican las preocupaciones ambientales, sociales, de seguridad, salud o los requerimientos técnicos. El proceso de microrruteo se describe en el recuadro 6.2.

Recuadro 6.2 Proceso de microrruteo

1. Preparación Investigación de condiciones existentes e identificación de partes interesadas y temas de interés mediante consulta, en base a sondeos y reuniones. Desarrollo de un estudio bibliográfico por parte del Centro de Investigación Científico y de Educación Superior de Ensenada (CICESE ), consulta con organizaciones no gubernamentales (ONG ) ambientales y estudios de campo para identificar áreas ambientalmente sensibles. Inclusión en el informe de la ESHIA de las condiciones ambientales y sociales existentes e identificación de las partes interesadas y temas de interés. El contratista de ingeniería, adquisiciones y construcción (IAC) llevará a cabo un estudio geotécnico antes de la construcción. 2. Consulta con las partes afectadas de manera directa para determinar la ruta definitiva Los especialistas se reunirán con los propietarios de los terrenos afectados para presentarles la ruta propuesta, identificar los aspectos técnicos, de seguridad y ambientales, registrar los asuntos que generen preocupación, hacer recomendaciones y proponer posibles medidas de mitigación. El proceso quedará asentado en un cuestionario. 3. Integración de aspectos sociales, ambientales y técnicos • Shell y sus consultores rea lizarán un taller de trabajo donde se reunirán los resultados de

los aspectos sociales, técnicos y ambientales y se propondrá la ruta final del gasoducto. • El resultado de este taller de trabajo será una descripción detallada de la ruta, que incluirá

los métodos y procedimientos especiales de construcción y restauración que se incorporarán a la ESHIA.

• Una vez definida la ruta del gasoducto, el contratista de IAC hará un estudio sismológico.


6-6

Figura 6.2 Perfil topográfico de la ruta del gasoducto


6-7


PERFIL ALINEAMIENTO

RUTA TIERRA ADENTRO PROPUESTA PARA EL GASODUCTO


6-8


ALINEAMIENTO PERFIL



6-9



ALINEAMIENTO PERFIL


6-10


ALINEAMIENTO PERFIL



6-11

6.3 INSTALACIONES ASOCIAD AS

Una válvula de aislamiento y equipo para inspecciones de la tubería (“diablos”) se instalarán en la terminal de GNL de Costa Azul, donde comienza el gasoducto. En el parque industrial El Florido, al sur de la línea del ferrocarril y junto a la estación de medición y regulación de presión, estará una estación terminal del gasoducto, que incluye los siguientes elementos: • Válvula de bloqueo del gasoducto. • Instalación receptora de diablos. • Instalaciones de regulación de presión y limitación de presión (es decir, de

liberación de presión). • Estación de medición del gasoducto. • Instalaciones de calefacción temporal o portátil (regasificación).

Además de las instalaciones descritas, para cumplir con la norma NOM -007-SECRE-1999 será necesario instalar por lo menos dos estaciones de válvulas de línea principal. Las estaciones de válvulas ocuparán un área de alrededor de 5 x 10 m, y se ubicarán aproximadamente en KP32 y KP50. Las estaciones de válvulas de bloqueo estarán cercadas. Una estación de válvulas de bloqueo típica se muestra en la Figura 6.7.

Figura 6.7 Estación típica de una válvula de bloqueo


6-12

6.4 CONSTRUCCIÓN DEL GASODUCTO

6.4.1 Generalidades

Cuando se designe el contratista de la construcción, se desarrollará un método de construcción detallado. La metodología de construcción, tal como se presenta en el informe de ESHIA, debe por lo tanto ser considerada en términos generales.

6.4.2 Declaraciones del método y el Plan de Administración Ambiental (PAA)

Durante la fase de diseño detallada, se presentarán declaraciones minuciosas sobre los métodos de construcción para cubrir los requerimientos relacionados con:

• Carreteras, caminos y cursos de agua. • Otros servicios e infraestructura, como tuberías de agua y riego. • Tuberías ya existentes, incluyendo los derechos de vía de Pemex y TGN. • Cañón El Jatay. • Lecho del río Guadalupe. • Cañón El Descanso. • Presa Abelardo L. Rodríguez. • Cualquier área arqueológica o geológicamente sensible que requiera un

método específico. Cada método específico se acordará con la autoridad competente para que dé su permiso y con los propietarios de los terrenos afectados. Como se describe en la sección de la ESHIA, un aspecto importante del diseño detallado será el desarrollo de un Plan Integrado de Manejo y Monitoreo (PIMM) para atender aspectos ambientales, sociales y de salud durante el desarrollo de todo el proyecto. El PIMM incluirá requerimientos relacionados con el entrenamiento del personal de construcción en materia ambiental, social y de salud, y con el manejo adecuado de los asuntos en el campo.

6.4.3 Programa

Se ha previsto que los trabajos de construcción durarán un año, y que el gasoducto se pondrá en operación a finales de 2005.


6-13

Para los cruces individuales, el periodo de construcción será diferente para cada uno de ellos. Cuando se trate de cruces mayores, se puede esperar la siguiente duración:

• Cruce de la Autopista 1 Principal (de cuota), aproximadamente tres semanas.

• Cruce de la Carretera 1 (libre), aproximadamente dos semanas. • Cruce del Valle de Guadalupe, aproximadamente seis semanas. • Cruce de la Presa Abelardo L. Rodríguez, aproximadamente tres semanas.

6.4.4 Seguridad durante la construcción

El gasoducto se construirá en conformidad con la normativa mexicana sobre salud y seguridad y los estándares de salud, seguridad y medio ambiente de Shell. Shell desarrollará un Plan de Salud y Seguridad. Las principales regulaciones de salud y seguridad a las que se apegará el proyecto son:

• Ley Federal del Trabajo. • Reglamento Federal sobre Seguridad, Salud y Ambiente de Trabajo. • Normas oficiales mexicanas publicadas por la Secretaría del Trabajo. • Premisas de Salud, Seguridad y Medio Ambiente (SSMA) de Shell.

6.4.5 Método de construcción – Técnica de tramo

Para la construcción del gasoducto a lo largo de la ruta se usará una técnica bien establecida, que incorpora manejo ambiental, de salud y seguridad y medidas de mitigación. Los métodos precisos de construcción, sin embargo, diferirán según la naturaleza de los distintos entornos. Se necesitarán técnicas especiales de construcción allí donde el gasoducto cruce infraestructura (por ejemplo, carreteras o cursos de agua importantes) y en terrenos complejos y empinados como valles y cañones. La mayor parte del gasoducto se construirá con la técnica de tramo de construcción. Este método ha sido diseñado para reducir tanto los costos como los daños ambientales. La construcción por tramo se ilustra de manera esquemática en la Figura 6.8. Se contará con dos equipos de construcción que incluirán diversos grupos individuales de trabajadores. El grupo principal será responsable de la construcción de la mayor parte de la tubería, y otro grupo se dedicará a los cruces especiales como carreteras, ríos y la presa.


6-14

Los trabajadores del equipo principal de construcción se moverán hacia adelante, siguiéndose unos a otros con intervalos de varios días a lo largo del tramo, ejecutando las siguientes tareas: (1) inspeccionando el terreno, (2) preparando la franja de trabajo (el terreno alquilado por Shell para la construcción del gasoducto), (3) preparando la tubería (soldando, recubriendo e inspeccionando), (4) haciendo zanjas, (5) colocando tubería en la zanja, y (6 recubriendo y restaurando la zona de trabajo. Ese método de construcción implica que, en cualquier momento, las actividades de construcción se llevarán a cabo en una sección limitada de la ruta. En condiciones normales, los trabajos se desplazarán a una velocidad de 500 m por día. En proyectos previos en el área se registra un avance de construcción de 400 m por día. La franja típica de trabajo será de 30 m (100’).1 Éste será el promedio a lo largo de los casi 64 km del gasoducto, pero variará entre un mínimo de 12 m y un máximo de 40 m según las condiciones (y sensibilidades) que se encuentren a lo largo de la ruta (ver figuras 6.9 y 6.10). Esto implica un área total de trabajo sobre la ruta de 1'716,161 m2; en 1'075,450 m2 de esa superficie habrá que solicitar el cambio de uso de suelo. Las áreas de terreno afectadas a lo largo del gasoducto y los cambios de uso de suelo que se solicitan de manera específica se muestran en el cuadro 6.3.

1 Esto comprende la franja de trabajo y el derecho de vía.


6-15

Figura 6.8 Construcción típica de un gasoducto

1 Adquisición de derechos de paso e inspección. 2 Acero. 3 Despejar y nivelar. 4 Inspección de la línea central de la zona. 5 Zanjado (áreas sin rocas). 6 Zanjado (áreas rocosas). 7 Cordonado. 8 Doblado. 9 Alineado. 10 Soldado

11 Colocación de zapatas. 12 Rayos X de soldadura. 13 Recubrimiento de soldadura. 14 Investigación y preparación de recubrimiento. 15 Colocado y ajustado. 16 Inspección de construcción final. 17 Cubierta y rellenado. 18 Pr ueba y ajuste final. 19 Limpieza. 20 Alineamiento.

E NVIRONMENTAL RESOURCES M ANAGEMENT PROYECTO INTEGRAL B AJA GNL 6-16

Cuadro 6.3 Solicitud de cambio de uso de suelo

KM. (A PARTIR DE LA TERMINAL)

VEGETACIÓN PREDOMINANTE

GRADO DE ALTERACIÓN

USO DE SUELO ACTUAL

OBSERVACIONES ANCHO QUE SE

AFECTARÁ (m)

LONGITUD DE LA SECCIÓN DEL

GASODUCTO (m)

ÁREA QUE SE AFECTARÁ

(Ha)

CAMBIO DE USO DE SUELO SOLICITADO

0.00 – 1.200 Matorral costero

suculento B Vegetación natural Acceso principal a la planta 30 1200 3.60 SÍ

1.200 - 1.820 Chaparral costero B Vegetación natural Acceso principal a la planta 30 620 1.86 SÍ

1.820 - 1.900 Autopista 1

Principal (autopista de cuota)

A Autopista de cuatro

carriles El gasoducto pasará por debajo

de la autopista 0 80 0.00 NO

1.900 - 4.700 Chaparral costero B Vegetación natural

Presencia de biznaga (Ferocactus viridescens) en la ladera orientada al sur. Potencial impacto visual desde la Autopista 1 Principal

(autopista de cuota), Km. 1.5-2.5

30 2650 7.95 SÍ

4.700 - 5.000 Chaparral costero A Vegetación natural -

pastizal, muy alterado

Pastizal 30 450 1.35 SÍ

5.000 - 5.700 Chaparral costero M Vegetación natural Cuesta arriba hacia la meseta

30 700 2.10 SÍ

5.700 - 5.900 Chaparral costero B Vegetación natural Cañón El Jatay. Ladera de

pendiente alta con orientación norte

12 200 0.24 SÍ

5.900 - 6.000 Chaparral costero B Vegetación natural Cañón El Jatay. Ladera de

pendiente alta con orientación sur 30 100 0.30 SÍ





USO DE SUELO ACTUAL


AFECTARÁ (m)


GASODUCTO (m)


(Ha)


6.000 - 6.300 Chaparral costero B Vegetación natural Meseta

30 300 0.90 SÍ

6.300 - 6.400 Chaparral costero M Vegetación natural Ladera de pendiente menor con

orientación norte 30 100 0.30 SÍ

6.40 0 - 9.800 Agricultura A Terrenos agrícolas

con chaparral costero

Tierras de cultivo 30 3400 10.20 NO

9.800 - 9.850 Carretera 1

(carretera libre) A Carretera de dos

carriles Carretera de dos carriles

0 50 0.00 NO

9.850 - 12.200 Agricultura A Terrenos ag rícolas con remanente de chaparral costero

Tierras de cultivo 30 2350 7.05 NO

12.200 - 12.800 Chaparral costero A Vegetación natural Continuación sobre el camino existente. Ladera de pendiente

alta con orientación norte 12 600 0.72 SÍ

12.800 - 13.500 Chaparral costero A Vegetación natural Pendiente suave

30 700 2.10 SÍ

13.500 - 13.800 Agricultura – Cauce del río

A

Terrenos agrícolas y asentamientos

humanos. Arroyo La Misión

Cruce de La Misión, arroyo Guadalupe 40 300 1.20 SÍ

13.800 - 14.050 Sin vegetación A Camino de terracería

Continuación sobre el camino existente 12 350 0.42 NO





USO DE SUELO ACTUAL


AFECTARÁ (m)


GASODUCTO (m)


(Ha)


14.050 - 15.200 Matorral costero M Vegetación natural Ladera con orientación sur

30 1050 3.15 SÍ

15.200 - 16.600 Matorral costero M Vegetación natural Meseta

30 1400 4.20 SÍ

16.600 - 17.200 Chaparral costero A Pastizal, área muy

alterada Meseta

30 600 1.80 SÍ

17.200 - 24.000 Chaparral costero A Pastizal Meseta

30 6800 20.40 SÍ

24.000 - 25.000 Chaparral costero B Vegetación natural Ladera con orientación norte en el

cañón El Descanso 12 1000 1.20 SÍ

25.000 - 25.100 Chaparral costero - cauce del río

B Vegetación natural Cruce del arroyo El Descanso

40 100 0.40 SÍ

25.100 - 26.000 Chaparral costero B Vegetación natural Ladera con orientación sur del

cañón El Descanso 20 900 1.80 SÍ

26.000 - 27.800 Chaparral costero B Vegetación natural Cuesta arriba de la meseta

30 1800 5.40 SÍ

27.800 - 28.000 Chaparral costero B Vegetación natural Área no perturbada

30 200 0.60 SÍ





USO DE SUELO ACTUAL


AFECTARÁ (m)


GASODUCTO (m)


(Ha)


28.000 - 28.500 Agricultura y

encinares A Pastizal área muy alterada

Meseta. Encinos en esta sección. Aproximadamente 10 encinos que

serán afectados 30 500 1.50 NO

28.500 - 29.400 Chaparral costero B Vegetación natural Meseta

30 900 2.70 NO

29.400 - 30.800 Chaparral costero B Vegetación natural Lomeríos

30 400 1.20 SÍ

30.800 - 31.700 Chaparral costero B Camino de terracería

Continuación sobre el camino 30 800 2.40 SÍ

31.700 - 33.000 Chaparral costero M Vegetación natural Lomeríos

30 1100 3.30 SÍ

33.000 - 34.500 Chaparral costero B Vegetación natural Ladera con orientación norte

30 2300 6.90 SÍ

34.500 - 38.400 Chaparral costero M Pastizal Fondo del valle

12 1500 1.80 SÍ

38.400 - 39.000 Chaparral costero B Camino de terracería

Continuación sobre el camino de terracería 30 3900 11.70 SÍ

39.000 - 40.600 Agricultura y Chaparral costero

A Pastizal Fondo del valle.

30 600 1.80 SÍ

40.600 – 44.800 Agricultura A Pastizal área muy

alterada La ruta sigue el camino de terracería (dentro y fuera) 30 1600 4.80 SÍ





USO DE SUELO ACTUAL


AFECTARÁ (m)


GASODUCTO (m)


(Ha)


44.800 – 45.200 Chaparral costero y

encinares B

Vegetación natural Lomeríos bajos 30 7300 21.90 NO

45.200 – 47.800 Agricultura A Pastizal, área

altamente impactada

La ruta sigue el camino de terracería (dentro y fuera) 15 700 1.05 SÍ

47.800 – 48.600 Chaparral costero M Vegetación natural Lomeríos bajos

15 3200 4.80 SÍ

48.600 – 51.800 Chaparral costero B Camino de terracería

La ruta sigue el camino de terracería (dentro y fuera) 15 900 1.35 SÍ

51.800 – 52.700 Matorral costero y Chaparral costero

M Pastizal Lomeríos bajos

30 700 2.10 SÍ

52.700 – 53.400 Chaparral costero M Área perturbada Agricultura

La ruta sigue el camino de terracería (dentro y fuera) 25 2400 6.00 NO

53.400 – 54.600 Chaparral costero M Vegetación natural Lomeríos bajos

25 3700 9.25 NO

54.600 –55.500 Chaparral costero A Camino de terracería

La ruta sigue el camino de terracería (dentro y fuera) 25 500 1.25 NO

55.500 - 57.200 Chaparral costero A Pastizal área muy

alterada Lomerío

25 300 0.75 NO

57.200 - 59.400 Sin vegetación A

Camino de terracería y derecho

de vía del gasoducto de TGN

Unión del derecho de vía del gasoducto de TGN 12 100 0.12

NO





USO DE SUELO ACTUAL


AFECTARÁ (m)


GASODUCTO (m)


(Ha)


59.400 - 60.000 Sin vegetación A Presa Abelardo L. Rodríguez

Cruce del lecho de la presa. Paralelo al derecho de vía de

Pemex 12 800 0.96

NO

60.000 - 60.300 Vegetación secundaria

A Presa Abelardo L. Rodríguez

Embalse y bancos de material de la presa 30 550 1.65 SÍ

60.300 - 60.400 Vegetación secundaria A

Tierras alteradas debido a

actividades de extracción de

bancos de materiales en el área

Unión con el ca mino existente

25 1000 2.50 SÍ

60.400 - 61.200 Residencial A Residencial Continuación del camino

existente 25 650 1.63 SÍ

61.200 - 61.750 Sin vegetación A Camino de terracería

Continuación del camino existente, ausencia de viviendas 12 700 0.84 NO

61.750 - 62.750

Chaparral costero

A

Vegetación natural altamente

impactada y terreno árido

Re-unión con el derecho de vía de Pemex 0 50 0.00

NO

62.750 - 63.400 Chaparral costero A Vegetación natural altamente

impactada y terreno árido Lomeríos bajos

25 450 1.13

NO

63.400 – 64.100 Sin vegetación

A Camino de terracería Continuación a un lado del

huerto 30 0 0.00

NO





USO DE SUELO ACTUAL


AFECTARÁ (m)


GASODUCTO (m)


(Ha)


64.100 – 64.150 Carretera vieja a Tecate

H Cruce del camino Bajo el camino 0 50 0.00

NO

64.150 – 64.600 Agricultura H Agricultura A un lado del huerto 25 450 1.13

NO

END PARQUE INDUSTRIAL EL

FLORIDO

M Agricultura Área industrial desarrollada 30 0 0.00

NO

ÁREA TOTAL QUE SE AFECTARÁ 171.61 ÁREA TOTAL QUE SE AFECTARÁ Y DE LA QUE HABRÁ QUE SOLICITAR EL CAMBIO DE USO DE SUELO

107.55

Claves:

CRITERIO DE CLASIFICACIÓN DE LOS GRADOS DE ALTERACIÓN: A: ALTO Cuando más de 75% de la vegetación esta alterado M: MEDIO Cuando entre 50% y 75% de la vegetación esta alterado B: BAJO Cuando menos de 50% de la vegetación esta alterado

ENVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT PROYECTO INTE GRAL BAJA GNL

6-23

Figura 6.9 Cambios en el derecho de vía de acuerdo con la sensibilidad

CamiónCamión

Tierra Tierra de la zanjade la zanja

SUELO SUELO

SUPERFICIALSUPERFICIAL

Tubería de Tubería de

900mm 900mm Cubierta de Cubierta de 1.5mm mínima 1.5mm mínima

Tubería de 900 mmTubería de 900 mm 15m de D.V.15m de D.V.

ÁREAS AMBIENTALMENTE MUY SENSIBLES

CamiónCamión

Tubería de Tubería de 900mm900mm

Camión Camión

Cubierta de Cubierta de 1.5m 1.5m mínimomínimo

Tierra de Tierra de la zanjala zanja

Suelo SuperficialSuelo Superficial

Tubería de 900mmTubería de 900mm

ÁREAS AMBIENTALMENTE SENSIBLESÁREAS AMBIENTALMENTE SENSIBLES

18m D.V.18m D.V.

Vehícu Vehícu lo delo de

Construcción Construcción

Tubería de 900mmTubería de 900mm

Cubierta de Cubierta de 1.5m 1.5m

mínimomínimo

Tierra de la ZanjaTierra de la Zanja Suelo Superficial Suelo Superficial

Tubería de Tubería de 900mm900mm

30m de D.V.30m de D.V.

ÁREAS AMBIENTALMENTE NO ÁREAS AMBIENTALMENTE NO SENSIBLESSENSIBLES


6-24

Figura 6.10 Trabajo en áreas sensibles

Derecho de vía reducido para evitar perturbaciones a estructuras e instalaciones adyacentes

Zona de Trabajo

Derecho de vía reducido para prevenir daño a especies sensibles.

Zona de Trabajo


6-25

6.4.6 Actividades de construcción

A continuación se describen las actividades de construcción, junto con las técnicas que se utilizarán para el cruce de carreteras y ríos.

Rutas de acceso

Se requerirán rutas de acceso entre las carreteras públicas y la franja de trabajo a lo largo del trazado del gasoducto para facilitar el movimiento de maquinaria y materiales, particularmente donde el terreno es blando. Se prevé que los caminos locales bastarán para proporcionar el acceso requerido. Cuando sea necesario se mejorarán y, en caso de que se deterioren a causa de la construcción, se restaurarán. Las condiciones existentes de los caminos se registrarán antes de la construcción. Área de almacenamiento/colocación

En esta etapa de planeación todavía no es posible establecer dónde se localizarán las instalaciones temporales de construcción. Las áreas de almacenamiento de tubería y la ubicación de las instalaciones temporales de la construcción se determinarán en consulta con las autoridades correspondientes y los propietarios o usuarios de los terrenos. Sin embargo, se anticipa que el contratista de la construcción requerirá tres áreas fijas de trabajo o colocación, una en cada uno de los puntos de inicio y terminación del gasoducto y el tercero a la mitad del camino. Los sitios se ubicarán junto a la ruta del gasoducto y comprenderán los trailers de oficinas, baños, equipo de respuesta a emergencias, materiales de construcción y estacionamiento para personal de la obra. Se instalará algún tipo de cerca de seguridad en torno a los sitios. Después de la construcción, se removerán las instalaciones y el sitio será restaurado. Preparación de la franja de trabajo

Las actividades de construcción tendrán lugar dentro del área referida como “franja de trabajo”. Como ya se estableció, en general la franja de trabajo para el gasoducto será de 30 m (100’) pero variará entre 12 y 40 m según el terreno y las restricciones de sensibilidad ambiental. Los alrededores de la franja de trabajo estarán marcados y, cuando sea necesario (por ejemplo, en áreas ganaderas), se dispondrán cercos y la franja de trabajo se limpiará de vegetación. Sin embargo, las plantas raras o en peligro de extinción no se tocarán, o si es necesario se trasplantarán en otro lugar.


6-26

Retiro de la capa superficial del suelo

Una vez que se haya desbrozado la vegetación de la franja de trabajo, se desprenderá la capa superficial del suelo. Se utilizará maquinaria ligera para minimizar la compactación del suelo allí donde las condiciones de suelo indiquen que esto es posible. La capa superficial del suelo se almacenará a un lado de la franja de trabajo, de forma que no se mezcle con el subsuelo ni que los vehículos le pasen por encima. Las capas de suelo de diferentes campos y zonas ecológicas se almacenarán por separado. Alineado y soldado del gasoducto

Se transportarán los tubos de 12 a 18 m de longitud del área de almacenamiento a la franja de trabajo. Una vez allí, la sección de la tubería será colocada sobre soportes, de forma paralela a la zanja. Se dejarán espacios donde se requiera libre acceso para atravesar la franja de trabajo. Los cambios de dirección del gasoducto (horizontales o verticales) se conocen como “puntos de intersección”. Para esto se usará una sección de tubo con un ángulo prefabricado cuando se trate de variaciones marcadas. Cuando el cambio sea menos severo, la curvatura requerida podrá darse a la tubería mediante equipo adecuado en el campo mismo. Las secciones individuales de tubería serán entonces soldadas para formar el gasoducto. Personal calificado realizará una inspección radiográfica de las soldaduras, y se corregirán las fallas ya sea mediante reparación o reemplazo, de conformidad con la norma NOM-007-SECRE-1999 (en caso de reparación o reemplazo, la soldadura se volverá a examinar). El área de soldadura se limpiará y se le aplicará un recubrimiento protector, como se describió en la sección 4.2.1. La integridad del recubrimiento será verificada electrónicamente. El extremo libre del gasoducto se mantendrá cerrado para impedir que entren en él escombros o animales. Zanjado y tendido

El gasoducto se tenderá en una zanja con profundidad necesaria para cumplir los requisitos de cobertura especificados en el cuadro 6.1. Un excavador o un equipo de zanjeo especializado excavará la zanja hasta la profundidad requerida. Como se mencionó, la tierra excavada se colocará junto a la zanja y separada de la capa superficial del suelo, para impedir que se mezclen.


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La capa superficial de suelo se almacenará de tal forma, para que pueda ser recolocada en su posición original. Si se encontrara roca, podría requerirse un equipo especial para zanjas. Tendido

En las áreas donde haya roca, se colocará una capa de arena o suelo nativo cribado en la zanja para proteger el recubrimiento del gasoducto contra daños en el momento del rellenado. El gasoducto soldado se bajará a la zanja con tractores de pluma. Se tendrá gran cuidado en asegurar que ni el gasoducto ni su recubrimiento protector se dañen durante el proceso. Antes del reemplazo, el subsuelo excavado se clasificará con el fin de remover las piedras grandes, que potencialmente podrían dañar la capa protectora. La zanja será entonces rellenada con la tierra cribada que se compactará alrededor de la tubería, y la zanja será rellenada hasta el nivel del suelo. Instalación de válvula

Para instalar la válvula se requerirá una pequeña cuadrilla que excavará un área de trabajo dentro del derecho de vía, cortará una sección de la tubería excavada, soldará el ensamble de la válvula al gasoducto y hará la inspección radiográfica requerida. Finalmente, se rellenará la excavación para la válvula. Restauración de la franja del corredor del gasoducto

Al final de la construcción, la franja de trabajo del gasoducto será prácticamente restaurada por el contratista. De común acuerdo con los propietarios de los terrenos o las autoridades competentes, todas las áreas de construcción y rutas de acceso temporales se regresarán, en la medida de lo posible, a sus condiciones anteriores a la construcción. La capa superficial del suelo almacenada se dispersará sobre el área alterada. En caso de que haya ocurrido compactación, se removerá el subsuelo antes de colocar la capa superficial. La capa superficial del suelo se esparcirá para asegurarse de que no se vuelva a compactar. Otras medidas de restauración específicas se llevarán a cabo de acuerdo con lo indicado en la sección 7.4.2 de la ESHIA. Durante la restauración, se tomarán medidas para minimizar la erosión, restaurar el contorno natural del terreno, considerar el asentamiento de las zanjas y restablecer las condiciones para el crecimiento de las plantas.


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Restaurar el contorno natural de la superficie, sin embargo, no es lo más práctico en todas las oportunidades; por ejemplo, donde haya pendientes empinadas el derecho de vía tendrá forma escalonada para reducir los daños por erosión e imitar el contorno natural (ver Figura 6.11). Todos los trabajos de restauración y reforestación se llevarán a cabo tratando de alcanzar el estado original del sitio dentro de los límites prácticos.


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Figura 6.11 Técnicas de estabilización

La ruta del gasoducto se identificará con marcadores visibles desde tierra y aire para reducir las posibilidades de daño a manos de terceros. De conformidad con la norma NOM-007-SECRE-1999, los marcadores del gasoducto se colocarán a ambos lados del derecho de vía permanente en cada cruce de carretera. Se instalarán postes de prueba de protección catódica (ver sección 6.1.2), localizados de tal manera que la interferencia con actividades de agricultura se reduzca al mínimo. Una vez llevada a cabo la restauración, la etapa final en el proceso de construcción del gasoducto consiste en quitar los marcadores y cercas del derecho de vía temporal.

Franja de Trabajo

SUELO DE NIVELADO A ÁNGULO DE REPOSO PARA SUELO SUELTO.

SUELO INESTABLE

SUELO INESTABLE

Franja de

Trabajo

LADERA ESCALONADA PARA ESTABILIZAR


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6.4.7 Métodos de construcción en los cruces

Generalidades

En cada cruce, ya sea de infraestructura, cursos de agua o terrenos complejos, se diseñará una solución adecuada según la especificidad del sitio y los requerimientos de las autoridades competentes. Además de la modificación de los procedimientos de construcción, también podrían necesitarse medidas adicionales para reducir el riesgo de que terceras partes dañen el gasoducto mediante, por ejemplo, instalación de nuevos servicios e infraestructura. En las técnicas de cruce se distingue entre el método de corte abierto (la zanja se excava directamente sobre el trazo que debe atravesarse) y el método sin zanja (mediante perforación, por ejemplo), que impide la perturbación de la superficie. Los métodos de cruce sin zanja se usan para cruzar carreteras. Cruces de corte abierto

Para los caminos no pavimentados, el río Guadalupe, el cañón El Descanso y la presa Abelardo L. Rodríguez, la zanja del gasoducto puede hacerse directamente sobre el terreno. Como los cursos de agua se interrumpirán durante la temporada seca, no se requerirán tuberías de acequia. Cualquier acumulación de agua en la zanja debida a ascensos en los niveles freáticos, no será evacuada. La zanja se cortará con equipo que atraviese el curso de agua de una orilla a la otra. La tubería se soldará antes de ser empujada en la zanja desde la orilla. Se le colocará un recubrimiento de concreto para proporcionar protección al gasoducto contra hundimientos del canal motivados tanto por causas naturales (por ejemplo, erosión) como mecánicas (trabajos de mantenimiento). El recubrimiento de concreto también proporciona flotabilidad negativa. Una vez que el gasoducto esté en su sitio, la arena y la grava formarán una cubierta natural. Perforación de empuje

Los modos de hacer pasar un gasoducto por debajo de un obstáculo son diversos: puede usarse perforador de barreno, ariete de tubería, barrilete de tubería y perforación horizontal direccional. Las tres primeras técnicas se agrupan bajo el término “perforación de empuje”, y serán la técnica que se usará para cruzar las tres carreteras que atravesará el gasoducto. La perforación con barreno o ariete de tubería se realiza a partir de un agujero excavado junto al punto de cruce que forma parte de la zanja normal del gasoducto. Se hace una fosa pequeña del otro lado. La profundidad de los fosos depende de la naturaleza del cruce y de las condiciones del suelo local.


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El equipo se instala en el foso más grande y una sección del tubo se coloca debajo del obstáculo mediante empuje hidráulico. En la perforación con barreno, se usa un barreno para remover el suelo y sacarlo hacia atrás mediante la misma tubería. En la perforación con ariete de tubería, el suelo retirado entra a la tubería, de donde se quita con ayuda de aire comprimido una vez que la tubería llega al foso de recepción. El método de barrilete es muy similar al de perforación con barreno y al de perforación de empuje, y requiere fosos de retiro y recepción. El barrilete de tubería se utilizará con un cortador y un barreno para remover el suelo. Se utilizará una tubería revestida de concreto, o tubería transportadora con espaciadores en el revestimiento. El revestimiento se perforará por debajo de la carretera para luego colocar en su interior la tubería transportadora.

6.4.8 Cruces de autopista, carretera y cursos de agua

El diseño detallado y la construcción de los cruces se realizarán después de consultar a las autoridades competentes y a los propietarios de los terrenos. El cuadro 6.4 presenta todos los cruceros importantes a lo largo de la ruta preliminar, cuyo diagrama puede verse en la Figura 6.1.

Cuadro 6.4 Programa provisional de los cruces más importantes

Localización Nombre Método de cruce previsto Km. 1.85 Autopista 1 Principal (de

cuota) Perforación de empuje

Km. 9.8 Carretera 1 (libre) Perforación de empuje Km. 13.4 a 13.75 Río Guadalupe Corte abierto Km. 24 a 25 Cañón El Descanso Corte abierto Km. 62.5 a 64.5 Presa Abelardo L.

Rodríguez Corte abierto

Nota 1: Los datos anteriores están sujetos a que se confirmen las condiciones del suelo. Nota 2: Además de estos cruces mayores, existen aproximadamente 74 cursos de agua intermitentes (temporales) sin nombre que atraviesan la ruta prevista para el gasoducto. Carreteras y derechos de vía

Actualmente se prevé que los cruces de carreteras públicas se harán con técnicas de zanjeo (ver cuadro 6.4). Además, se prevén cruces de caminos agrícolas y de otros tipos. Para no interrumpir su uso, se colocarán placas de acero sobre las zanjas. La mayoría de estos caminos no tiene pavimento y se cruzarán mediante el método de corte abierto. Se usarán semáforos temporales (con la sincronización adecuada, si es necesario) o letreros de “alto y siga” para mantener un flujo de tráfico seguro durante la construcción. El manejo del tráfico se comenta con más detalle en la sección 6.4.10.


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Cruces de cursos de agua

Según las previsiones actuales, los cruces del río Guadalupe, el cañón El Descanso y la presa Abelardo L. Rodríguez, serán de corte abierto y posiblemente se hagan en condiciones de suelo húmedo. Si éste fuera el caso, el equipo de construcción trabajará con planchas de madera amarradas (por lo general de 30 x 30 cm de ancho y 6 m de largo) o algún medio similar que pueda funcionar como camino temporal e impida que el equipo se hunda en el suelo. Otros servicios

El gasoducto atravesará conductos de otros servicios, como tuberías de agua, drenaje, telecomunicaciones, electricidad y otros gasoductos. En todos los casos, los cruces se realizarán luego de consultar a las autoridades competentes y/o a los propietarios, y en algunos casos, bajo supervisión de inspectores del organismo correspondiente.

6.4.9 Cuadrilla de construcción

Antes de seleccionar al contratista no es posible establecer con precisión el número de personal que se empleará en la construcción del gasoducto. Sin embargo, se anticipa que los trabajadores de los dos equipos de construcción alcanzarán un máximo de alrededor de 150 obreros. El equipo de trabajo estará formado por personal con experiencia en administración de construcción de gasoductos que haya trabajado en proyectos similares y complementado por obreros locales. El equipo principal de construcción estará formado por las siguientes cuadrillas:

• Cuadrilla de topógrafos, encargada de localizar y marcar la carretera y los servicios existentes.

• Cuadrilla encargada de preparar la franja de trabajo. • Cuadrilla encargada de remover la capa superficial del suelo. • Cuadrilla encargada del tendido de la tubería. • Cuadrilla encargada del curveo de la tubería en el campo. • Cuadrilla de soldadura e inspección. • Cuadrilla de radiografías. • Cuadrilla de recubrimiento. • Cuadrilla de zanjeo. • Cuadrilla encargada de descender y acomodar la tubería. • Cuadrilla encargada de rellenar. • Cuadrilla de drenaje posterior a la construcción. • Cuadrilla de pruebas hidrostáticas.


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• Cuadrilla de restauración. • Cuadrilla de soporte. Además, se establecerá un equipo independiente para cruces especiales como carreteras, ríos y la presa. El equipo principal previsto para el tendido de construcción necesario para la instalación del gasoducto incluye: • Excavador. • Zanjador. • Grúas de plumas laterales. • Camiones. • Camionetas pick-up con equipo soldador. • Camiones con equipo soldador. • Grúa hidráulica. • Retroexcavadoras con neumáticos de goma. • Equipo para curveo de tubería. Para los cruces de la autopista, se requerirá equipo de perforación.

6.4.10 Tráfico de la construcción

Una vez que se haya seleccionado al contratista, se elaborará y se establecerá un Plan de Manejo de Tráfico (PMT) entre Shell y las autoridades competentes. El contratista se encargará de transportar las cuadrillas al sitio de construcción, donde se organizarán servicios de estacionamiento. Si se requiere, también se hará lugar para estacionar en superficies adecuadas sobre la franja de trabajo. No se permitirá estacionar en caminos de acceso público ni sobre la autopista, cruces carreteros o límites adyacentes. La tubería se transportará desde los patios de almacenamiento a la sección donde se la necesite, utilizando carreteras públicas, de conformidad con el PMT.

6.4.11 Material y residuos de construcción

El material de construcción se obtendrá de fuentes autorizadas y sustentables. Se prevé que será posible obtener algunos materiales localmente, como los postes de la cerca y arena para nivelar, mientras que la tubería de línea y los materiales de construcción más grandes deberán importarse.


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Los residuos de construcción generalmente serán tramos cortos de tubo, residuos de inspección radiográfica, de soldadura y recubrimiento, y cajas usadas para embalaje de materiales. Estos residuos se transportarán a los centros de desechos locales. Se dispondrá de contenedores para los residuos generados a diario por los trabajadores, que serán separados en plástico, papel, madera y aluminio. Otros residuos de construcción incluirán escombros de áreas pavimentadas que se hayan zanjeado y el agua usada en pruebas hidrostáticas. También es posible que pueda haber desperdicios contaminados. No se espera un exceso de suelo residual como resultado de la construcción del gasoducto. El suelo removido de la ruta del gasoducto se recolocará en su lugar cuando terminen las labores, lo mismo que las rocas de superficie.

6.4.12 Otros aspectos de la fase de construcción

Las actividades de construcción se desarrollarán por lo general en jornadas de 10 horas de lunes a viernes y de cinco horas los sábados. No obstante, algunas actividades como prueba y habilitación pueden ser ininterrumpidas. La necesidad de servicios públicos durante la construcción será mínima. Todos los equipos de construcción (de soldadura, de esmerilado y compresores) se operarán con generadores portátiles. En las áreas de asentamiento del equipo, se usarán servicios públicos siempre que sea posible, como alternativa a los generadores. En áreas sin servicio telefónico, la comunicación y la coordinación se harán mediante radios portátiles o teléfonos celulares.

6.5 PRUEBA Y HABILITACIÓN

6.5.1 Prueba del gasoducto

Con el propósito de cumplir con las especificaciones técnicas relevantes, al término de la construcción del gasoducto, y antes de la restauración, se hará una “prueba” para demostrar el estado físico de la tubería. Se tratará de una prueba hidrostática consistente en llenar el gasoducto con agua y, mediante una bomba, llevar la presión, durante un periodo de por lo menos ocho, hasta 125% de la presión de operación máxima permitida. La prueba se realiza para confirmar que la tubería, los componentes y las secciones soldadas mantienen su integridad mecánica sin fallas ni fugas en condiciones de presión. Cualquier segmento del gasoducto que falle en la prueba hidrostática será reparado o reemplazado de acuerdo con los procedimientos ya descritos. Para reducir al mínimo el uso de agua debido a las restricciones de elevación, el gasoducto se probará en diversas secciones.


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Una vez concluida la prueba hidrostática, el agua de prueba se analizará para ver si cumple con las normas de calidad del agua establecidas por la Comisión Nacional del Agua, para luego ser vertida en un sitio aprobado por la Comisión. El contratista obtendrá el agua requerida para la prueba hidrostática de una fuente adecuada, en función de las consultas a las autoridades competentes y a los propietarios de los terrenos. Esto se aplicará a todas las extracciones y descargas que se necesiten. Antes de la prueba hidrostática, la tubería se limpiará e inspeccionará mediante diablos de limpieza movidos con aire o agua. Los residuos sólidos más comunes de la operación de limpieza serán escamas de laminado, salpicaduras de soldadura, óxido y otros similares. En los sitios de prueba se harán los arreglos necesarios para recolectar estos residuos para posteriormente eliminarlos en una instalación autorizada.

6.5.2 Prehabilitación

Una vez terminadas la prueba hidrostática y la descarga del agua de prueba, deberán quitarse del gasoducto todos los restos de humedad, para impedir que haya corrosión interna durante la operación. El agua residual se quitará haciendo pasar por el gasoducto diablos especialmente diseñados, propulsados por aire comprimido. Luego se procederá al secado, que será llevado a cabo por un contratista especializado. Se prevé que se terminará con la prueba y la prehabilitación del gasoducto y de las instalaciones hacia finales de 2005.

6.6 OPERACIÓN DEL GASODUCTO

6.6.1 Filosofía y procedimientos de operación

La tubería será operada y propiedad de Shell. Se establecerán amplios procedimientos de operación para atender los siguientes aspectos:

• Sistema administrativo que cubra consideraciones legales, control de trabajo y seguridad.

• Procedimientos de emergencia efectivos e instrucciones de operación.

• Capacitación adecuada y regular para todo el personal involucrado en asuntos operacionales.


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• Sistema de permisos de trabajo para controlar todas las operaciones que se hagan junto al gasoducto, u operaciones que pudiesen interferir en el flujo de gas.

• Parámetros operacionales y límites de presión. Planos de construcción (que deberán guardarse y mantenerse actualizados). A fin de operar la obra con un mínimo de perturbación para el ambiente, Shell mantendrá contacto continuo con los propietarios u ocupantes de los terrenos localizados a lo largo de la ruta del gasoducto durante la vida operativa del mismo. Esto asegurará que haya registro de los cambios de propiedad u ocupación, que se informe al nuevo ocupante de la existencia del gasoducto y de que haya diálogo mutuo sobre trabajos que pudieran afectar al gasoducto. El representante de enlace de Shell también servirá de contacto con otros contratistas o compañías de servicios que estén operando en las áreas próximas al gasoducto.

6.6.2 Requisitos de mantenimiento

Se desarrollarán procedimientos de mantenimiento, para cubrir los siguientes aspectos:

• Recomendaciones y normas aplicables. • Sistema de administración. • Capacitación adecuada y regular de todo el personal involucrado en los

asuntos de mantenimiento. • Registros de operación y mantenimiento del gasoducto. • Registros de inspecciones. • Inspección y vigilancia. • Monitoreo de las condiciones, que incluirá:

• Inspección de recubrimiento. • Inspección de interferencia eléctrica. • Inspección del potencial de intervalo cercano.

• Planeación e impulso de trabajos de remediación. • Mantenimiento programado de las instalaciones del gasoducto. Además, se contará con:

• Un sistema para recopilar y seleccionar la información sobre actividades de terceras partes, para reducir el riesgo de daños al gasoducto.

• Contacto regular con los propietarios y ocupantes de los terrenos por donde pase el gasoducto.


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• Monitoreo de restauración de tierra y pérdidas de cosecha y trabajos de drenaje de terrenos donde sea necesario.

• Un sistema de monitoreo externo amplio, y con mínima perturbación (por ejemplo, mediante inspecciones a pie de posiciones estratégicas o inspección interna, según corresponda), que registre y actualice constantemente el estado del gasoducto y el equipo auxiliar.

Un programa de inspección y mantenimiento sistemático del equipo regulador de presión, la operación del gasoducto y los equipos secundarios, con el fin de mantener altos niveles de seguridad y confiabilidad. De acuerdo con las regulaciones federales, Shell implementará un programa de patrullaje del derecho de vía permanente y áreas adyacentes destinado a detectar fugas, actividades de construcción y otros factores que representen riesgos para la seguridad de las operaciones. La vigilancia puede servir también para verificar las condiciones de restauración del terreno afectado por el gasoducto.

Derecho de vía permanente

Después de la restauración, el gasoducto tendrá un derecho de vía permanente de 10 m dentro de cuyos límites Shell tendrá el derecho de operar el gasoducto a perpetuidad. No se permitirá construir edificios dentro del derecho de vía, con el fin de impedir daños en el gaseoducto y establecer un área de amortiguación de seguridad.

6.6.3 Monitoreo de las condiciones

Protección contra corrosión

La efectividad de la protección catódica y el equipo auxiliar se probarán de forma regular para garantizar el cumplimiento de los requisitos de diseño. Inmediatamente después de que se termine la habilitación del sistema de protección catódica, se realizará una inspección del potencial eléctrico de intervalo corto del gasoducto con el fin de validar el sistema. La inspección proporcionará una línea de base con la cual podrá monitorearse la condición futura del gasoducto.


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Inspección en línea

La integridad del gasoducto se confirmará mediante una inspección en línea, que consiste en un vehículo de inspección conocido como “diablo inteligente” que recorra todo el gasoducto. Este vehículo no sólo describe, mide y registra los defectos del gasoducto, sino que además los localiza con un alto grado de precisión.

6.6.4 Respuesta a emergencias

Shell preparará un Plan de Respuesta a Emergencias (PRE) y lo presentará a las autoridades federales, estatales y locales competentes. El PRE incluirá un directorio de proveedores de respuesta a emergencias, que incluirá las posibles partes que pueden intervenir si se presenta un incidente, además de las organizaciones u organismos de apoyo locales, como policía, ambulancias y brigadas de bomberos. Se brindará capacitación sobre el Sistema de Comando de Incidentes y sobre los requerimientos de respuesta a todo el personal de las organizaciones involucradas en la respuesta a emergencias.

6.7 DESHABILITACIÓN

Al final de su vida útil, el gasoducto y las instalaciones asociadas serán deshabilitadas de manera segura, con la debida consideración hacia el ambiente y de acuerdo con los términos de la regulación vigente en el momento.

CONTENIDO

4 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO: GASODUCTO 1

4.1 DISEÑO DEL GASODUCTO 1 4.1.1 Detalles del diseño 1 4.1.2 Protección contra Corrosión 3 4.2 LA RUTA PRELIMINAR 3 4.2.1 La ruta preliminar actual 3 4.2.2 Cambios relevantes en la ruta preliminar (hasta la fecha) 4 4.2.3 Finalización del microrruteo 5 4.3 INSTALACIONES ASOCIADAS 11 4.4 CONSTRUCCIÓN DEL GASODUCTO 12 4.4.1 Generalidades 12 4.4.2 Declaraciones del método y el Plan de Manejo Ambiental ( PMA) 12 4.4.3 Programa 12 4.4.4 Seguridad durante la construcción 13 4.4.5 Método de construcción – La técnica de despliegue (Spread) 13 4.4.6 Actividades de construcción 25 4.4.7 Métodos de construcción en los cruces 30 4.4.8 Cruces de autopista, carretera y cursos de agua 31 4.4.9 Cuadrilla de construcción 32 4.4.10 Tráfico de la construcción 33 4.4.11 Material y residuos de construcción 33 4.4.12 Otros aspectos de la fase de construcción 34 4.5 PRUEBA Y HABILITACIÓN 34 4.5.1 Prueba del gasoducto 34 4.5.2 Prehabilitación 35 4.6 OPERACIÓN DEL GASODUCTO 35 4.6.1 Filosofía y procedimientos de operación 35 4.6.2 Requisitos de mantenimiento 36 4.6.3 Monitoreo de las condiciones 37 4.6.4 Respuesta a emergencias 38 4.7 DESHABILITACIÓN 38


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5 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO: TERMINAL

5.1 VISIÓN GENERAL

5.1.1 Ubicación de la terminal de gas natural licuado (GNL) El área total para el desarrollo de la terminal es de 130 hectáreas, que incluye ocho lotes. La terminal ocupará aproximadamente 20 hectáreas de zona costera en Costa Azul, y el camino ocupará 4 km de largo por 30 m de ancho (es decir, ocupando otras 12 hectáreas). La ubicación de la terminal se muestra en la figura 5.1. Inicialmente, la ubicación de la terminal estaba planificada sobre los lotes 20 y 21, ubicados al norte del sitio propuesto. Sin embargo, las partes interesadas expresaron su inquietud por esta ubicación debido a su proximidad con el Club de Golf Bajamar, los impactos visuales asociados y la preocupación sobre los efectos que se percibirían durante la operación comercial. Al mismo tiempo, Shell cuenta con una prefactibilidad de uso de suelo otorgada por el municipio de Ensenada, en los lotes 22 al 36 localizados en la colonia Costa Azul. Esto no se contrapone con lo establecido en el Cocotren, ya que en la matriz de compatibilidades de uso de suelo se menciona que la zona de Salsipuedes (en la que se encuentra Costa Azul) presenta una compatibilidad para infraestructura regional de depósitos energéticos pero sujeto a la presentación de una manifestación de impacto ambiental. Teniendo en cuenta todo eso, se tomó la decisión de reubicar la terminal un poco más al sur, en los lotes 30 a 36.

5.1.2 Calendario del proyecto La terminal de GNL y las instalaciones asociadas se construirán en dos fases: • La fase I incluye la construcción y operación de una terminal de

importación de GNL con capacidad de 7.5 millones de toneladas por año (MTPA), cuyas capacidades normal y máxima de envío de gas natural serán respectivamente de 1,000 millones de pies cúbicos por día (MPCD) y 1,300 MPCD.

• La fase II apunta a duplicar la capacidad del proyecto, para llegar a 15 MTPA. Las capacidades de envío normal y máxima de gas natural en la fase II serán de alrededor de 2,000 y 2,600 MPCD, respectivamente.

La terminal almacenará y regasificará el GNL enviado desde diversos lugares del mundo, y operará en principio con la tasa de envío indicada para la “capacidad normal”.


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La construcción de la fase I de la terminal está programada para durar unos 40 meses, y se espera que las operaciones comiencen a finales de 2006. El calendario de la fase II todavía no se conoce. La vida operativa de la terminal podría continuar indefinidamente, si la operación y el mantenimiento fueran adecuados.


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Figura 5.1 Ubicación de la terminal


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5.1.3 Instalaciones permanentes La terminal incluirá los siguientes componentes primarios (ver la figura 5.2) • Un muelle de 500 m de longitud, con un atracadero para buques de GNL

(más un muelle y un atracadero en la fase II). • Un rompeolas de 900 m longitud (que se ampliará a 1,300 m cuando se

requiera el segundo atracadero). • Dos tanques de almacenamiento con contención secundaria completa (en

la fase I, que contempla 7.5 MTPA), más uno adicional (en la fase II, para 15 MTPA), que contendrán hasta 200,000 m3 de GNL a presión atmosférica.

• Siete vaporizadores de agua salada de bastidor abierto en la fase I, más

otros seis en la fase II. • Siete bombas de envío a alta presión en la fase I, más seis adicionales en la

fase II. • Un compresor de vapores de gas licuado. • Dos turbinas de gas para generar energía en la fase I, más otras dos en la

fase II, y una quinta de reserva. • Equipos de apoyo y sistemas de seguridad requeridos para la operación

segura de la terminal. • Varios edificios pequeños para administración y control. • Un corredor de acceso de 30 m de ancho y aproximadamente 4 km de

longitud entre la carretera Tijuana-Ensenada y el sitio de la terminal.


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Figura 5.2 Diagrama propuesto para la terminal de GNL


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5.1.4 Instalaciones provisionales Además de las instalaciones permanentes descritas en la sección 5.1.3, se requerirán diversas instalaciones provisionales durante un periodo de por lo menos 40 meses. De manera general, comprenderán estructuras provisionales para talleres donde se prepararán y manejarán elementos para instalación, fabricación y almacenamiento de herramientas, materiales, bienes consumibles y provisiones. Las oficinas generalmente incluyen trailers o estructuras modulares provisionales. También se requerirán áreas de depósito abiertas (sin techo) y una bodega adecuada para almacenar materiales que puedan deteriorarse si permanecen a la intemperie. Las instalaciones provisionales en el sitio incluirán: • Talleres, incluido un taller para mantenimiento del equipo. • Almacenamiento de combustible. • Almacén. • Áreas de almacenamiento y de depósito al descubierto. • Área de almacenamiento de residuos. • Clínica de primeros auxilios. • Espacio de oficinas. • Sanitarios portátiles. • Áreas de estacionamiento. En México es común contratar servicios de alimentación pagados directamente por los trabajadores o por sus empleadores (quienes en este caso deducen una pequeña suma de los salarios). Esto se hace para garantizar que todos los trabajadores cuenten con comida limpia y nutritiva. En algunos casos, hay comedores ambulantes que se desplazan de una obra a otra. Aunque el sitio de Costa Azul está relativamente aislado, es posible que, por el número de trabajadores en el lugar, acudan vendedores dispuestos a proporcionar el servicio de comedor e incluso construyan instalaciones provisionales cercanas a la obra. La comunidad local se vería beneficiada si se contrataran personas de la localidad que brinden los servicios de comedor; esta opción se investigará más a fondo.

5.2 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES CLAVE Las características clave de la terminal de Costa Azul se ilustran en el diagrama de distribución de la terminal (figura 5.2) y en la vista general del proceso (figura 5.3).


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Figura 5.3 Vista general del proceso

5.2.1 Instalaciones marítimas

Acceso marítimo

La terminal cuenta con un acceso de aguas profundas. De acuerdo con el sondeo batimétrico preliminar (CICESE, 2001), la profundidad del agua es de 15 m, que es la que requieren los buques de GNL, a una distancia de entre 300 y 500 m de la línea costera. Estructura de muelle

Durante la fase I se construirá una estructura de muelle sobre caballetes, con un atracadero para anclar barcos, que llegará hasta la isóbata de 14 m de profundidad (a una longitud aproximada de 500 m de la costa). Los caballetes se harán de acero y se recubrirán de concreto, sobre un basamento de roca firme o una escollera de aproximadamente 100 m de largo y 200 m de ancho. Un muelle típico con caballetes de acero se ilustra en la figura 5.4. El embarcadero, la punta del muelle y los “delfines“ (o amarraderos) tendrán pilotes de acero cimentados en el lecho marino, a unos 50 m de distancia entre sí. En la punta del muelle se instalarán tuberías articuladas (brazos de carga) para conectar los barcos con las tuberías de la terminal. Los brazos de carga están diseñados para compensar los movimientos del barco por las variaciones de la marea y las olas mientras está atracado.

Muelle

Tanques de almacenamiento

Recuperación de Vapores

Vaporizador

Agua de mar

Medición y envío

a tubería


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Figura 5.4 Muelle típico de pontones de acero con buques gemelos atracados

Para la fase II habrá que construir un segundo muelle y atracadero que permita la descarga simultánea de buques-tanque de GNL. El basamento de roca o la escollera de la estructura de caballetes del muelle podrá servir como instalación marítima de carga y descarga (IMCD) durante la construcción, si resultara más práctico transportar los materiales por mar que por carretera. Esto permitiría evitar los grandes volúmenes de tráfico pesado en la infraestructura de carreteras existente, pues podrían transportarse materiales a granel u objetos grandes directamente hasta y desde el sitio. Sin embargo, si no fuese posible utilizar los caballetes como un atracadero, podrá requerirse una IMCD de diseño similar. Opciones para rompeolas

Los resultados iniciales de meteorología oceánica muestran que se requerirá una protección para la atracada y descarga de barcos a lo largo de la costa de Baja California, a fin de evitar tiempos de inactividad por condiciones climáticas adversas (oleaje fuerte). Esta protección podría lograrse mediante un rompeolas, una gran pared submarina que protegería de las olas el muelle y los buques atracados. Shell está completando estudios adicionales para contar con una evaluación completa de las opciones de rompeolas en relación con: • El acercamiento de un buque de GNL. • El comportamiento de los barcos amarrados. • La evaluación de los diversos aspectos del rompeolas (técnicos, económicos,

ambientales y sociales).


5-9

Puede ocurrir que la protección para el atracadero sólo se requiera contra olas provenientes de sur, pero en el peor de los casos podría requerirse una protección completa tanto para el muelle como para el radio de maniobra de los buques de GNL (BGNL). Para los propósitos de este ACR, se considera un atracadero protegido y un espacio para maniobras externo a la zona de protección del rompeolas. Se efectuará un análisis de sensibilidad para determinar las consecuencias de las distintas opciones de diseño de rompeolas. La longitud del rompeolas se ha calculado en unos 900 m (que se ampliarán hasta 1,300 m durante la fase II) para proteger el atracadero contra las olas que se aproximan al sector entre 180 y 270° N. Para los fines de la presente evaluación, se considera que la parte superior del rompeolas se colocará 6 m sobre el nivel del mar (NM). Se colocarán sistemas de alerta de navegación en el rompeolas para alertar al tráfico marítimo. El canal de navegación “de paso” tendrá una anchura de paso libre de 200 m entre una embarcación atracada y el rompeolas. Ésta es la anchura mínima aceptable requerida para la fase II, que permitirá la atracada simultánea de buques. El rompeolas tendrá, por lo tanto, unos 250 m desde la punta del muelle, cerca de la isóbata de 28 metros. Se consideran dos posibilidades de diseño para el rompeolas, es decir, montículo de piedras y cámara de concreto. Como en el caso del muelle, con el fin de presentar una evaluación inicial de los impactos del rompeolas en este ACR, se considera como referencia la opción de montículo de piedras. El rompeolas de montículos de piedras comprendería una acumulación de rocas armado con capas de bloque basáltico, de concreto o con unidades de concreto Accropode. Tendría 110 m de ancho en la base, 10 m en la parte superior y 6 m por encima del NM. El área que ocupará tendrá, por lo tanto, aproximadamente 9 hectáreas en la fase I, y 13 hectáreas en la fase II. En la Figura 5.5 se presenta una versión esquemática de rompeolas de montículo de piedras. Debe notarse que sólo se muestra un corte transversal, pero no el material adicional de los extremos del rompeolas.

Figura 5.5 Corte transversal de un rompeolas de montículo de piedras

Material de la cantera

9 m3 accropodes; 3 m capa

1.5 to 3 te roca; 2.2 m capa60-300 kg roca; 80 cm capa


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Un rompeolas de cerca de 900 m de largo, a una profundidad aproximada de 27 m, requeriría 1’700,000 m3, o 3’400,000 toneladas de roca, o aproximadamente 10,000 Accropodes. El rompeolas para la fase II (cuya longitud total sería de 1,300 m) requeriría 40% más de material, lo que daría un total de 2’400,000 m3 o 4’800,000 toneladas. En principio, las rocas se obtendrán de las actividades de nivelación del sitio de la terminal, y el resto de las canteras autorizadas existentes.

5.2.2 Tanques de almacenamiento de GNL En la fase I está planeada una instalación de almacenamiento de GNL para un total de hasta 400,000 m3, que requiere dos tanques de hasta 200,000 m3 (80 m de diámetro y 50 m de altura) cada uno. En el caso de que se necesite una capacidad de 15 MTPA, se construirá un tercer tanque.

La presión de diseño del tanque será de 280 milibares (mbar) y se pretende que todos los tanques envíen y reciban simultáneamente GNL de los buques que estén atracados. Los tanques de almacenamiento de GNL contarán con válvulas de control de presión (VCP), que impedirán que se acumule exceso de vapores en ellos.

El diseño del tanque se ajustará al principio de contención total: todas sus conexiones partirán de la parte superior para optimizar la resistencia e integridad mecánicas. La construcción de doble pared incluirá una pared interior de acero de baja temperatura y una pared exterior de concreto pretensado. Los tanques de contención total proporcionan estándares de seguridad más altos que los tanques de contención simple debido a la robustez intrínseca de la estructura exterior de concreto. El contenedor interno de acero mantendrá el GNL a –160° C. Se utilizarán aceros criogénicos (como acero con 9% de níquel), que pueden soportar estas temperaturas muy bajas. La pared exterior de concreto incluirá en el fondo y en el techo una losa de concreto armado. La pared se diseñará de modo tal que soporte las temperaturas criogénicas involucradas, es decir que detendrá cualquier fuga del tanque interior. Se aplicarán materiales aislantes en el espacio ubicado entre el contenedor de acero interior y el tanque exterior de concreto para minimizar la transferencia de calor del medio ambiente a la masa de GNL. Inevitablemente, habrá alguna “evaporación” del GNL almacenado en el tanque, que será comprimido y dirigido al sistema de envío al exterior (ver secciones 5.2.3 y 5.2.4). La tubería del tanque interior se diseñará de modo que permita el llenado por el fondo o la parte superior del tanque, sin necesidad de instalar conexiones a través de la pared del tanque, por debajo del nivel del líquido. Se prestará especial atención a los instrumentos de los tanques de almacenamiento.


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Se incorporarán dispositivos de alarma y cierre en el diseño para garantizar la operación segura del tanque. Estas alarmas y dispositivos de cierre se instalarán en una secuencia que cumpla con los requisitos de la filosofía operativa y satisfaga el análisis de fallas de seguridad. Los tanques también estarán provistos de válvulas de seguridad para liberar presión y válvulas de compensación con interruptores de presión y vacío. Todos los controles, alarmas y sistemas de seguridad serán tales que durante las operaciones normales no habrá ninguna fuga de gas al medio ambiente. Se proveerán dispositivos para medir la temperatura y la densidad en toda la longitud del tanque como medio de detectar la estratificación (formación de capas de GNL con diferentes densidades). Habrá medición continua y automática del nivel de los tanques de almacenamiento. En la Figura 5.6 se muestra un tanque típico de almacenamiento de GNL.

Figura 5.6 Tanque de almacenamiento de GNL


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5.2.3 Sistema de manejo de vapores de gas licuado (VGL)

Compresores de gas

Los VGL que se produzcan durante las operaciones normales de la terminal, como resultado de la inevitable transferencia de calor atmosférico a los tanques de almacenamiento y a las tuberías, así como los que se deriven de las operaciones de descarga de los barcos, se enviarán al compresor y recondensador de VGL para su condensación (licuefacción) y reinclusión en la masa de la corriente del producto de GNL (ver sección 5.3.2). Sistema de venteo

El sistema de venteo está diseñado para la ventilación de emergencia. El sistema no se usará en condiciones normales de operación. La ventilación de emergencia puede incluir la liberación de hasta aproximadamente 5 toneladas de GNL. Esto constituiría un caso excepcionalmente raro, cuya frecuencia se estima en una vez cada 300 años. Como fuere, el gas excedente se manejará mediante una chimenea de venteo elevada (de aproximadamente 10 m de altura y 0.4 m de diámetro), montada sobre uno de los tanques de GNL.

5.2.4 Bombas de envío al exterior Debido a las altas presiones involucradas, se requieren dos etapas de bombas de envío al exterior. Bombas de primera etapa de envío de GNL al exterior

Además de servir como primera etapa del sistema de envío de gas al exterior, estas bombas constituyen un componente clave del sistema de manejo de vapores de GNL (ver sección 5.2.3). Se instalarán bombas de alta capacidad para envío de GNL al exterior, accionadas eléctricamente (primera etapa), en cada tanque de almacenamiento de GNL. Estas bombas operan completamente sumergidas en el GNL y están localizadas en “pozos de bomba”, lo que permite su fácil instalación o remoción. Los pozos de bomba también sirven como tubería de descarga de las bombas y están conectados a la tubería de la parte superior del tanque. El GNL de las bombas localizadas en los tanques se dirige directamente al recondensador/tambor recolector. Todos los vapores de gas licuado producidos durante el envío normal o durante la descarga del barco se dirigen a este tambor, se mezclan con el GNL y se recondensan, reintegrándose a la masa de GNL. El recondensador/tambor recolector alberga un lecho empacado de anillos “Pall” de acero inoxidable (o equivalentes), que crea un área de superficie adicional de contacto entre el vapor y el líquido.


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Bombas de segunda etapa de envío de GNL al exterior

De acuerdo con el control de nivel, el GNL del recondensador/tambor recolector se dirige a las bombas de segunda etapa de envío al exterior. Estas bombas de alta presión que entregan GNL a los vaporizadores de GNL (ver sección 5.2.5) mantienen una presión de entre 75 y 80 bares (que podría incrementarse hasta 100 bares, según los requerimientos del cliente) y tienen individualmente una capacidad de envío a los vaporizadores de 400 m3hr-1.

5.2.5 Vaporizadores de GNL El GNL almacenado deberá regasificarse para luego poder ser enviado por la tubería. Esto se logrará mediante los vaporizadores de GNL, que utilizarán ya sea agua de mar entubada (en los llamados vaporizadores de bastidor abierto) o bien gases de combustión (si se tratara de vaporizadores combinados sumergidos) para llevar el GNL a temperatura ambiente y conseguir que se regasifique. • Vaporizadores de bastidor abierto. En los vaporizadores de bastidor abierto

(VBA), el agua de mar fluye por paneles de intercambio de calor de aluminio por donde pasan los tubos de GNL. El agua de mar cae por los paneles sobre una bandeja que se encuentra debajo, para luego ser descargada nuevamente en el mar. En la figura 5.7 se presenta un vaporizador del tipo utilizado para terminales de GNL. Cada VBA será capaz de vaporizar hasta 400 m3hr-1 de GNL funcionando en su capacidad máxima. La capacidad máxima de las bombas de agua de mar durante la fase I será de 30,000 m3hr-1 para los seis vaporizadores. En la fase II, será el doble, 60,000 m3hr-1. Esto se basa en el cálculo de temperatura mínima de 11° C del agua de mar. La toma estará próxima al muelle y la tubería correrá paralela al muelle hasta la costa. El agua pasará a través de una serie de mallas para eliminar los residuos e impedir el bloqueo o daño de las bombas. Al salir de los vaporizadores, el agua (enfriada) se recolectará en una fosa y volverá al mar por gravedad en el punto de descarga. El punto de descarga se diseñará según las normas pertinentes del Banco Mundial, para que la diferencia máxima de temperaturas sea de 3° C a 100 m del punto de descarga. En la figura 5.8 se ilustra una estructura típica de un punto de descarga.


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Figura 5.7 Vaporizador de bastidor abierto

• Vaporizadores combinados sumergidos. Los vaporizadores combinados

sumergidos (VCS) involucran la combustión de una pequeña cantidad de gas para vaporizar el GNL. Sin embargo, los VBA constituyen la opción preferible, tanto por su costo más bajo de su instalación y operación como por no generar emisiones atmosféricas, aun cuando requerirán una descarga de agua enfriada, que en el caso de los VCS resultaría innecesaria.


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Figura 5.8 Estructura típica de descarga

5.2.6 Transportación de gas

El gas que salga del vaporizador de GNL se dirigirá al gasoducto, en cuyo final (en el parque industrial El Florido) habrá un calentador de gas (el gasoducto se describe y evalúa con detalle en la ESHIA correspondiente al gasoducto).

5.2.7 Sistemas de protección

Agua contra incendio

Un sistema de circuito cerrado de agua contra incendio protegerá el equipo de la terminal de GNL, las instalaciones de servicios y las áreas de almacenamiento y carga. El sistema incluirá bombas principales y una bomba móvil lista para operar en caso necesario, así como hidrantes y sistemas de registro. Este sistema se instalará en todas las dependencias de la terminal.

VISTA SUPERIOR

VISTA LATERAL

ROCA DE BASE ROCA 300-1,000 Kg

ESTRUCTURA DE LA EXCLUSA DE LA DESCARGA

TECHO DE REJILLA

TUBERÍA(S) DE DESCARGA ∅ 2000 mm

EXCLUSA TUBERÍA DE DESCARGA ∅ 2000 mm

TUBERÍA DE DESCARGA FUTURA

EXCLUSA FUTURA

ROCA 300-1,000 Kg


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Habrá un tanque de almacenamiento de 1,500 m3 de agua sin tratar para el sistema contra incendios. Seguridad

En el sitio de la terminal se contará con seguridad para impedir el acceso de personas no autorizadas y garantizar la integridad de las instalaciones.

El sitio estará provisto de una cerca perimetral y el acceso estará restringido a una única puerta con caseta para guardias. También se proveerá alumbrado en todo el perímetro.

Las instalaciones estarán sólidamente diseñadas. Por ejemplo, los tanques de almacenamiento de GNL serán lo suficientemente fuertes como para resistir el posible impacto de un avión ligero.

5.2.8 Suministro de nitrógeno y unidad separadora de aire Se requerirá cierta cantidad de nitrógeno al 99.9% en forma gaseosa en la terminal de GNL para purgar del equipo, como parte de las tareas de mantenimiento. Se llevará nitrógeno líquido en cilindros por carretera y se gasificará con vaporizadores de aire ambiente. La capacidad de almacenamiento del nitrógeno líquido dependerá de los requerimientos de nitrógeno para operación a la capacidad máxima del complejo, incluyendo la descarga de GNL del buque-tanque.

Podría requerirse la inyección de nitrógeno en el gas para reducir su valor calorífico a los niveles especificados por los clientes. Se utilizará una unidad de separación de aire para producir el nitrógeno requerido, debido a que la cantidad de nitrógeno para la inyección sería del orden de 75 toneladas por hora y sólo necesita tener una pureza de 96%. Esta opción está todavía en estudio. También se puede usar nitrógeno durante emergencias para: • Extinguir cualquier incendio que se produzca en las descargas de la válvula

de compensación de presión de los tanques de GNL. • Extinguir cualquier incendio en la descarga de la chimenea de venteo.


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5.2.9 Servicios públicos e instalaciones auxiliares

Energía eléctrica

Dos generadores de turbina de gas (más otros dos que se integrarán en la fase II) proveerán energía eléctrica, a lo que se sumará un generador de turbina de gas de reserva. Las razones para elegir esta opción de generación de energía están en los costos, la confiabilidad y la posibilidad de evitar cables de electricidad aéreos. Dado que se usará gas natural como combustible, las emisiones serán menores que si se usara combustible líquido. La capacidad instalada será de 35 MW en la fase I y de 60 MW en la fase II. Agua

Durante el periodo de construcción, el sitio no contará con sistemas de abastecimiento de agua potable o sin tratar. Se llevará agua potable embotellada en camiones. Se transportará al sitio agua sin tratar mediante camiones, y se almacenará en tanques. Esta agua, según se espera, será proporcionada por los contratistas de la construcción, que contarán con los permisos necesarios y pagarán los derechos respectivos a la Comisión Nacional del Agua (CNA) u obtendrán agua de algún concesionario debidamente acreditado ante la CNA. Ya en las fases de operación, se celebrarán acuerdos con la Comisión de Agua Potable y Alcantarillado (Comapa) para contar con servicio de suministro de agua. Aguas residuales sanitarias

Las aguas residuales sanitarias serán tratadas en el sitio, en una planta de tratamiento modular que cumpla con los reglamentos mexicanos correspondientes como las Normas Oficiales Mexicanas NOM-001-ECOL-1996 y NOM-002-ECOL-1996. La disposición de los lodos residuales se hará fuera del sitio y estará a cargo de un contratista que cumpla con los reglamentos mexicanos pertinentes como el Reglamento de la LGEEPA en el Área de Residuos Peligrosos y la Norma Oficial Mexicana NOM-052-ECOL-1993. Comunicaciones

Se harán arreglos con Teléfonos de México (Telmex) para que provea servicio telefónico. Las líneas de teléfono llegarán al sitio por un corredor de acceso de 30 m, en el que también se incluirán el camino de acceso, el gasoducto de transportación de gas y otros enlaces con infraestructura de servicios públicos.


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Almacenamiento de combustible y materiales

El diesel se almacenará en el sitio, en un tanque de 20 m3 destinado a combustible permanente. Servirá para alimentar el generador de emergencia y será transportado al sitio en camión. Aire para la planta e instrumentos

El aire atmosférico se comprimirá con compresores centrífugos (accionados por motores eléctricos) y se secará para utilizarlo como aire, tanto en la planta como con los instrumentos. Edificios de la planta

Se construirán los siguientes edificios permanentes en el sitio destinado a la operación: • Oficina en el sitio, que también incluirá un área de comedor y una de

enfermería. • Sala de controles. • Estación de medición. • Taller y almacén. • Caseta de entrada.

5.2.10 Acceso al sitio Se proporcionará acceso logístico al sitio mediante un camino apto para cualquier condición climática, de aproximadamente 4 km, que Shell construirá. Formará parte del corredor de acceso de 30 m de ancho, por donde pasarán también el gasoducto, el cableado de comunicaciones y otros enlaces con infraestructura de servicios públicos.

5.2.11 Instalaciones provisionales • Se suministrará energía eléctrica mediante generadores provisionales hasta

que esté disponible la energía permanente. En ese momento, se reducirá al mínimo el uso de generadores provisionales.

• Se proporcionarán sanitarios para los obreros de la construcción, en forma de unidades portátiles autocontenidas.

• Podría requerirse espacio para almacenar materiales fuera del sitio de

construcción. La ubicación de estas instalaciones todavía está por determinarse, pero podría incluir almacenes en el puerto de Ensenada.


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• Como parte del proyecto se proporcionará alojamiento fuera del sitio para los trabajadores empleados que no sean del área local. En orden de preferencia, se buscará alojamiento en viviendas de los centros grandes de población que estén más cercanos, o se construirán instalaciones provisionales en sitios ya elegidos en las cercanías de Costa Azul. Estas instalaciones temporales se desmantelarán una vez finalizada la construcción de la terminal, y el sitio se restaurará. No se construirán instalaciones para alojamiento en el predio correspondiente a la terminal ni en áreas naturales que no estén afectadas por el proyecto. Se transportará a los trabajadores en autobús, de ida y de vuelta al sitio de la terminal. En todo momento se aplicarán los lineamientos de Shell sobre salud, seguridad y medio ambiente (SSMA) relacionados con la seguridad de los caminos para garantizar el bienestar del personal e impedir accidentes.

5.3 CONSTRUCCIÓN Y PUESTA EN OPERACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE LA TERMINAL

DE GNL 5.3.1 Vista general de las actividades de construcción

Logística y acceso

El puerto de Ensenada y el aeropuerto de Tijuana estarán disponibles para transporte logístico y llegada de embarques durante la fase de construcción del proyecto. Se espera que las actividades de construcción comiencen entre mediados y finales de 2003, 1 y que duren por lo menos 40 meses. Para las instalaciones se utilizarán métodos de construcción civil convencionales. Los materiales se trasladarán al sitio por vía terrestre o marítima, según corresponda. Actividades preliminares e instalaciones provisionales

Las actividades preliminares en el sitio incluyen: • Construir un camino de acceso dentro de un corredor de 30 m de ancho

donde se dispondrán los servicios de agua, comunicaciones y el gasoducto, al que se hace referencia en el volumen de la ESHIA específicamente dedicado a esa parte del proyecto.

1 Debe notarse que las fechas de construcción presentadas representan la mejor información disponible en el momento en que se preparó el documento. Las fechas efectivas de construcción pueden ser distintas en función del calendario general de entrega del proyecto.


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• El sitio requerirá preparación. Esto implicará algunas explosiones para nivelar el área de la terminal propuesta, seguidas de trabajos de nivelación con removedores de tierra. Se generarán aproximadamente 1.5 millones de metros cúbicos de material excavado (tierra y roca), parte sustancial de los cuales se usará para construir el rompeolas.

• Lo anterior estará precedido por la construcción de un drenaje superficial

provisional e instalaciones provisionales: cercas, área de estacionamiento, talleres, oficinas y áreas de preparación y ubicación de equipos.

• Parte de las rocas provenientes de la nivelación del sitio se usarán en la

construcción del rompeolas y, en caso de ser necesario, de la instalación provisional de descarga marítima (ver la sección 5.2.1). También podrá requerirse para esto un armazón de roca adicional.

Luego, se completarán las obras civiles y mecánicas correspondientes a las instalaciones permanentes. Construcción de las instalaciones permanentes

Entre las instalaciones de apoyo se incluyen el camino, drenaje permanente, equipamiento, tuberías, edificios y los sistemas de energía eléctrica y de control para el proceso de las instalaciones de la terminal de GNL. Construcción marítima

Este trabajo se orientará a la instalación de la estructura del muelle de columnas, amarres, ayudas para navegación y rompeolas. Según se discute en la sección 5.2.1, el muelle de caballetes de acero estará sobre una base de roca o sobre una escollera (que podrá inicialmente servir como instalación provisional de descarga marítima, mientras se construye la instalación correspondiente). El resto de la longitud del muelle se construirá sobre pilotes de acero barrenados en el lecho marino. Se colocará encima una cubierta de concreto que servirá como camino de acceso a la instalación de atracado. La estructura de acero servirá también para otros fines, como sostener los bastidores de las tuberías. El método de construcción dependerá de diversas consideraciones técnicas y ambientales, relacionadas con la estabilidad, estructura y sensibilidad del lecho marino. Si las condiciones son apropiadas, lo más probable es que se barrenen pilotes desde un equipo piloteador. Esto creará aproximadamente 5,000 m3 de cortes de barrenado, incluidos los fragmentos de roca que se removerán conforme se barrene cada pilote.


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Se utilizará agua de mar para las actividades de perforación; por lo tanto, será posible depositar los cortes en el lecho marino, que se apilarán junto a cada pilote barrenado. Los mismos métodos se utilizarán para instalar los amarres de atracado. Parte del rompeolas se construirá con grúas flotantes sobre barcazas de tolva abierta y flotadores. Dependiendo de los resultados de la investigación del lecho marino y de las mejoras que haya que hacer en el terreno, podría ser necesario dragar capas de arcilla o limo. La estructura se construirá vertiendo en el fondo material de cantera, que luego se cubrirá hasta con dos capas de piedra armada de tamaño único y de mayor peso. Una vez hecho esto, la parte expuesta se recubrirá a su vez con roca pesada armada o unidades premoldeadas de concreto armado, como por ejemplo Accropodes (ver figura 5.5). El rompeolas de la fase I (cuya longitud aproximada será de 900 m) requerirá de aproximadamente 1’700,000 m3 de material. En caso de que todo el material deba transportarse por carretera ya sea al sitio de construcción o hasta el puerto de Ensenada, representará un total de 180 cargas de camión diarias durante el periodo de construcción (considerando camiones de 20 toneladas y un periodo de construcción de dos años). Éste es el peor de los escenarios posibles, ya que parte significativa del material para el rompeolas podrá obtenerse en el sitio mismo. Se obtendrá roca adicional de canteras autorizadas locales. En el diseño del rompeolas se tendrán en cuenta los materiales de cantera disponibles, su tamaño máximo y calidad, para garantizar la eficiencia en los costos de las operaciones de la cantera. El material se cargará en barcazas, ya sea en la IMCD (ver sección 5.2.1), en el sitio o en el puerto de Ensenada. Durante la construcción del rompeolas, habrá una zona de exclusión de 500 m que partirá en todas las direcciones desde las líneas centrales del rompeolas y el muelle.

5.3.2 Actividades de puesta en marcha y pruebas La etapa final de la construcción es la puesta en marcha de las instalaciones, que se superpondrá al inicio de la operación. Las pruebas y la puesta en marcha comprenden las siguientes actividades principales: • Pruebas hidrostáticas de tanques y tuberías. • Pruebas de los sistemas generales. • Enfriamiento de los tanques y de la planta.


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Pruebas hidrostáticas

Se harán pruebas hidrostáticas en los tanques y tuberías para garantizar que pueden resistir las presiones correspondientes. Esto consiste en llenar los tanques y las tuberías con agua, para luego aumentar la presión gradualmente y verificar la integridad de los sistemas.

Se requerirán 100,000 m3 de agua no tratada para la prueba, que se tratará con un inhibidor de corrosión y biocida para proteger el interior de los recipientes. La fuente de agua aún está por decidirse mediante consultas con las autoridades mexicanas competentes.

Después de la prueba hidrostática se descargará el agua. En general, este tipo de descarga se hace en el mar, donde se puede dispersar rápidamente sin tener impactos significativos. Sin embargo, dada la importancia del agua dulce como recurso en la región, Shell buscará, mediante consultas con las autoridades gubernamentales, oportunidades de reciclaje para el agua usada. Pruebas de los sistemas

Todos los sistemas, el instrumental de control y los dispositivos de seguridad se probarán cuidadosamente antes del arranque para garantizar su adecuado funcionamiento. Enfriamiento

Una vez terminadas las pruebas de los sistemas de control, las unidades serán purgadas de oxígeno mediante nitrógeno, que se usará como gas de desplazamiento. Las diversas unidades de la terminal serán entonces revisadas para determinar si hay fugas de presión, mediante presurización y despresurización, durante un periodo aproximado de tres días. La terminal empezará entonces las operaciones de enfriamiento de GNL. En este proceso, un flujo menor y continuo de GNL se acumulará en los tanques, desplazando el nitrógeno inerte hacia la atmósfera a través de un sistema de ventilación. El enfriamiento continuará con la introducción gradual de GNL en la tubería y otros equipos.

Durante el enfriamiento, se harán registros completos de todas las temperaturas, presiones, niveles, etc, que sean relevantes para la operación. El gas venteado se analizará periódicamente para medir el incremento en las concentraciones de hidrocarburos, conforme el GNL desplace el nitrógeno del sistema.


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Cuando las impurezas del gas venteado sean aceptablemente bajas para impedir que el producto del tanque esté fuera de especificación, y cuando las temperaturas en la placa del fondo se aproximen a la temperatura normal de almacenamiento, se empezará a introducir el producto líquido a través de la entrada normal del sistema de tuberías. Cuando la composición del gas venteado llegue al valor de diseño, el compresor de gases licuados evaporados se pondrá en operación y la cantidad de gas venteado se reducirá. La tasa de enfriamiento será supervisada y, en el caso de que sea superada, se detendrá temporalmente el flujo de líquido. Se considerará terminado el enfriamiento una vez que se haya formado un mínimo de unos 150 mm de líquido en el fondo del tanque.

Todos los vapores del gas natural se ventean durante el periodo de enfriamiento, que dura de 8 a 12 días. Unas 3,000 toneladas de GNL saldrán por el sistema de ventilación en el proceso de enfriamiento de los tanques, plantas y equipos.

5.3.3 Uso de recursos Los requerimientos de materiales identificados para la construcción y puesta en operación de las instalaciones de la terminal se detallan en el Cuadro 5.1.

Cuadro 5.1 Uso de recursos durante la construcción y puesta en marcha - fases I y II

Material Origen Manejo y transporte Cantidad

Barras de refuerzo de acero y recubrimientos de concreto

Local y/o importado

Camiones y/o barcos 2,500 ton

Láminas para tanques Local y/o importado


Cemento Portland, arena y agregados Local Camiones y/o barcos 45,000 ton e Roca para la IMCD/base del muelle El sitio/cante-

ras locales Camiones De 20,000 a

30,000 ton Roca para rompeolas El sitio/cante-

ras locales Camiones y barcazas 4,800,000 ton

Equipo industrial Importado Camiones y/o barcos 2,000 ton Acero estructural Local y/o

importado Camiones y/o barcos 2,500 ton

Tuberías, accesorios y válvulas de procesos y servicios

Local y/o importado


Cables eléctricos y para instrumentos Local y/o importado


Material eléctrico/material a granel para instrumentos

Local y/o importado

Barco 25 contenedores

de barco Material aislante Local y/o

importado Barco 100

contenedores de barco

Pintura y protección corrosiva Local y/o importado

Camiones 60 ton

Agua no tratada (uso general) Local Camiones 10m3 por día Agua sin tratar (concreto) Local Camiones 30,000m3 Agua sin tratar (prueba hidrostática) Local Barcos o camiones 100,000m3


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5.3.4 Mano de obra durante la construcción

Se espera que en la fase de construcción las necesidades de mano de obra directa lleguen a un máximo de aproximadamente: • 450 trabajadores para la construcción y levantamiento de las instalaciones. • 350 trabajadores para la construcción y levantamiento de los tanques. • 250 trabajadores para la construcción del rompeolas. • 200 trabajadores para la parte restante de la obra marítima. • 200 trabajadores para la porción correspondiente a las tuberías. El promedio de mano de obra necesaria será inferior al de estas cifras máximas. Se procurará contratar tanta mano de obra local como sea posible, según la disponibilidad de trabajadores calificados requeridos.

5.3.5 Emisiones, efluentes y residuos de la construcción

Emisiones atmosféricas

Las emisiones atmosféricas que se produzcan durante la construcción incluirán productos de la combustión de los energéticos de la planta, vehículos y barcos. Estas emisiones serán partículas (PM10), NOx, CO2 y posiblemente SO2 (dependiendo de la composición del combustible que se use). Hay un potencial significativo de emisiones de polvo como resultado de la nivelación del sitio, aunque se las puede reducir si se toman medidas de mitigación. Las principales actividades que ocasionarán emisiones de polvo son: • La perforación previa a las explosiones. • Las explosiones y la formación de zanjas. • El procesamiento de la roca. • La carga y descarga de vehículos. • El movimiento de vehículos alrededor del sitio.


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Efluentes líquidos

Los efluentes líquidos descargados durante la construcción y la puesta en operación incluirán las siguientes fuentes y flujos: • Se diseñará un sistema de drenaje de aguas pluviales para evitar su

escurrimiento a través de la instalación, la inundación temporal del sitio de construcción, del área de ubicación de equipos y de los caminos que dan servicio al sitio, de tal manera que sea posible usarlo en cualesquiera condiciones climáticas. El agua drenada de las áreas abiertas que no esté contaminada se descargará directamente en el medio ambiente, sin tratamiento alguno.

• El agua drenada o de escurrimientos de las áreas de maquinaria, de

almacenamiento de combustible y de lavado de vehículos contiene potencialmente elevados niveles de sólidos suspendidos y rastros de aceites. Por ello, estas corrientes pasarán a través de trampas de sedimentos e interceptores de aceite antes de su descarga. Las instalaciones para el tratamiento se diseñarán de manera que las descargas cumplan con las normas requeridas en México.2

• Los trabajadores generarán aguas negras y grises. Se utilizará una planta de

tratamiento modular para garantizar que todos esos efluentes cumplan con las normas requeridas.

• El agua para la prueba hidrostática incluye agua no tratada con rastros

mínimos de inhibidor de corrosión y biocida; esta agua bien puede verterse en el mar. Sin embargo, dada la importancia del agua dulce como recurso en la región, Shell buscará oportunidades de reciclarla.

Residuos sólidos no peligrosos

Entre las posibles fuentes de residuos sólidos no peligrosos se encuentran: • Chatarra o materiales recuperados. • Materiales secantes (material de empaque). • Residuos de material aislante. • Materiales de empaque o embalaje. • Desperdicios domésticos de las oficinas e instalaciones de apoyo

provisionales. • Residuos de la nivelación del terreno.

2 NOM-001-ECOL-1996 para descargas en el mar y NOM-002-ECOL-1997 para descargas en sistemas de alcantarillado municipal.


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Se aplicarán los principios estándares de buen manejo de residuos. Siempre que sea posible, se reciclarán los residuos (tal como se hará con los excedentes de roca de nivelación del terreno, que podrían utilizarse para construir la IMCD). Cuando esto no sea posible, se reducirán al mínimo los volúmenes de residuos y se dispondrá de ellos por medios apropiados y en sitios autorizados. Todos los residuos se manejarán de acuerdo con los reglamentos mexicanos y las normas de Shell, recurriendo a contratistas locales autorizados. Residuos peligrosos

Los residuos peligrosos generados durante la construcción incluirán derivados de hidrocarburos (como aceites, pinturas, solventes, trapos impregnados con estas sustancias y sus contenedores vacíos) y residuos “mecánicos” (como baterías usadas). Se los recolectará junto a la fuente y se los almacenará en un área temporal destinada a residuos peligrosos, mientras se espera que contratistas autorizados los transporten y dispongan de ellos de manera adecuada. La construcción de la instalación temporal de almacenamiento de residuos peligrosos cumplirá con los requisitos establecidos en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección del Ambiente (LGEEPA) en Materia de Residuos Peligrosos, de acuerdo con el cual los principales requisitos que debe cumplir una instalación de almacenamiento de residuos peligrosos son los siguientes: • Debe estar separada de oficinas, edificios de producción y áreas de

almacenamiento de materias primas o productos terminados. • Debe localizarse en el área de mínimo riesgos de fugas, incendios e

inundaciones. • Debe tener diques y fosas adecuadas para contener los residuos. • Los pisos deben tener zanjas o canales que conduzcan los derrames hacia la

fosa de contención, cuyo volumen deberá equivaler a 20% de la capacidad de almacenamiento del depósito.

• El espacio de pasillos deberá ser suficiente para permitir el tránsito de

montacargas (eléctricos o manuales) y el acceso de bomberos. • Debe contar con sistema de extinción de incendios. • Debe incluir señalización de advertencia adecuada y suficiente. • La capacidad de almacenamiento no debe exceder su capacidad de diseño, y

no deben almacenarse en el mismo lugar materiales incompatibles.


5-27

Los siguientes son requisitos adicionales para áreas de almacenamiento cerradas: • No debe haber conexión alguna con desagües u otros medios que pudieran

permitir que los líquidos escapen del área de contención. • Las paredes deben construirse con materiales no inflamables. • Debe contarse con ventilación suficiente, natural o forzada, cuya capacidad

debe ser de seis cambios de aire por hora o superior, para evitar la acumulación de vapores peligrosos.

• Debe contarse con iluminación a prueba de explosiones. Si se trata de un área de almacenamiento abierta, se requieren las siguientes medidas adicionales: • La instalación no deberá estar en áreas que se encuentren por debajo del nivel

al que llegó el agua en la mayor tormenta registrada en el área, a lo que debe agregarse un factor de seguridad de 1.5.

• Deberá contarse con pisos impermeables y lisos. • Deberá contarse con pararrayos. • Cuando se almacenen residuos volátiles, la instalación deberá incluir medios

de detección de vapores peligrosos, con alarma audible. Un contratista especializado dispondrá de los residuos peligrosos en un sitio debidamente autorizado. Todos los residuos se manejarán de acuerdo con las normas de seguridad mexicanas y de Shell. Estos requisitos de almacenamiento de residuos peligrosos se aplicarán por igual una vez iniciada la fase de operación. Ruido

Los detalles precisos de todos los equipos de construcción y de los niveles de ruido que producirán no están disponibles en este momento. Durante la etapa de construcción el contratista de la construcción deberá ajustarse a los procedimientos normales apropiados para un proyecto de este tipo y tamaño, a fin de controlar y mitigar el ruido de los equipos de construcción.


5-28

El ruido en la fase de construcción será producto del tráfico de vehículos y del equipo de construcción. Los datos específicos sobre el sitio no están disponibles, aun cuando los vehículos de construcción que lleguen al sitio por carretera pueden generar un ruido de 90 a 100 dBA, si bien sólo por un corto lapso. El equipo de construcción puede generar un ruido de 120 dBA en la fuente, por lo que se requerirá protección auditiva para los operadores. A continuación se presentan niveles de ruido indicativos para una planta de construcción:

Cuadro 5.2 Niveles de ruido de la planta y actividades de construcción

Equipo Niveles de Ruido (dBA) Compresor de aire 75-87 Retroexcavadora 71-92 Compactador 72 Mezcladora de concreto 75-88 Bomba de concreto 82 Grúa 76-88 Perforación de pilotes 88-93 Cargador frontal 72-81 Generador 72-82 Nivelador 80-93 Martillo neumático 81-97 Pavimentadora 87-88 Martinete de pilotes 95-105 Bomba 70-90 Tractor bulldozer 78-95 Camión 83-93 Vibradores 68-81

5.4 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS INSTALACIONES DE LA TERMINAL DE GNL 5.4.1 Resumen operativo

Vista general

Las instalaciones que comprende la terminal de GNL se describen en la sección 5.2. En esta sección se describe la forma como habrá de operarse la terminal, con especial atención en las operaciones marítimas. El manejo de las instalaciones de la terminal incluirá las siguientes operaciones significativas del proceso: • Aproximación al muelle del BGNL, atracado y salida. • Descarga de GNL de los buques tanque en las instalaciones marítimas y

transferencia a tierra. • Almacenamiento de GNL en los tanques en tierra. • Regasificación del GNL a gas natural en vaporizadores de GNL.


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• Envío del gas natural mediante el gasoducto. Los BGNL se aproximarán a la terminal a la velocidad más baja posible (3 nudos, o 5,4 Kmh-1). A una distancia de 1 o 2 km de la costa, serán asistidos por dos remolcadores; uno de ellos permanecerá de guardia durante toda la operación de descarga. Los remolcadores controlarán el BGNL hasta que esté seguramente amarrado en los postes de atracado. El GNL se bombeará desde los tanques de almacenamiento de los BGNL a través de ramales de carga del muelle y tuberías de carga aisladas hasta los tanques de almacenamiento de tierra.

Según los requerimientos puntuales de gas, el GNL se bombeará desde los tanques de almacenamiento hasta los vaporizadores. El gas natural resultante será entonces medido y transportado a través del gasoducto hasta los usuarios finales.

5.4.2 Operaciones marítimas

Programa de entrega de carga

Durante la fase I, en que la capacidad será de 7.5 MTPA, se requerirán 125 entregas por año, si se utilizan BGNL de tamaño normal y capacidad aproximada de 135,000 m3. Esto equivale, en promedio, a un BGNL cada tres días. Durante la fase II, en que la capacidad será de 15 MTPA, el nivel de tráfico de buques-tanque se duplicará. Tomará aproximadamente 14 horas descargar un barco; la llegada y salida tomarán aproximadamente 2 horas cada una. El programa de entrega será convenido entre el proveedor y la terminal de recepción en función de programas anuales, y cuando haya picos de demanda estacional las cargas podrán entregarse con más frecuencia. Buques de GNL

Los BGNL contarán con tanques de almacenamiento de GNL, ya sea de membrana o esféricos. Ambos son internacionalmente reconocidos para el transporte marítimo de GNL, pero dan a los buques que los contienen diferente apariencia. Si bien las dimensiones generales son similares en los dos casos, el buque de membrana se distingue por tener desocupada la cubierta superior. Todos los BGNL están construidos en concordancia con el Código Internacional de Transportes de Gas, cuyo nombre completo es Código Internacional para la Construcción y Equipamiento de Buques que Transporten Gases Licuados a Granel de la Organización Marítima Internacional. Estos buques tienen doble casco.


5-30

Las principales características de los buques son las siguientes: • Eslora total 290 m • Anchura 46 m • Profundidad 25.5 m • Calado 11 m • Peso muerto 67,300 ton • Capacidad de carga 135,000 m3 (@-163oC) • Capacidad de combustóleo 2,700 m3 • Capacidad de diesel 200 m3 • Capacidad de agua de lastre 53,450 m3 • Potencia de motores 21,320 KW • Velocidad 19 nudos • Número de oficiales + tripulación Aprox. 30

Figura 5.10 BGNL de tipo membrana


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Durante el transporte del GNL, hay un ligero aporte de calor a través del aislante del tanque externo, cuyo resultado es cierta vaporización del gas licuado. Dado que la presión de los tanques es ligeramente superior a la presión atmosférica, el gas evaporado se usa como combustible para las calderas del buque, y proporciona potencia de propulsión. Esto, a su vez, reduce el consumo de combustible y las emisiones asociadas a la atmósfera. Control de los movimientos de embarque de los BGNL

Los puertos de carga potenciales para entregas de GNL a la terminal de GNL de Baja California están en la Plataforma del Pacífico Occidental (es decir, Australasia y el este de Eurasia), y se espera que los BGNL se aproximen a la costa mexicana desde el oeste. La razón principal de esto es que se busca minimizar los impactos en las rutas de migración de la ballena gris y evitar el tráfico de navegación costera. Aun cuando un BGNL puede alcanzar altas velocidades (19 nudos), en las últimas 25 millas la velocidad será menor, conforme se aproxime a la costa. En esta etapa, los BGNL seguirán siendo completamente maniobrables, y su operación se ajustará completamente a los Reglamentos Internacionales para la Prevención de Colisiones en el Mar.

Figura 5.11 BGNL de tipo esférico (Moss Rosenberg)


5-32

La posición de abordaje del piloto se ubicará aproximadamente a 1,600 m del atracadero, y a partir de allí será remolcado. Para la maniobra de abordaje del piloto, el BGNL avanzará a una velocidad de unos 3 nudos; en ocasiones podrá requerirse que dé la vuelta y se presente a sotavento. En este momento, será preferible que cualquier otra embarcación permanezca alejada del BGNL, y podrá utilizarse un segundo remolque para garantizar que otros buques mantengan la distancia adecuada. Desde la estación de abordaje del piloto hasta el atracadero, el BGNL estará obligado a seguir una ruta precisa y, de ser posible, se establecerá una regla que impida que otros buques se aproximen más de media milla al BGNL en tránsito. Esto no se considera excesivo para otros buques y brinda un nivel adecuado de protección para el BGNL. Para asegurar que las embarcaciones locales eviten el área durante la operación de atracado de un BGNL, se emitirá una advertencia de navegación en forma de un mensaje Pan (emergencia marítima) por radio en frecuencia muy alta. El número de incidentes que se han producido con BGNL es mínimo, y este excelente récord de seguridad es en parte atribuible a las provisiones adicionales que se toman en zonas portuarias. En el caso de la terminal de Baja California, el tránsito entre el abordaje del piloto y el atracadero será breve (unas dos horas) y no ocurrirá en una zona de tráfico denso (como sí ocurre, por ejemplo, en la Bahía de Tokio). Sin embargo, aun así se considera prudente establecer una zona de exclusión de seguridad de 500 m alrededor del BGNL cuando se aproxime o abandone el atracadero. Al acercarse al atracadero, el BGNL hará un giro para quedar con la proa apuntando hacia mar abierto, y será maniobrado por la popa con ayuda de un remolcador. Se establecerán límites climáticos definidos, particularmente en cuanto a condiciones de viento, visibilidad del mar y umbrales de atracada vigentes. Cuando se excedan estos límites, el BGNL no intentará atracar y se trasladará a un lugar donde pueda anclar con seguridad o, si esto no fuera posible, se adentrará en el mar, alejándose de las rutas de tráfico. Control de las operaciones de atracada del BGNL

El atracadero del BGNL se diseñará para alojar gran variedad de BGNL, pues si bien sólo hay dos tipos básicos de almacenamiento de GNL, las posiciones de las tuberías de conexión y los arreglos de atracada varían mucho de un buque a otro, dependiendo del astillero o de las preferencias del propietario. Antes de que la terminal acepte un BGNL, se efectuará una verificación de compatibilidad que incluirá: • La confirmación de que las dimensiones del BGNL se ajustan a las del

atracadero.


5-33

• La confirmación de que la tubería de conexión del BGNL quedará dentro del

área de alcance del ramal de carga durante todas las etapas de la descarga. • Un análisis de atracada que confirme que los criterios recomendados en los

Lineamientos para Equipos de Atracado3 se han satisfecho. • La confirmación de que el puente de abordaje se puede colocar en el buque. • La confirmación de que el BGNL tiene capacidad de operar con los Sistemas de

Cierre de Emergencia (SCE) y de comunicación buque/tierra. Una vez que estén cerca, el personal del buque y el personal de tierra completarán en conjunto las diversas verificaciones de seguridad, y las operaciones de descarga no se iniciarán hasta que la Lista de Verificación de Seguridad de Buque/Tierra, incluida en la Guía Internacional para Buques Tanque y terminales, se haya completado satisfactoriamente. Para reducir al mínimo la posibilidad de derrame de GNL, los SCE del buque y de tierra estarán interconectados, de tal forma que un evento fuera de lo ordinario en cualquiera de ellos active automáticamente el sistema de cierre de transferencia (SdCT I) y, si el caso es grave, desconecte también los ramales de carga (SdCT II). Se llevará a cabo una prueba de SdCT I antes de iniciar las operaciones de descarga. En caso de ocurrir una SdCT II, consistente en la desconexión del ramal de carga, el derrame de GNL sería muy pequeño, debido a que se activarían las válvulas de aislamiento en ambos lados del acoplador de liberación de emergencia. Aun cuando los derrames de GNL son eventos raros, se estima prudente considerar que puede haber fugas en el tubo de conexión y, por lo tanto, en función de la cantidad de GNL que puede derramarse, se ha hecho una corrida de un modelo de dispersión. Aun cuando las condiciones locales como velocidad del viento y temperatura inciden en la velocidad de la dispersión, el límite de inflamación de una nube de gas resultante de un derrame verosímil de GNL en la conexión del tubo múltiple es de aproximadamente 200 m. Por lo tanto, antes y durante las operaciones de transferencia de GNL deberá mantenerse una zona de exclusión de ignición de aproximadamente 200 m alrededor del punto de descarga. Esta zona normalmente estará vigilada por un remolcador, y se persuadirá a otros buques de que permanezcan fuera del área.

3 Publicado por el FMICP (Foro Marítimo Internacional de Compañías Petroleras)


5-34

Control de las operaciones de descarga de GNL

Durante la descarga del gas se mantendrá la presión de vapor en los tanques de carga del BGNL, devolviendo vapor desde las instalaciones en tierra. Con este sistema de balanceo, en circunstancias normales no se liberarán hidrocarburos a la atmósfera desde el barco ni desde tierra. Pueden esperarse flujos de descarga de entre 10,000 m3hr-1 y 11,000 m3 hrs-1, y la operación total de descarga se concluirá normalmente dentro de las 14 horas. Antes de desconectar los ramales de descarga, el líquido remanente se drenará y los ramales se purgarán con nitrógeno; la tubería de gas líquido de tierra, sin embargo, no se vaciará y se mantendrá con una pequeña circulación para conservar la temperatura de –165º C. Esto es necesario para evitar ciclos de calentamiento de la tubería. Las operaciones de carga de lastre (tomar agua de mar para compensar la masa descargada de GNL) serán correlativas a la descarga de GNL y, en circunstancias normales, el BGNL abandonará el atracadero 24 horas después de su arribo. Zonas de exclusión permanente

Aun cuando no haya BGNL en el atracadero, el muelle no estará libre de hidrocarburos, por lo que otros buques no deberán aproximarse demasiado. En cualquier momento podría producirse una fuga de GNL, y será importante que otros buques respeten la necesidad de dejar a la instalación un amplio margen de maniobra. Los buques de mayor calado que pasen cerca del muelle crearán un riesgo de colisión cuya consecuencia podría ser un derrame de GNL; los buques más pequeños también constituyen un riesgo potencial de ignición. Para minimizar estos riesgos, se mantendrá una zona de exclusión permanente entre los límites del rompeolas y la línea costera en todo momento, ver la Figura 5.12.

ENVIRONMENTAL RESOURCES M ANAGEMENT PROYECTO INTEGRAL B AJA G NL 5-35

Figura 5.12 Zona marítima de exclusión permanente


5-36

5.4.3 Modalidades de operación en tierra

La terminal de GNL tendrá dos modalidades de operación principales: • Modalidad de descarga. Periodo en el que un buque de GNL está atracado

en el muelle y conectado, mediante los ramales de descarga y las tuberías del muelle, al tanque de almacenamiento de tierra. Las bombas del buque transferirán el GNL de las líneas de descarga y recirculación a los tanques de almacenamiento en tierra. Al concluirse la descarga, se utilizará nitrógeno gaseoso presurizado para enviar el GNL aún presente en el sistema del ramal de descarga al interior del buque de GNL, y de esta manera purgar los ramales del GNL antes de desconectarlos.

• Modalidad de espera. Periodo en el cual no hay descarga, aunque el envío

de gas por el gasoducto continúa. Durante la modalidad de espera se mantendrán las condiciones criogénicas en el sistema de descarga y circulación. A fin de mantener estas condiciones, el GNL se hará circular a través de la línea de descarga hasta la punta del muelle y de regreso a los tanques de almacenamiento en tierra o al sistema de envío, por la línea de recirculación.

En ambas modalidades de operación se bombeará GNL al exterior desde los tanques de almacenamiento en tierra, y se elevará su presión al nivel requerido por los usuarios finales, antes de dirigirlo al gasoducto a través de los vaporizadores de GNL.

5.4.4 Uso de recursos Se requerirán diversos recursos durante la operación de las instalaciones de la terminal, que se resumen en el cuadro 5.3.

5.4.5 Fuerza de trabajo Se estima que el personal de operación de la terminal estará compuesto por entre 30 y 40 trabajadores de nivel técnico, más 10 empleados adicionales programados para los tres meses siguientes al arranque, cada uno de los cuales cumplirá uno de los tres turnos de ocho horas. Adicionalmente, se requerirá de unos 35 trabajadores por contrato para desempeñar tareas de pilotos y tripulación de barco remolcador, mantenimiento, suministro de alimentos, limpieza y seguridad.


5-37

Cuadro 5.3 Uso de recursos durante la operación

Material Uso Manejo y transporte Cantidad almacenada

Diesel

Operación (para el generador de emergencia).

Camión. 20 m3

Nitrógeno líquido

Mantenimiento (purga). Tambor (que un camión deberá rellenar dos veces por semana).

25 m3

Ácido clorhídrico HCl al 30%

Mantenimiento; neutralizado con sosa cáustica y drenado al mar.

Almacenamiento superficial sobre una base.

200 lt

Sosa cáustica NaOH al 10%

Neutralización del ácido usado para mantener las unidades de electro-cloración.

Tambor. 2 m3

Agua no tratada

Para combatir incendios y servicio. Bomba. 1,500 m3

Agua de mar (30,000 m3/hrs fase 1)

Vaporizadores. Bomba.

Electricidad 115 kV o 34.5 kV. 5.4.6 Emisiones, efluentes y desperdicios de las operaciones

Emisiones atmosféricas

La terminal de GNL casi no producirá emisiones, ya que en los vaporizadores, equipo principal del proceso, se usa agua de mar para regasificar el GNL. Por lo tanto, durante las operaciones normales las instalaciones producirán únicamente emisiones menores, causadas por el uso de combustibles fósiles. Las fuentes de emisiones significativas asociadas al proyecto son limitadas, y comprenden las siguientes: • Emisiones fugitivas de gas natural (en juntas, sellos, válvulas, etc.). • Emisiones del generador de energía eléctrica en operación normal. • Emisiones del generador de diesel de emergencia de 1 MW. Se calcula que el máximo total de emisiones fugitivas de hidrocarburos de la terminal es de 5.3 kg h-1 o 46 toneladas por año. Sin embargo, el GNL está compuesto en 92% por metano y etano, que no son fotoquímicamente reactivos. Una vez que estos gases quedan fuera del cálculo de emisiones, las emisiones restantes de compuestos orgánicos volátiles (COV) serán de 0.42 kg h-1 o 3.7 toneladas por año para toda la instalación.


5-38

Se espera que la generación de energía por turbina de gas sea la principal fuente de emisiones durante la operación. La capacidad de generación de la planta en la fase I será de 35 MW, y se incrementará a 60 MW en la fase II. Dado que aún no se conocen los datos definitivos de diseño, se presentan emisiones preliminares estimadas el Cuadro 5.4. Estas estimaciones se basan en los factores de emisión AP-42 de la Oficina de Protección Ambiental de Estados Unidos (US EPA, por sus siglas en inglés).

Cuadro 5.4 Emisiones estimadas de las turbinas de gas

Turbina de 35 MW

/ tpa (a) (Fase I)

/ g s-1 Turbina de 60 MW

/ tpa (a) (Fase II)

/ g s-1 NOX 82 2.6 140 4.5 P M10 3.8 0.12 6.5 0.21 CO 3.9 0.12 6.6 0.21 COV 1.5 0.046 2.5 0.080 CO2 62,700 2,000 107,500 3,400 (a) Se prevé que las turbinas de gas operen en forma continua. La otra fuente de emisiones atmosféricas será el generador diesel de emergencia instalado para eventuales interrupciones del servicio eléctrico. Se planea además que el generador de emergencia opere un corto tiempo por semana para probar el arranque de la turbina, por lo que la operación total no sería mayor a 100 horas por año. Se han estimado que el generador de emergencia producirá las siguientes emisiones (para el cálculo se usaron los factores de emisión AP-42 de la US-EPA y se consideró que el generador opera a su capacidad, 1 MW): • NOx 1.4 g s-1. • SO2 0.4 g s-1. • PM10 0.02 g s-1. • CO 0.4 g s-1. • CO2 71 g s-1. El proyecto incluye el uso de distintas tecnologías para controlar las emisiones generadas en la terminal. Efluentes líquidos

Los efluentes líquidos se limitarán a: • Drenaje superficial no contaminado proveniente de áreas que no

intervienen en los procesos. • Drenaje superficial potencialmente contaminado proveniente de las áreas

de procesos o maquinaria. • Aguas sanitarias residuales negras y grises tratadas.


5-39

• Agua de mar fría procedente de los vaporizadores.


5-40

En general, el agua de lluvia fluye desde las áreas aledañas y desemboca en el mar por el sitio de la terminal y las áreas vecinas. Se diseñará un sistema de drenaje de aguas pluviales para evitar inundaciones en las instalaciones de la terminal, terrenos y caminos que dan servicio al área, de manera que se puedan usar en cualquier condición climática. Como parte del sistema de manejo de aguas pluviales, se segregará el drenaje superficial potencialmente contaminado de escurrimientos limpios, y se inspeccionará para detectar si hay contaminación antes de descargarlo. Si se observa la existencia de aceite o grasa, el agua será aspirada y enviada en camiones cisterna a una instalación aprobada para su disposición. Las aguas residuales sanitarias serán tratadas en el sitio, en una planta modular, que comprende una unidad de tratamiento biológico con filtración de sólidos y cloración del efluente tratado. El efluente tratado se ajustará a las normas mexicanas aplicables. 4 El lodo residual se sacará en camión dos veces al año y se dispondrá en un sitio autorizado. El diseño general del sistema considera una fuerza de trabajo total diaria de entre 30 y 40 personas, que tendría como resultado un flujo máximo de aguas residuales sanitarias de 1,000 l d-1. La única agua que se tratará antes de usarse es el agua de mar destinada a generar calor en los vaporizadores de bastidor abierto. Se utilizará el hipoclorito de sodio de las unidades de electrocloración como biocida, el cual se añadirá en la toma de agua de mar para que la concentración máxima se mantenga en 2 ppm y no crezcan organismos marinos en el sistema del vaporizador. También se contará con capacidad de realizar dosificaciones individuales de “choque” en los compartimientos de las bombas, para establecer una concentración máxima de 10 ppm durante un periodo de 20 minutos, tres veces al día. En el punto de descarga, se espera que el nivel de hipoclorito de sodio residual sea menor a 0.2 ppm durante la operación normal. Se requerirá ácido clorhídrico (HCl) para mantener el sistema de hipoclorito utilizado en controlar la contaminación microbiológica en las tuberías. Éste se neutralizará antes de descargarse mediante hidróxido de sodio (NaOH). Como consecuencia, la descarga comprenderá agua con cierta cantidad de sal disuelta de cloruro de sodio (en esencia, agua de mar diluida). El agua de mar de los vaporizadores se recolectará en una fosa y llegará al mar por gravedad. La descarga fluirá sobre una pendiente de piedra hecha de bloques de piedra natural que efectivamente convertirán la descarga en una fuente difusa. Con esto se busca reducir al mínimo las alteraciones mecánicas asociadas a descargas de gran volumen (como alteración del lecho marino y

4 NOM-001 -ECOL-1996 para descargas en el mar y NOM-002 -ECOL-1997 para descargas en sistemas de alcantarillado municipal.


5-41

espuma de superficie). Además, este arreglo de descarga no requiere ninguna de las construcciones asociadas a un punto de descarga submarina convencional.


5-42

El sistema estará diseñado de acuerdo con las normas del Banco Mundial, para lograr una diferencia máxima de temperaturas de 3 °C a 100 m del punto de descarga. Durante la operación a capacidad máxima de la fase I se descargarán 30,000 m3h-1 de agua de mar. Durante la fase II, la descarga máxima será de 60,000 m3h-1. Después de la dispersión, a 100 m del punto de descarga, la temperatura estará 3 ºC por debajo de la temperatura ambiente. Los puntos de toma de los vaporizadores y descarga en el mar estarán separados para reducir al mínimo la recirculación del agua enfriada. Las tomas de agua contarán con mallas para evitar que la fauna marina quede atrapada. Se utilizarán mallas de tambor rotatorio, que serán lavadas con una contracorriente de agua de mar (retrolavado). Esto reducirá la mortalidad de los animales atrapados, devolviéndolos directamente al mar. Control de residuos sólidos

De acuerdo con la reglamentación mexicana, los residuos sólidos se identificarán y clasificarán como peligrosos o no peligrosos. Se estima que diariamente se generarán 1.6 kg de residuos sólidos no peligrosos y/o basura (dos tercios de residuos de grado alimenticio y un tercio de residuos de grado papel) por persona. Todos los residuos sólidos no peligrosos se recolectarán y almacenarán para su disposición fuera del sitio, según se describe en la sección 5.3.8. Residuos peligrosos

La terminal de GNL generará pequeñas cantidades de residuos peligrosos. Los residuos peligrosos incluyen cantidades mínimas de aceites lubricantes gastados y solventes. Hasta el momento en que un transportista autorizado los traslade fuera del sitio, se almacenarán en un área destinada a residuos peligrosos que cumplirá al menos con los requisitos mínimos establecidos en el reglamento de la LGEEPA en materia de residuos peligrosos, y contará con 100% de capacidad de contención secundaria. Las instalaciones de contención y su operación tendrán las características de las destinadas a residuos peligrosos de construcción descritas en la sección 5.3.5. Además de los residuos mencionados, conforme a la norma mexicana también los lodos de la planta de tratamiento de aguas residuales se consideran residuos peligrosos. Se obtendrán los permisos correspondientes de las autoridades para disponer de ellos en una instalación apropiada.


5-43

Ruido

Dado que el diseño de las instalaciones de GNL se encuentra en una etapa inicial, no es posible predecir con exactitud los niveles de ruido que se producirán durante la operación. No obstante, como se describe en la sección 7, se tomarán medidas de control de ruido dentro del área de la planta para reducir al mínimo los niveles de ruido y garantizar que en la cerca perimetral se cumplan las normas aplicables.


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5.5 RETIRO DE SERVICIO Y ABANDONO DE LAS INSTALACIONES DE LA TERMINAL DE GNL Para 2006, la terminal estará operando a su capacidad de diseño. La expectativa de vida económica es de alrededor de 30 años. Pero la experiencia con otras terminales ha mostrado que la vida de estas instalaciones tiende a ser mucho más larga, gracias a las buenas prácticas operativas y de mantenimiento y a proyectos de expansión y actualización que incorporan tecnología de punta. Es así que las instalaciones más antiguas siguen compitiendo con las nuevas en términos de desempeño económico y ambiental. En caso de que ya no se siguieran operando las instalaciones, se buscará darles un uso alterno. Si esto no fuera viable, el sitio debería retirarse de servicio y desmantelarse, asignándose un nuevo uso para el terreno. En el caso de que las instalaciones debieran retirarse de servicio o desmantelarse, la operación se manejará como un “proyecto” separado y Shell presentará los términos de referencia para desarrollar el plan de abandono, una ESHIA y un plan de restauración. Como mínimo, un plan de abandono incluirá un programa de retiro de servicio de los equipos y su desmantelamiento. El plan indicará el tiempo aproximado requerido para remover y disponer de todas las instalaciones, estructuras y edificios abandonados que no se puedan reutilizar, y rehabilitar el sitio dándole la calidad correspondiente a su uso posterior. El plan de abandono identificará las cantidades, características y composición de los materiales y equipo que habrán de ser removidos y dispuestos. Se desarrollarán los procedimientos de manejo adecuado, tratamiento y disposición de los materiales y residuos peligrosos y no peligrosos, de acuerdo con los requisitos legales aplicables en el momento y los Lineamientos para el Manejo de Residuos del Grupo Shell. También se evaluarán los costos, la factibilidad técnica de remoción y disposición, y los riesgos de lesiones para el personal. De forma paralela al desarrollo del plan de abandono, se preparará una ESHIA del retiro de servicio de las instalaciones para evaluar los impactos ambientales, sociales y en la salud de estas actividades, de tal manera que se puedan incluir en el plan las propuestas de mitigación adecuadas y se garantice que no haya contaminación residual en el sitio. Las actividades de abandono se realizarán y terminarán conforme a los lineamientos establecidos por Shell y las normas internacionales aplicables en el momento. Un informe sobre el cierre se elaborará, discutirá y presentará a las autoridades competentes. La ESHIA del retiro de servicio de las instalaciones incluirá un Plan de Restauración del Sitio que describirá los programas que se implementarán una vez que la instalación haya cerrado. Se incluirán también programas de uso


5-45

del sitio de acuerdo con los usos predominantes en el área y otros criterios vigentes en el momento de definir el plan, así como medidas de restauración y compensación del sitio.

5.6 RESUMEN SOBRE EMISIONES, DESCARGAS Y RESIDUOS El cuadro 5.5 presenta un resumen de los residuos (sólidos, líquidos y gaseosos) que se generarán durante la construcción, puesta en marcha y operación de las instalaciones propuestas. Cuando las cantidades son conocidas se las identifica; se provee también un enfoque genérico para cada tipo de residuo. Las medidas específicas sobre manejo de residuos y mitigación ambiental se tratan con mayor detalle en la sección de la ESHIA.


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Cuadro 5.5 Inventario de residuos de las instalaciones de la terminal

Tipo de residuo Fuente Cantidad Comentarios Construcción y Puesta en Marcha P M10 NOx CO2 SO2 CH4 C2H4

Emisiones de vehículos y de la planta.

El uso de diesel bajo en azufre minimizará las emisiones de SO2 .

Polvo Movimientos de vehículos, preparación y excavación del terreno.

La supresión de polvo minimizará los impactos.

Drenaje superficial/ escurrimiento no contaminado

Áreas abiertas. Puede descargarse directamente sin impactos significativos.

Drenaje superficial/ escurrimiento contaminado (sedimentos, hidrocarburos)

Áreas de maquinaria. Áreas de almacenamiento de combustible.

Será tratado en trampas de sedimentos e interceptores de aceites antes de la descarga.

Aguas residuales sanitarias/aguas grises

Fuerza laboral de la construcción-

Sanitarios móviles con instalaciones de tratamiento.

Agua de pruebas hidrostáticas

La ma yoría de los tanques.

Se buscará un uso beneficioso; si no lo hubiere, se descargará en el mar con previa autorización.


Chatarra, papel, material de empaque, etc.

Se minimizarán los volúmenes mediante un programa de reciclaje. Se proporcionará en el sitio almacenamiento provisional con el acondicionamiento adecuado. Un contratista autorizado dispondrá de los residuos fuera del sitio.

Gas natural (CH4, C2H4, COV) y mezcla de nitrógeno

Enfriamiento de la planta.

Serán venteados a la atmósfera.

Operación


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Tipo de residuo Fuente Cantidad Comentarios NOx CO2 COV CO P M10

Emisiones de combustión de las turbinas de gas.

140 tpa

107,500 tpa 2.5 tpa 6.6 tpa 6.5 tpa

No son significativas en términos de calidad del aire.

P M10 NOx CO2 SO2 Hidrocarburos

Emisiones de combustión del generador de emergencia.

El uso de diesel bajo en azufre reducirá al mínimo las emisiones de SO2 .

Gas Natural (CH4, C2H4 , COV)

Emisiones fugitivas. Venteos de emergencia.

La recuperación de gas minimizará las emisiones. (Recurrencia estimada: una vez cada 300 años).

Drenaje superficial/ escurrimiento no contaminado

Áreas abiertas y Áreas pavimentadas que no son de proceso.

Puede descargarse directamente sin impactos significativos.

Drenaje superficial/ escurrimiento contaminado (sedimentos, hidrocarburos)

Áreas de maquinaria. Áreas de almacenamiento de combustible. Lavado de vehículos.

Se tratará en trampas de sedimentos e interceptores de aceites antes de la descarga.

Aguas residuales sanitarias/aguas grises

Fuerza laboral. 1,000 obreros por día, como máximo

Se instalará una planta de tratamiento modular.

Agua fría Vaporizadores.

60,000 m3h-1 Comprenderá agua de mar enfriada con ligeras trazas de biocidas, etc. El hipoclorito residual será de 0.2 ppm en el punto de descarga.

Residuos de embarcaciones

Buques de GNL . Será manejada de acuerdo con los reglamentos aplicables de la OMI, los lineamientos de STASCo y las normas mexicanas.


Chatarra, papel, materiales de empaque, etc.

1.6 kg por persona por día

Los volúmenes se reducirán al mínimo mediante un programa de reciclaje y reutilización. Se proporcionará almacenamiento temporal en el sitio con la contención adecuada. Un contratista autorizado dispondrá de los residuos fuera del sitio.


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Tipo de residuo Fuente Cantidad Comentarios Residuos peligrosos

Baterías, pinturas, solventes, etc.

El sitio contará con almacenamiento temporal con capacidad de contención de 100%. Un contratista autorizado dispondrá de los residuos en un sitio seguro aprobado.

CONTENIDO

5 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO: TERMINAL 5-1

5.1 VISIÓN GENERAL 5-1 5.1.1 Ubicación de la terminal de GNL 5-1 5.1.2 Calendario del proyecto 5-1 5.1.3 Instalaciones permanentes 5-4 5.1.4 Instalaciones provisionales 6 5.2 DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES CLAVE 6 5.2.1 Instalaciones marítimas 7 5.2.2 Tanques de almacenamiento de GNL 10 5.2.3 Sistema de manejo de vapores de gas licuado (VGL) 12 5.2.4 Bombas de envío al exterior 12 5.2.5 Vaporizadores de GNL 13 5.2.6 Transportación de gas 15 5.2.7 Sistemas de protección 15 5.2.8 Suministro de nitrógeno y unidad separadora de aire 16 5.2.9 Servicios públicos e instalaciones auxiliares 17 5.2.10 Acceso al sitio 18 5.2.11 Instalaciones provisionales 18 5.3 CONSTRUCCIÓN Y PUESTA EN OPERACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE LA

TERMINAL DE GNL 19 5.3.1 Vista general de las actividades de construcción 19 5.3.2 Actividades de puesta en marcha y pruebas 21 5.3.3 Uso de recursos 23 5.3.4 Mano de obra durante la construcción 24 5.3.5 Emisiones, efluentes y residuos de la construcción 24 5.4 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS INSTALACIONES DE LA TERMINAL DE GNL28 5.4.1 Resumen operativo 28 5.4.2 Operaciones marítimas 29 5.4.3 Modalidades de operación en tierra 36 5.4.4 Uso de recursos 36 5.4.5 Fuerza de trabajo 36 5.4.6 Emisiones, efluentes y desperdicios de las operaciones 37 5.5 RETIRO DE SERVICIO Y ABANDONO DE LAS INSTALACIONES DE LA TERMINAL DE

GNL 44 5.6 RESUMEN SOBRE EMISIONES, DESCARGAS Y RESIDUOS 45


4-1

4 ASPECTOS AMBIENTALES RELEVANTES PARA EL ACR

4.1 CLIMA

El clima en la zona propuesta para el proyecto se caracteriza por ser del "tipo Mediterráneo" debido que presenta veranos secos y lluvias escasas en invierno (precipitación de menos de 250 mm por año). La temperatura promedio anual es de 16 oC (1 ). En la Tabla 4.1 se muestra un resumen de los parámetros meteorológicos.

(1) Síntesis Geográfica de Baja California, INEGI, Carta de Climas, 1995.

E NVIRONMENTAL RESOURCES MANAGEMENT PROYECTO INTEGRAL B AJA GNL

4-2

Tabla 4.1 Parámetros Meteorológicos de Ensenada Parámetro No. de años Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sept Oct Nov Dic Anual Temperatura Extremo Máximo 26 31 33 31.7 37.2 39.5 35.6 38 36.5 43.5 40 36.7 32.2 43.5 Promedio Máximo 27 19.1 20 19.6 20.7 21.3 23.2 24.9 25.8 26 24.2 22.1 20.4 22.3 Mediana 28 13.3 13.7 183.8 15.2 16.3 17.6 19.5 20.8 20.1 18.2 15.9 14 16.5 Promedio Mínimo 27 7.3 7.4 8.3 9.5 11.4 12.1 14.7 15.6 14.6 12.3 9.5 7.2 10.8 Extremo Mínimo 27 0 1 1 0 0 0.5 5.2 5.1 5 4.1 0 0.5 0.5 Oscilación 27 11.8 12.6 11.3 11.2 9.9 11.1 10.2 10.2 11.4 11.9 12.6 13.2 11.5 Humedad Relativa 20 80 78 79 81 82 83 83 83 83 82 78 78 81 Precipitación Mediana 25 29.6 32.5 29.3 17 2.8 0.8 1 1.6 4.9 11.8 13.6 25.8 170.7 Máxima 25 152 150 170.9 106.9 31 14 12 19.2 86 83 119.6 123.3 170.9 Máxima 24 hr. 25 44.5 56.4 103 33 27 5 12 12.7 37 67 49 40 103 Presión 15 1019.3 1018.4 1017.1 1016.4 1015.7 1014.3 1014.3 1013.6 1014 1015.2 1017.5 1018.9 1016.2 Fenómenos especiales No. de días con lluvia 25 3.25 3.93 3.82 2.72 1.04 0.31 0.22 0.32 0.43 0.91 2.45 3.34 22.74 No. De días sin lluvia 25 0.64 0.31 0.55 0.72 0.54 0.4 0.13 0.2 0.3 0.56 0.33 0.69 5.37 No. de días claros 25 17.57 15.39 1.75 14.92 13.41 14 14 15.84 18.45 18.88 18.04 18.45 194.7 No. de días parcialmente nublados 25 7.46 7.48 15.75 9.37 10.33 10 11.79 11.56 7.5 8.08 7.75 7.37 107.83 No. de días nublados 25 5.96 5.22 9.14 5.7 7.25 6 5.12 3.6 4.04 4.04 3.95 5.16 62.14 No. de días con rocío 5 0 1.03 6.1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.13 No. de días con granizo 25 0 0 0.1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 No. días con heladas 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.1 No. días con tormenta eléctrica 25 0 0 0 0 0.46 0.37 0 0 0 0 0 0 0.83 No. días brumosos 25 2.7 1.28 1.62 0.93 5.28 5.17 4.8 3 5.29 2.76 2.56 2.73 38.32 No. de días con nevadas 25 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


4-3

No se encontró información disponible suficiente de la rosa de los vientos para la región de la terminal de GNL. Unas de las estaciones meteorológicas más cercanas fueron las de San Diego y North Island NAS, California. Los datos obtenidos de las rosas de los vientos de ambos lugares, concuerdan con los efectos conocidos en el sitio de la terminal (vientos dominantes del oeste) y por lo tanto, se utilizaron estos datos. Los datos se incluyen en la Figura 4.1.

Figura 4.1 Datos de la Rosa de los Vientos Aplicados al Estudio

ROSA DE LOS VIENTOS DE SAN DIEGO

Coor: 32°43’N 117°09’W ALTITUD: 5 metros s.n.m.m

KNOTS

SESION: ANUALPeríodo de la Información: Ene 1974 - Dic 2001

38406 OBS.

9.8% CALM

0.0% VARIABLE

1-10

11-16

17-27

28-33

>33

0%

20%

10%

5%

4.2 INTEMPERISMOS SEVEROS

Los sitios o áreas propuestos para el proyecto no están localizadas en zonas susceptibles a corrimientos de tierra, derrumbes, inundaciones, erosión, contaminación por escurrimientos o riesgos radioactivos importantes. Algunas condiciones ambientales relevantes para el proyecto se describen a continuación.


4-4

4.2.1 Actividad Sísmica

La costa del pacífico de Baja California se localiza en una zona de alta sismicidad debido a la presencia de la Falla de San Andrés la cual tiene una orientación noroeste-sureste. La falla de San Andrés, se ubica en el límite entre las placas tectónicas del Pacífico y Norteamérica. Los paralelos de la Falla de San Andrés cercanos a la zona del proyecto son los sistemas: Rose-Cañón-Vallecitos-San Miguel y Coronado Banks-Agua Blanca. Desde el punto de vista tectónico, la región norte de la península de Baja California es la región con la mayor actividad sísmica. Se ha registrado actividad sísmica de dos categorías: movimientos de rotación y de translación, esta misma situación se presenta en los acantilados costeros. Las principales fallas que afectan el área del proyecto son: • La falla de Agua Blanca la cual nace en el Océano Pacífico y entra al sur

de la Bahía de Todos los Santos en dirección este con una ligera inclinación al sureste. Divide al batolito en las Sierras de Juárez y San Pedro Mártir originando el Valle de la Trinidad.

• La falla de San Pedro Mártir la cual rodea una vasta extensión de

pastizales en dirección este separando la cadena de San Felipe para formar un graben entre ellas permitiendo la formación del Valle de Santa Clara, San Felipe y Valle Chico.

4.2.2 Mareas

La altura promedio de las olas en las áreas expuestas en las playas de Tijuana y Rosarito, es de 1.4 m. En las zonas costeras protegidas como Bahía de Todos los Santos, las olas presentan una altura promedio de 0.5 m. La zona del proyecto se localiza en un acantilado costero y por lo tanto las olas no representan un peligro para el proyecto.

4.2.3 Huracanes

Los huracanes no son comunes en el área del proyecto. De acuerdo con datos del Servicio Meteorológico Nacional, el último huracán registrado en Baja California en los últimos 22 años fue “Nora”, el cual impacto la costa pacífico de Baja California en 1997, con vientos máximos de 140km/hr.

CONTENIDO

4 ASPECTOS AMBIENTALES RELEVANTES PARA EL ACR 1

4.1 CLIMA 1 4.2 INTEMPERISMOS SEVEROS 3 4.2.1 Actividad Sísmica 4 4.2.2 Mareas 4 4.2.3 Huracanes 4


3-1

3 ANTECEDENTES Y DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO

3.1 NOMBRE Y DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

Shell propone construir y operar una terminal de importación de GNL y una tubería de transporte de gas en Baja California, México al cual nos referiremos como proyecto Baja GNL. El proyecto Baja GNL comprenderá una terminal de importación costera (incluyendo instalaciones para la re-gasificación) en un sitio de aproximadamente 20 Ha. más 12 Ha. para el camino de acceso, el arreglo general para la terminal se muestra en la Figura 3.1 y el diagrama de proceso en la Figura 3.2.


3-2

Figura 3.1 Diagrama de la Terminal de GNL de Costa Azul

La Terminal incluirá los siguientes componentes primarios:

• un muelle de 500 m de longitud, con un atracadero para los buques del GNL (más un muelle y un atracadero adicionales para la Fase II);

• un rompeolas de 900 m longitud (ampliado a 1300 m, cuando se

requiera un segundo atracadero);


3-3

• tres tanques de almacenamiento con contención secundaria completa iniciales (para el caso de la Fase I de 7.5 mtpa), más uno adicional (para el caso de la Fase II de 15 mtpa), para contener hasta 200,000 m3 de GNL a presión atmosférica;

• siete vaporizadores iniciales operados con agua de mar con bastidor

abierto (más seis adicionales para la Fase II);

• siete bombas iniciales de envío a alta presión (más seis adicionales para la Fase II);

• un compresor para vapores de gas licuado;

• dos turbinas de gas iniciales (más dos adicionales para la Fase II)

para la generación de energía, con una turbina de gas adicional de reserva;

• diversos servicios de apoyo y sistemas de seguridad, requeridos para

la operación segura de la Terminal;

• diversos edificios pequeños para administración y control; y

• un corredor de acceso de 30 m de ancho (de aproximadamente 4 km de longitud) entre la carretera Ensenada-Tijuana y el sitio de la Terminal.


3-4

Figura 3.2 Diagrama General del Proceso

Muelle

Tanques de almacenamiento

Recuperación de Vapores

Vaporizador

Agua de mar

Medición y envío

a tubería


3-5

3.2 LOCALIZACIÓN GENERAL DEL PROYECTO

El sitio preferido para la terminal se encuentra en Costa Azul, en el área conocida como Salsipuedes, en la costa oeste de la Península de Baja California, aproximadamente a 23 Km al noroeste de Ensenada. El proyecto también incluirá una tubería de transportación de gas natural con una longitud aproximada de 65 Km, que seguirá una ruta hacia el norte de la terminal hasta el Parque Industrial El Florido ubicado en el municipio de Tijuana. En la Figura 3.3 se muestra la localización general del proyecto.


3-6

Figura 3.3 Croquis de Localización

Figura 3.3 Croquis de localización


3-7

3.3 SHELL Y EL DESARROLLO SUSTENTABLE

Shell esta comprometida a manejar sus negocios bajo los principios de desarrollo sustentable. Esto incluye considerar y manejar activamente los aspectos económicos, ambientales y sociales de sus negocios. Esto va más allá de simplemente minimizar los impactos negativos de sus operaciones, ya que con su presencia y operaciones busca identificar y generar beneficios a la sociedad en la cual opera. Como parte de este compromiso, el proyecto Shell Baja GNL propone establecer un Programa de Inversión en la Comunidad que será usado para apoyar proyectos sociales y ambientales en el área de la Terminal de GNL y el Gasoducto (ver Secciones 9 de la ESHIA ). El objetivo del Programa es contribuir al desarrollo sustentable de los municipios en los cuales el proyecto está ubicado.

3.4 ALTERNATIVAS ESTRATÉGICAS

3.4.1 Opción de no Desarrollo

La Opción de No Desarrollo (OND) significa que el Proyecto Shell Baja GNL no se construirá. Es probable que en este caso se desarrolle un proyecto alternativo. Los proyectos alternativos actuales o recientemente propuestos son: • El proyecto de El Paso en Rosarito. • El proyecto propuesto por SEMPRA en Costa Azul. Se propone construir

este proyecto en un sitio muy cercano al desarrollo de Shell. • El proyecto que propone Marathon, localizado al sur de Tijuana, el cual

incluye una planta de generación de energía de 400 MW en adición a las instalaciones de GNL.

Estos proyectos alternativos ocasionarán los impactos ambientales, sociales y a la salud asociados con cualquier terminal de importación de GNL, y requerirían evaluaciones para cuantificar sus impactos en comparación con los del Proyecto Baja GNL. Si no se construye ninguno de los proyectos, no habrá impactos ambientales, sociales ni a la salud de ningún tipo.


3-8

Desde el punto de vista de impactos ambientales, esto quizá podría ser visto como una ventaja (por ejemplo, no habría cambio de uso de la tierra, no habría actividades de construcción, etc). Sin embargo, el Programa Regional de Desarrollo1 designa al área de Salsipuedes (el sitio propuesto para la terminal) como una zona adecuada para turismo de baja densidad o para el desarrollo de generación de energía y depósitos de energía 2. Por lo tanto, es importante hacer notar que, aún si el sitio no se utiliza para las terminales de GNL propuestas, de todas maneras estará disponible para el desarrollo futuro. Sin embargo, para cumplir con las aspiraciones socio-económicas y de desarrollo de los Gobiernos Federal, Estatal y Municipal, la alternativa de no- desarrollo, requerirá continuar con la importación de gas a Baja California. Adicionalmente, la OND significará que los beneficios sociales y económicos que el proyecto puede traer a la región (en términos de empleo, energía más barata y limpia e inversión de Shell en Baja California), no podrán obtenerse. Todo lo anterior no estaría acorde a las aspiraciones socio-económicas y de desarrollo del gobierno mexicano. También debe considerarse que la OND puede significar la implementación de uno de los proyectos alternativos propuestos por inversionistas menos comprometidos que Shell con los principios de desarrollo sustentable. Esto tiene consecuencias en varios niveles, incluyendo el nivel de transparencia, el compromiso con la participación de las partes interesadas en el proyecto local, la implementación de las mejores prácticas industriales y la generación de beneficios económicos para la comunidad local.

3.4.2 Alternativas localizadas Mar Adentro

Existen dos alternativas para ubicar una terminal de importación de GNL mar adentro: la de re-gasificación flotante y la de “estructura basada en la gravedad”. Las principales razones para considerar estos conceptos en el contexto de Baja California son: • El evitar el uso de suelo y sus consiguientes impactos (para ambas

opciones); y • La capacidad de tener las instalaciones más allá del horizonte,

eliminando de esta manera el impacto visual costero (en el caso de regasificación flotante solamente).

(1) Plan Regional de Desarrollo Corredor Costero Tijuana-Rosarito-Ensenada (COCOTREN), 2001.

(1) Sujeto a evaluación de impacto ambiental y a control


3-9

En esta sección se describen ambos esquemas y se discuten las ventajas así como las desventajas de su aplicación potencial en Baja California. Regasificación Flotante En este concepto las instalaciones de re-gasificación son instaladas a bordo de un buque tanque de GNL que sería anclado en una boya mar adentro. El GNL se vaporiza usando vapor de las calderas del barco o agua de mar (lo cual requeriría de la instalación de capacidad de generación de energía adicional). El gas natural es transportado a tierra firme por medio de un gasoducto submarino. Para poder mantener un suministro ininterrumpido, se requerirían de dos boyas (normalmente se requieren entre cuatro y seis horas para que un barco parta y el otro se ancle). El número de barcos que tendrían que ser modificados para poder trabajar bajo este esquema dependería de la distancia en tre la fuente de GNL y Baja California. Las principales ventajas de este concepto son las siguientes: • El período de construcción es de aproximadamente la mitad del

requerido para la construcción de una terminal de GNL. • No se requiere un terreno en la costa, excepto para el área donde la

tubería submarina intercepta a la costa. • Las boyas se pueden colocar más allá del horizonte para eliminar

completamente el impacto visual desde la costa de Baja California. La principal desventaja es que este esquema sólo es económicamente viable en mercados de gas de gran valor por las siguientes razones: • La capacidad es limitada (debido al espacio limitado disponible en los

buques tanques para la instalación de los vaporizadores). • Todos los buques tanque de GNL utilizados deben ser modificados y no

pueden ser utilizados de manera económica en otras rutas de comercio. • Existe un costo asociado con el tiempo de mantener un buque tanque de

GNL en el embarcadero mientras se vaporiza su carga. Normalmente se requieren entre 6 y 8 días para evaporar la carga completa de un buque tanque, mientras que la operación de descarga del GNL tarda 14 horas.

• La construcción del gasoducto submarino resulta muy cara. Se requeriría

que ésta estuviera a una profundidad entre 1000 y 2000 m si la boya se localiza más allá del horizonte en la costa oeste de Baja California.


3-10

• No hay capacidad de almacenamiento para "amortiguar" las variaciones entre el suministro y la demanda de GNL.

Adicionalmente, esta opción brinda una oportunidad muy pequeña de beneficiar a los contratistas locales mediante los contratos de construcción del proyecto. Los barcos se construirían fuera de México (ya que se requieran astilleros especiales) y serían remolcados hasta el país.


3-11

Algunas de estas desventajas pueden ser evitadas usando medidas para optimizar. Por ejemplo, un buque tanque de GNL con instalaciones de re-gasficación a bordo, puede ser anclado permanentemente en la boya y servir como terminal de recepción para el GNL transportado por otros buques tanque. Esto elimina la necesidad de adecuar todos los buques tanque con el equipo de re-gasificación y brinda una capacidad limitada de almacenamiento. También es factible conceptualmente, tener mayor capacidad de almacenamiento mediante la construcción de una terminal de GNL flotante y anclarla a una boya más allá del horizonte.

Sin embargo, y en resumen, el costo de estas instalaciones y la tubería de conexión con la costa hacen que estas opciones sean prohibitivamente caras en lugares donde no existen mercados de alto valor para el gas natural. Estructuras Basadas en la Gravedad (EBG)

Las instalaciones de importación de GNL de tipo EBG, son instalaciones flotantes que protegen y descargan a los buques tanques de GNL y tienen instalaciones para el almacen amiento de GNL así como el equipo para la re-gasificación y el envío de gas al gasoducto. Este tipo de instalaciones únicamente puede ser utilizado en aguas poco profundas, de acuerdo con los estudios conceptuales, las terminales EBG sólo pueden utilizarse en sitios con profundidad de agua de hasta aproximadamente 20 m. El tamaño de la terminal EBG, depende, en gran medida, del tamaño de los tanques de almacenamiento y de la profundidad del agua en donde está localizada. Para proteger adecuadamente a los buques, las EBG típicamente tienen 300 - 400 m de largo. Para permitir las maniobras de los buques tanque la profundidad del agua debe ser de más de 14 m. La EBG normalmente sobresale 15 - 20 m por arriba del nivel medio del agua, pero esto depende de las características específicas del sitio tales como rango de mareas, ocurrencia de tormentas y la altura extrema de las olas. En general, los estudios conceptuales indican que el concepto de EBG tendría generalmente 50 - 80 m de ancho y podría almacenar un mínimo neto de alrededor de 250,000 m3 de GNL. Al incrementar el tamaño de la EBG se puede incrementar la capacidad de almacenamiento. La cubierta superior de la EBG se construye con concreto reforzado y puede soportar las instalaciones de regasificación y las instalaciones para el envío de gas.


3-12

Las ventajas a este concepto son que: • no requiere de terrenos en tierra firme, excepto donde la tubería

submarina intercepta a la costa; y que • la instalación completa puede ser construida en un sitio diferente y

remolcada al sitio disminuyendo, de esta manera, cualquier impacto local durante la construcción.

Las desventajas son que: • La instalación sería aún visible en la costa oeste de Baja California

debido a la limitante en cuanto a profundidad máxima (entre los 1000 m y los 2000 m mar adentro, la profundidad del agua excede los 20 m); que

• la expansión de las instalaciones para obtener los beneficios de la

economía de escala sería menos efectiva económicamente que la de una instalación en tierra firme; y que

• la estructura sería probablemente construida fuera de México y

remolcada al sitio. Esto, de nuevo impedirá que existan beneficios para los contratistas locales durante la construcción del proyecto.

Conclusión

A pesar de que estos conceptos no han sido llevados a cabo, todos son considerados como técnicamente viables. Sin embargo, estas opciones de desarrollo no son tan atractivas en términos de: • Objetivos económicos: obtener los menores costos de suministro de

energía para México y ganancias adecuadas del proyecto; • Realidad del mercado: el precio, la demanda presente y su predicción a

futuro para el noroeste de México; y • Particularidades de la región del proyecto: México carece de experiencia

con GNL. Una terminal en tierra firme es, por lo tanto, la opción preferida debido a su bajo costo específico inicial ($/MMBtu) y su capacidad de expansión con un mejor costo-beneficio.


3-13

3.4.3 Localización de la Terminal

Sitios Potenciales

Durante los últimos 11 meses, Shell ha evaluado varios sitios potenciales en la costa del Pacífico de Baja California para localizar la terminal propuesta. Uno de los principales criterios usados para seleccionar los sitios potenciales fue la legislación estatal de uso de suelo de acuerdo al Programa Regional de Desarrollo del Corredor Costero Tijuana-Rosarito-Ensenada (COCOTREN), en el cual se define la política de uso de suelo y especifica aquellas zonas que, de acuerdo a la política de desarrollo, pueden ser utilizadas para el desarrollo de depósitos de energéticos tales como la terminal de GNL. De los cinco sitios que fueron designados como potencialmente adecuados para depósitos de energéticos, Shell consideró cuatro opciones. Para la evaluación de estos sitios potenciales, Shell consideró criterios ambientales, sociales, de salud, técnicos y económicos. Adicionalmente, la retroalimentación obtenida durante el acercamiento con las autoridades y académicos locales fue considerada durante el proceso de selección. De manera especial se llevaron a cabo las siguientes acciones: • consulta con las autoridades locales para identificar y hacer la pre-

selección de cinco opciones de sitios probables localizados dentro de los municipios de Tijuana, Rosarito y Ensenada;

• estudios de campo preliminares; • taller interno para la selección del sitio más adecuado; y • validación técnica del sitio por parte de ERM. Como resultado de las consultas iniciales, Shell pudo identificar que en el área hay inquietudes con respecto a la seguridad de las instalaciones de GNL. Con la finalidad de mejorar la aceptación social del proyecto en la zona, Shell tomó esta inquietud como una prioridad al momento de considerar los posibles sitios. En la Tabla 3.1 se presenta un resumen de los sitios evaluados.

Tabla 3.1 Resumen de la Selección del Sitio para la Terminal

Sitio Localización Comentarios generales basados en los criterios de selección

Real del Mar Municipio de Tijuana Este sitio fue descartado casi desde el principio debido a que se hubiera necesitado construir las instalaciones de almacenamiento y regasificación del otro lado de la carretera de cuota. Esto hubiera requerido que un gasoducto criogénico (tubería con gas natural


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Sitio Localización Comentarios generales basados en los criterios de selección

licuado) pasará por debajo de la carretera lo que representaría un riesgo a la seguridad.

Rosarito Municipio de Rosarito, cerca de la planta de generación Presidente Juárez

Este sito se consideró como probable debido a su cercanía a un cliente potencial: la planta de generación de energía Presidente Juárez. Sin embargo, el sitio se ubica muy cerca de las áreas urbanas. Dada la percepción de los habitantes sobre las instalaciones de manejo de gas, se consideró que la aceptación social sería muy complicada.

Costa Azul (Salsipuedes)

Municipio de Ensenada, localizado a 23 Km al noroeste de la ciudad de Ensenada.

Este sitio tiene las siguientes ventajas: • Su cercanía a una zona de agua

profunda para el muelle de los buques tanque de GNL, por lo que se estima que no se requerirá dragado.

• Un menor impacto visual que en otros sitios.

• Sitio alejado de los centros de población.

El Sauzal Municipio de Ensenada, localizado 8 Km al noroeste del centro de Ensenada.

Este sitio tiene las ventajas de Costa Azul, pero se encuentra más cercano a los centros de población. Dada la percepción de los habitantes sobre las instalaciones de manejo de gas, se consideró que la aceptación social sería muy complicada.

Tomando como base que hay suficiente profundidad del agua cerca de la costa, que hay un terreno plano adecuado, un bajo impacto visual; la distancia a los centros de población y la disponibilidad comercial, se consideró que la localización en Costa Azul (Salsipuedes) era el sitio más apropiado para instalar la terminal en Baja California, y es actualmente considerado como el sitio preferido. Alternativas en Costa Azul

Shell consideró dos sitios alternativos para la terminal en Costa Azul. Los lotes 20 y 21 en el extremo norte de Costa Azul, y los lotes 30-36 localizados unos 2 Km al sur 1. Ninguno de los dos sitios ha sido urbanizado y ambos se encuentran relativamente lejos y separados por una hilera de cerros de la

(2) Los lotes 22 – 29 no estuvieron disponibles para Shell.


3-15

autopista costera. La zona frente a la costa es, en ambos casos, utilizada por la misma organización pesquera. Las principales diferencias entre ambos sitios se mencionan a continuación: • La oferta de los lotes 20 y 21 era, económicamente, más favorable. Estos

lotes son terrenos relativamente planos lo cual permitiría la construcción de la terminal sobre el nivel natural sin la necesidad de hacer detonaciones. La carretera de acceso podrá seguir los contornos naturales de las lomas a lo largo de un camino existente.


3-16

A pesar de que el sitio no esta desarrollado, una gran parte de la vegetación natural ha sido destruida, probablemente por el pastoreo de ganado ocurrido en el pasado. En el sitio hay especies endémicas y amenazadas como la biznaga (Ferocactus viridescens), pero en baja densidad. Asimismo, hay tres sitios de concheros (fragmentos de conchas de los moluscos que servían de alimento a antiguas poblaciones humanas asentadas en las márgenes costeras). El límite con el campo de golf Bajamar, se encuentra a aproximadamente 720 metros del sitio propuesto para la terminal. Los edificios principales, así como la Casa-Club del campo de golf y las propiedades turísticas se encuentran más al norte, a una distancia de aproximadamente 2 Km del límite del sitio propuesto. En el sitio hay aproximadamente 30 cabañas que se utilizan como albergues temporales para los pescadores cuando éstos se encuentran pescando en la zona, así como dos pequeñas casas que son propiedad del dueño del terreno. Los tanques de almacenamiento serían visibles desde algunas áreas del campo de golf Bajamar y desde la Casa -Club. También serían visibles desde una sección corta de la autopista costera.

• Se considera que el área plana de los lotes 30-36 es suficiente para la

construcción de la terminal, aunque podría requerirse el uso de algunos explosivos para nivelar el área de la misma. Adicionalmente, dependiendo de la ruta del camino de acceso, es probable que se requiera usar más explosivos para dar al camino de acceso una inclinación segura.

Los lotes 30-34 no están desarrollados; sin embargo, ya están impactados, al igual que los lotes 35-36, aunque éstos en menor grado. En general, las condiciones son similares a las de los lotes 20 y 21, con mucha de la vegetación nativa ya destruida, posiblemente a causa del pastoreo de ganado ocurrido en el pasado. Se encuentran presentes ejemplares de biznaga (Ferocactus viridescens) , especie endémica y amenazada, aunque en baja densidad. Hay tres sitios de concheros localizados en los lotes 33, 34 y 36. Las instalaciones de la terminal ocuparán una franja de terreno a lo largo de la costa y la vista desde otros puntos localizados tierra adentro estaría obstruida de manera significativa por una cadena de cerros de aproximadamente 200 m de altura que corre a lo largo de la propiedad, hacia el sur, hasta Punta Salsipuedes. Las vistas desde puntos lejanos se limitarían probablemente al área localizada al norte de Punta San Miguel (aproximadamente a 12 Km de distancia) y, posiblemente, al área costera no habitada en la parte norte de Costa Azul, a unos 2-3 Km de distancia del sitio.


3-17

El límite con el campo de golf Bajamar está aproximadamente a 2 Km del sitio propuesto para la terminal, mientras que los edificios principales del campo se encuentran localizados aproximadamente a 4 Km de distancia. En estos lotes también hay dos pequeñas casas que son propiedad del dueño del terreno.

En Julio de 2002, el municipio de Ensenada designó los lotes 22 a 36 como sitios factibles para la instalación de depósitos de energéticos. Este es un paso intermedio del cambio formal de la clasificación del uso de suelo a la definida en el COCOTREN. El segundo paso requiere la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental. Por este motivo, los lotes 30-36 han sido seleccionados como el sitio preferido para la terminal y este es el sitio evaluado con detalle en la ESHIA.

3.4.4 Selección de la Ruta del Gasoducto

Proceso para Considerar las Alternativas

Shell, el equipo de ingenieros y ERM consideraron las alternativas para la ruta durante una serie de reuniones. Tomando en cuenta las siguientes áreas de impacto potencial, se desarrollaron primero los criterios de comparación para su posterior análisis: • impacto a los recursos hídricos superficiales y subterráneos; • suelos, paisaje e impacto visual; • impacto en la biodiversidad; • impacto a la arqueología y al patrimonio cultural; • seguridad y molestias durante la construcción; • seguridad y molestias durante la opera ción; • uso de suelo y adquisición; • acceso a los recursos; • impacto en la infraestructura; • impactos económicos; • salud de las comunidades locales y fuerza de trabajo; y • percepción de la comunidades locales A partir de esta lista se designaron como de alta prioridad los siguientes criterios para evaluar el impacto de las rutas costeras y la ruta tierra adentro. • niveles de erosión/capacidad de recuperación; • extensión en el cambio de uso de suelo; • zona de impacto visual; • presencia de áreas con valor estético;


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• cercanía a zonas protegidas; • presencia de especies significativas (en peligro/endémicas); • extensión en el cambio de uso de suelo (pérdida de hábitats); • desalojo/reubicación de personas; • cercanía a centros poblacionales (durante la construcción) y a casas

habitación (durante la operación); • presencia de dueños de terrenos con objeciones al proyecto; • complejidad en los títulos de propiedad y, por ende, en las

compensaciones; • impacto en el valor de las propiedades (tanto en términos de uso y

adquisición de suelo como en impactos económicos); • impactos en el turismo; • mejoras en los caminos; y • percepción de las comunidades locales (en términos de cercanía a casas

habitación y actitud de los usuarios/dueños de los terrenos cercanos al proyecto).

Con el fin de informar a la gente local acerca del proyecto y para obtener información para la (ESHIA), se llevó a cabo un estudio socio-económico a lo largo de toda la ruta del gasoducto. El proceso de consulta incluyó la realización de reuniones con individuos y grupos de las comunidades, ranchos y ejidos. Selección de la Ruta: Costera vs Tierra Adentro Se identificaron dos opciones para la ruta del gasoducto, una costera y otra tierra adentro: Alternativa A (Costera) Después de partir de la terminal en Costa Azul, el gasoducto iría al noreste cruzando la Autopista de Cuota No. 1 para entonces dirigirse hacia La Misión ubicada al norte. Pasando La Misión, el gasoducto seguiría una trayectoria paralela a una tubería de diesel propiedad de PEMEX, hasta Rosarito. Al sur de Rosarito, el gasoducto se desviaría al noreste para evitar cruzar Rosarito; y se encontraría entonces con la ruta de una tubería existente para transporte de gas "TGN" la cual se encuentra al este de Rosarito. A la altura de El Florido, al sur de Tijuana, el gasoducto se concentraría con el punto de interconexión de los gasoductos TGN y BajaNorte. Alternativa B (Tierra Adentro)


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El gasoducto parte de la terminal y sigue una trayectoria hacia el noreste cruzando la autopista de cuota No. 1 antes de cruzar el Río Guadalupe al este de la Misión. La ruta se desvía entonces al norte antes de continuar en dirección noroeste cruzando El Cañón El Descanso y siguiendo hacia el rancho La Rinconada, desde donde continua paralela a un camino de terracería. El gasoducto continua en dirección norte para encontrarse con los derechos de vía de unas tuberías ya existentes de Pemex y Sempra Energy, sigue entonces paralela a estas tuberías hacia el este. Al llegar a la presa Abelardo L Rodríguez, el gasoducto cruza el embalse y continua paralelo al derecho de vía de Pemex. Posteriormente, el gasoducto seguirá paralelo al derecho de vía de Sempra hasta un sitio designado para la estación de medición, control y regulación de presión. Esta estación se conectará con el punto de interconexión BajaNorte/TGN, que es donde el gasoducto termina. Resultados de los Análisis de Alternativas: Rutas Costera y Tierra Adentro

Los resultados de estos análisis se incluyen en el Anexo B del reporte de la ESHIA-Gasoducto. Los factores clave en el proceso de decisión de la ruta fueron los siguientes: • Debido a la ondulada topografía, se espera que los niveles de erosión

sean más severos en la ruta tierra adentro. Sin embargo, esto se puede reducir mediante la aplicación de un diseño de proyecto y medidas de restauración apropiadas.

• La ruta costera tiene importantes extensiones de tierra relativamente

alteradas y los derechos de vías de las tuberías existentes se podrían usar en largos tramos de la ruta. La ruta interna es una mezcla de áreas no alteradas (incluyendo pequeñas áreas de valor estético donde hay encinos nativos) y zonas agrícolas. Aunque ninguna de las rutas pasa por áreas protegidas, la ruta tierra adentro se ha considerado como más sensible y tiene una mayor posibilidad presencia de especies importantes.

• Con relación a los impactos visuales, la ruta costera atraviesa cinco

comunidades y será vista desde la carretera costera turística principal durante un tramo mayor.

• La zona de ruta costera esta actualmente más desarrollada. Esta ruta

pasaría a través de cinco comunidades y, en un caso, pasaría por debajo de la calle principal. Se ha estimado que hay aproximadamente 500 hogares a menos de 500 m de la ruta y en algunos sitios hay estructuras invadiendo los derechos de vía de las tuberías ya existentes. Para la ruta


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Tierra Adentro se ha calculado que hay aproximadamente 10-20 casas a una distancia de hasta de 500 m de la ruta.

En resumen, desde el punto de vista ambiental la ruta costera es la opción preferida, pero desde el punto de vista social la ruta interna es la preferida. Debido a la percepción local respecto a la seguridad de las tuberías de GNL, se consideró que la cercanía de la ruta a los centros habitacionales en el caso de la ruta costera tiene más peso que los beneficios ambientales de esta ruta. Por este motivo, la ruta Tierra Adentro es actualmente considerada por Shell como la ruta preferida. Micro-ruteo

Actualmente ya se han hecho algunos cambios a la ruta como resultado del proceso continuo de micro-ruteo. Estos cambios se muestran en la Figura 3.4 y ha sido el resultado de consideraciones medio-ambientales y sociales, (los detalles de las cuales se pueden encontrar en la Sección 4 de la ESHIA del gasoducto) . Las evaluaciones de impactos en el medio ambiente físico y biológico presentadas en el informe de Impacto (ESHIA) están basadas en la nueva ruta.


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La recolección de datos socio-económicos y la consulta, que se presentan en el informe de la ESHIA, fueron llevadas a cabo con base en la ruta original. Aunque la evaluación de los impactos socio-económicos está, basada en esta información, la evaluación inicial de los cambios de la ruta indica que desde la perspectiva socio-económica, dichos cambios son, más que nada, benignos o positivos. Se están llevando a cabo consultas adicionales como parte del proceso de micro-ruteo para verificar esta conclusión, particularmente en las secciones más pobladas al norte de la ruta. El micro-ruteo final, se llevará a cabo tomando en cuenta la retroalimentación del proceso de consulta y divulgación. Esto también permitirá mover la ruta en caso de que los requerimientos ambientales, sociales y a la salud regionales así lo indicaran, ya sea en los términos de evadir obstáculos, como en el de tomar ventaja de las oportunidades. El micro-ruteo involucrará una serie de estudios detallados incluyendo un recorrido completo de la ruta, para de esta manera determinar de manera precisa las restricciones que se presentan a pequeña escala a lo largo de la ruta general evaluada en este informe.

3.5 INCIDENTES HISTÓRICOS

Desde el advenimiento del comercio de GNL en 1964, el GNL ha sido manejado de manera segura durante muchos años. La industria no está exenta de sus incidentes y accidentes, pero ésta mantiene hoy en día un registro envidiable de seguridad. El proceso de liquefacción, almacenamiento y vaporización del gas natural no es una tecnología nueva. Las primeras patentes que involucran líquidos criogénicos datan de alrededor de 1850. La primera patente directamente para GNL fue adjudicada en 1914. En 1939, la primera planta comercial para “demanda pico” de GNL(1) fue construida en West Virginia. Existen más de 100 plantas para “demanda pico” y terminales de GNL en Estados Unidos y Canadá, algunas operando desde mediados de los sesentas. Además, existen más de 20 plantas base (GNL de exportación) de liquefacción en Abu Dhabi, Alaska, Algeria, Australia, Indonesia, Qatar, Libia, Malasia, Nigeria, Omán, Trinidad y Borneo. El GNL es embarcado por aproximadamente 125 tanques de GNL, de variados tamaños que van desde 18,500 m3 hasta 140,000 m3. Esta flotilla de barcos de GNL hace entregas en las terminales receptoras localizadas en Bélgica, Francia, Grecia, Italia, Japón, Corea, Puerto Rico, España, Taiwán, Turquía y los Estados Unidos.

(1) Planta para “demanda pico”: El Gas Natural es licuado y almacenado a –160°C hasta los tiempos de alta demanda éste es r e-gasificado y enviado de regreso al gasoducto. Una planta “para demanda pico” es una terminal de GNL que no tiene un muelle ni barcos.


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Los tanques de almacenamiento de GNL en estas plantas están construidos de una pared criogénica interna, generalmente hecha de acero con 9% de níquel, aluminio u otra aleación criogénica. La pared externa está generalmente hecha de acero o concreto. Una capa más gruesa de un material aislante tal como la perlita separa las dos paredes. Para las plantas que tienen su base en tierra, un dique de tierra o de concreto, con una capacidad máxima que excede la capacidad del tanque de GNL, rodean al tanque de GNL. En algunas aplicaciones, una pared alta de concreto que tiene un diámetro interno ligeramente mayor que el de la pared externa del tanque de GNL, es utilizada para duplicar la integridad del tanque de GNL. En otras aplicaciones, los tanques son enterrados bajo la el nivel de la superficie. En cualquier caso, el objetivo es minimizar el área de contacto entre el GNL y el dique, en base a un escenario catastrófico de falla del tanque. Muchos tanques están equipados con penetraciones localizadas arriba del tanque solamente, por ejemplo sin penetraciones en el fondo, aún en el evento de una improbable falla de la tubería, el contenido del tanque permanecerá en su lugar. Para reducir más el riesgo, tanques grandes de contención han sido desarrollados, en donde un tanque de acero está completamente rodeado por un tanque de concreto diseñado para contener el GNL del tanque interno. Con unas pocas excepciones, las plantas que manejan GNL han revelado un excepcionalmente alto registro de seguridad cuando son comparadas con refinerías y otras plantas petroquímicas. Se han reportado pequeñas fugas de vapor de GNL e incendios menores, pero el impacto se limitó a la planta, ya que el incidente fue prontamente manejado por el personal de la misma. Durante la construcción y reparación de plantas de GNL han ocurrido otros incidentes. Algunos de estos han sido utilizados para empañar el registro excepcional del GNL, pero considerando que el GNL nunca estuvo directamente involucrado en el incidente, estos accidentes en realidad sólo pueden ser llamados accidentes “de construcción”. El daño siempre ha estado limitado a la misma planta. Cualquier lesión y/o muerte, aunque devastadora, estuvo limitado a la planta o al personal contratista. A continuación se presenta una recopilación de accidentes e incidentes de GNL, involucrando y/o atribuidos a plantas receptoras de GNL para “demanda pico”, exportadores y terminales marítimas de importación, transporte marino de GNL y transporte por carretera de GNL. Debe observarse que ninguno de los incidentes detallados causaron muertes en operaciones de GNL en donde Shell estuviera involucrado.


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3.5.1 Incidentes Terrestres

Cleveland, Ohio, USA, 1944

La compañía East Ohio Gas construyó la primera planta para “demanda pico” de GNL comercial en Cleveland, en 1941. La planta había operado sin incidentes hasta 1944, cuando un nuevo tanque más grande fue agregado. Como las aleaciones de acero inoxidable estaban escasas debido a la Segunda Guerra Mundial, el nuevo tanque fue construido con un bajo contenido (3.5%) de níquel. Poco después de que entró en servicio, el tanque falló, se derramó GNL en la calle y el sistema de drenaje de agua de lluvia. El incendio que resultó causó la muerte de 128 personas en el área residencial que rodeaba la planta, retrasando substancialmente la industria embrionaria de GNL. El siguiente es un extracto del reporte Buró de Minas de EU acerca del incidente: El 20 de Octubre de 1944, los tanques habían sido llenados a la capacidad para tenerlos listos para los próximos meses de invierno. Cerca de las 2:15 pm, en tanque cilíndrico repentinamente falló, liberando todo su contenido en las calles cercanas al lugar y en los drenajes de Cleveland. La nube rápidamente entró en ignición y se inició un incendio, el cual envolvió a los tanques cercanos, residencias y establecimientos comerciales. Después de 20 minutos de que el fuego inicial se había casi apagado, la esfera más cercana al tanque cilíndrico predio el equilibrio y se cayó, y su liberó su contenido. 35 m3 de GNL se evaporaron inmediatamente y se incendiaron. En total, 128 personas murieron y 225 resultaron lesionadas. El área directamente involucrada fue de aproximadamente 1.5 km2 de los cuales un área de aproximadamente 12 has. fue completamente devastada.’’ La investigación del Buró de Minas mostró que el accidente se debió a la cuarteadura por la baja temperatura de la pared interior del tanque cilíndrico. El tanque interno estaba construido de acero con 3.5% de níquel, un material que ahora se conoce es susceptible a fractura quebradiza a la temperatura de almacenamiento de GNL (menos 160ºF). Además, los tanques estaban localizados cerca de una estación de ferrocarril altamente transitada y una planta de troquelado de bombas. La excesiva vibración de los trenes de ferrocarril y las prensas estampadoras probablemente aceleraron la propagación de la grieta en la pared interna. Una vez que la pared interna se fracturó, la pared externa de acero a carbón pudo fracturarse fácilmente por el contacto con el GNL.


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El accidente se agravó por la ausencia de un adecuado dique de contención alrededor de los tanques y la proximidad de la planta con el área residencial. La causa del segundo derrame del tanque esférico fue el hecho de que las patas no estaban aisladas contra incendio, de tal forma que éstas eventualmente se doblaron después de haber sido expuestas al contacto directo de la flama. Más aún, se observó que la ignición de las dos nubes de vapor no-confinado de GNL en Cleveland no resultaron en explosiones. No hubo evidencia de alguna sobrepresión por explosión después de la ignición del derrame ya sea del primer tanque cilíndrico o del esférico. Las únicas explosiones que se presentaron en Cleveland estuvieron limitadas a los drenajes, donde el GNL fluyó y se vaporizó antes de que la mezcla vapor-aire hiciera ignición en un volumen relativamente confinado. El Buró de Minas de EU concluyó que el concepto de licuefacción y almacenamiento del GNL era válido, si se observaban las “debidas precauciones.” El Desastre de Cleveland puso fin a cualquier desarrollo posterior de GNL en los Estados Unidos por muchos años. No fue sino hasta principios de los 60s cuando el GNL empezó a ser tomado seriamente a través de la construcción de plantas para “demanda pico” de GNL. Un número de elementos se unió para traer de regreso el GNL; estos incluyeron: • La llegada del programa espacial y sus asociadas tecnologías criogénicas. • Las demostraciones exitosas de la dispersión de nubes de fuego y vapor

de gran escala • Los extensos estudios de compatibilidad del material criogénico • La construcción y operación de plantas de licuefacción en Argelia y las

terminales en Francia e Inglaterra. Explosión de un Tanque en Pórtland, Oregon, EU, 1969 – Accidente de Construcción.

Una explosión ocurrió dentro de un tanque de GNL que estaba en construcción. Aún no se había introducido GNL en el tanque. El tanque de almacenamiento tenía 120 pies de diámetro con una pared de 100 pies de altura y una capacidad de 176,000 barriles. La causa del accidente fue atribuida al retiro accidental de las bridas ciegas de los gasoductos de gas natural, las cuales estaban conectadas al tanque. Esto ocasionó que el flujo de gas natural entrara en el tanque mientras que éste estaba siendo construido.


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SNAM LNG, La Spezia, Italia, 1971 – Accidente de Rotación de Gas Natural.

El buque de GNL, Esso Brega había estado en el puerto durante aproximadamente un mes antes de descargar su carga pesada de GNL dentro del tanque de almacenamiento. Dieciocho horas después de que el tanque fue llenado, el tanque desarrolló un repentino incremento en la presión, ocasionando que el vapor de GNL descargara del tanque a las válvulas y venteos de seguridad por un período de varias horas. El techo del tanque también fue ligeramente dañado. Se estima que aproximadamente 100 millones de pies cúbicos normales de vapor de GNL fluyeron del tanque. No hubo ignición. Este accidente fue causado por un fenómeno llamado “rotación”, que permite que las dos capas de estratificación de GNL, de diferentes densidades y contenido de calor se formen. La repentina mezcla de estas dos capas da como resultado la liberación de grandes volúmenes de vapor. El fenómeno es ahora bien entendido y puede ser evitado, al hacer posible llenar el tanque desde la parte de arriba o desde abajo. Los tanques son monitoreados constantemente y si ocurre estratificación, la bomba alrededor puede revertir el proceso. Las terminales importantes tienen muy poco potencial de “rotaciones”, ya que el tiempo de residencia promedio del GNL es corto. Las plantas para “demanda pico” son más vulnerables para la ocurrencia de capas múltiples por el largo tiempo de residencia del GNL. Este de Montreal, Québec, Canadá 1972 – Explosión

El 27 de Enero de 1972, ocurrió una explosión en la planta de liquefacción y “demanda pico” de GNL, Gaz Metropolitain en el Este de Montreal, Québec. El accidente ocurrió en el cuarto de control, debido al retroflujo de gas natural del compresor a la línea de nitrógeno. Se suministró nitrógeno al compresor de reciclo, como un gas sellador durante las operaciones de descongelamiento. Las válvulas de la línea de nitrógeno que estuvieron abiertas durante la operación de descongelamiento, no fueron cerradas después de terminar la operación. Esto dio como resultado la sobre presurización del compresor con hasta 250 – 350 psig de gas natural. El gas natural entró al cabezal de nitrógeno, el cual estaba a 75 psig. Los instrumentos de control neumáticos estaban siendo operados con nitrógeno para instrumentos debido a la falla del compresor de aire. Los instrumentos ventearon su contenido a la atmósfera en el panel de control. El gas natural entró al cuarto de control, a través del cabezal de nitrógeno y se acumuló en el cuarto de control, donde a los operadores se les permitía fumar. La explosión ocurrió mientras que un operador estaba tratando de encender un cigarro. Para las nuevas plantas, ya no se utilizan controles


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neumáticos, mas bien la transferencia de datos es del instrumento en la planta al cuarto de control por medios electrónicos. Incendio del Tanque de GNL en Staten Island, EUA 1973

Las precauciones apropiadas han sido comunes en todas las plantas de GNL construidas y puestas en servicio desde el accidente de Cleveland. Entre mediados de los sesentas y los setentas más de 60 plantas de GNL se construyeron en Estados Unidos. Estas plantas para “demanda pico” han tenido un excelente récord de seguridad. Un accidente de construcción, donde 37 personas perdieron la vida, ha sido utilizado frecuentemente por los oponentes de las plantas de GNL, como un caso puntual para describir el peligro del GNL. Uno de los tanques de almacenamiento de GNL de la Compañía Texas Eastern Transmission Corporation, localizada en Staten Island habían estado en servicio durante más de tres años, cuando fue puesto fuera de servicio para reparaciones internas. El tanque fue calentado, purgado de los remanentes de combustible con nitrógeno inerte, y después llenado con aire fresco de recirculación. Una cuadrilla de construcción ingresó al tanque para comenzar con los trabajos de reparación en Abril de 1972. Diez meses más tarde, en Febrero de 1973, una causa desconocida ocasionó la ignición del forro Mylar y de la espuma de poliuretano de aislamiento dentro del tanque. Los procedimientos de operación normales requerían el uso de equipo a prueba de explosión dentro del tanque, sin embargo, se estuvieron utilizando planchas y aspiradoras de limpieza que no eran a prueba de explosión, para sellar, forrar y limpiar los residuos del aislamiento. Se presume que una chispa eléctrica de las planchas o de las aspiradoras hizo ignición en el forro Mylar. El rápido asenso en la temperatura causó un consecuente aumento de presión. El aumento de presión levantó el domo de concreto del tanque. El domo después se colapsó, matando a 37 trabajadores de construcción que estaban dentro. La investigación posterior del Departamento de Bomberos de la Ciudad de Nueva York concluyó que el accidente fue claramente un accidente de construcción y no un accidente derivado del GNL. Esto no ha evitado que los que se oponen al GNL, reclamen que, ya que ahí pueden existir vapores latentes de los pesados componentes del GNL, estos estaban almacenados en el tanque, y que, por tanto, era en efecto un incidente de GNL. Das Island, Emiratos Árabes Unidos, Marzo, 1978.

Este accidente ocurrió como resultado de la falla de una conexión de tubería en la parte de abajo de un tanque de GNL. El tanque era un tanque de


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doble pared, con una pared interior de acero con 9% de níquel y una pared exterior de acero al carbón. Resultó una gran nube de vapor. Al cerrar una válvula interna activada a control remoto se detuvo el flujo del líquido y la nube no se encendió. No se reportaron lesiones o muertes. Desde esa fecha, los tanques en Das Islans han sido totalmente reemplazados con nuevos tanques equipados con penetración por la parte superior solamente, y con pared exterior de concreto reforzado. Cove Point, Maryland, EUA 1979

La Terminal de Recepción de GNL en Cove Point, Maryland, inició sus operaciones en la primavera de 1978. Para el otoño de 1979, la terminal de Cove Pont había descargado más de 80 embarques de GNL. El 6 de octubre de 1979, ocurrió una explosión dentro de una subestación eléctrica en Cove Point. Se había fugado GNL debido a un apretamiento inadecuado del sello de penetración de la bomba eléctrica de GNL, el gas se evaporó y pasó a través de 200 pies de un conducto eléctrico subterráneo, y entró en la subestación. Ya que nunca se esperó que el gas natural entraría a esta subestación, no se habían instalado detectores en el edificio. La mezcla gas-aire hizo ignición por los contactos de un interruptor automático de circuito, produciendo una explosión. La explosión mató al operador del edificio, otro resultó con lesiones y causó daños de aproximadamente 3 millones de dólares. El Buró Nacional de Seguridad del Transporte (The National Transportation Safety Board) (NTSB) encontró que la Terminal Cove Point fue diseñada y construida de conformidad con las regulaciones y normas adecuadas. Este concluyó más tarde que éste era un incidente aislado, y que no era muy probable que volviera ocurrir en algún otro lugar. El NTSB concluyó que es poco probable que algún sello de bomba, sin importar el líquido que sea bombeado, pueda ser diseñado, fabricado, o instalado para evitar totalmente la posibilidad de fuga. Con esa conclusión en mente, los reglamentos de construcción, pertenecientes al equipo y sistemas aguas abajo del sello de la bomba fueron cambiados. Antes de que la terminal Cove Point fuera reiniciada después del accidente, todos los sistemas de sellado de bombas fueron modificados para cumplir con los nuevos reglamentos, y se agregaron sistemas de detección de gas en todos los edificios Los reglamentos para el equipo eléctrico también han sido cambiados para prevenir un incidente como este. Bontang – Indonesia, 1983

Una explosión mayor de GNL ocurrió el 14 de Abril de 1983 en Bontang, Indonesia. La ruptura de un intercambiador de calor en una planta de GNL


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causó la explosión. La ruptura ocurrió como resultado de una sobre presurización del intercambiador de calor causada por una válvula cerrada en una línea de purgado. Todos los sistemas de liberación de presión estaban conectados a esta línea. El intercambiador estaba diseñado para operar a 25.5 psig en el lado de la coraza. La presión de gas alcanzó los 500 psig, causando la falla del intercambiador. Escombros y secciones del sepertín fueron proyectadas hasta aproximadamente 50 mts. No se tienen disponibles detalles de las lesiones. Bintulu – Malaysia, 1983 (Asesorada por Shell)

Un barco grande se rompió mientras se enfriaba por primera vez. Una gran nube blanca se desarrolló pero no hubo ignición y por lo tanto no hubo lesiones. Investigaciones posteriores revelaron que la inspección normal de rayos X no hizo posible la detección de las fallas típicas para este tipo de barcos con paredes gruesas. Metodologías adicionales de inspección tales como inspección ultrasónica ha sido desarrolladas, mismas que pueden detectar estas fallas.


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Sitio de Pruebas en Nevada, Mercury, Nevada, EUA 1987

Una ignición accidental de una nube de vapor de GNL ocurrió en el sitio de pruebas DOE, en Nevada en Agosto 29, 1987. Las pruebas de gran escala que incluyeron, derrames de GNL sobre agua, fueron patrocinadas por el Departamento del Instituto de Investigación de Energía y Gas para estudiar la efectividad de las cortinas de vapor para reducir la extensión de la dispersión en dirección del viento, de las nubes de vapor de GNL. La nube accidentalmente hizo ignición durante la prueba, justo después de una secuencia de transiciones de fase rápida relativamente fuertes, que resultó en daños y que el aislamiento de poliuretano de la tubería fuera propulsado fuera de la valla. La explicación oficial fue que una chispa generada por electricidad estática era la fuente más probable de ignición. Una investigación independiente a solicitud del Instituto de Investigación de Gas, mostró que la fuente de ignición más probable era el enriquecimiento de oxígeno entre la superficie de la tubería de GNL y el aislamiento de poliuretano combustible. El enriquecimiento de oxígeno ocurrió durante el largo período de enfriamiento con nitrógeno líquido anterior a la prueba de GNL. Dicho enriquecimiento había sido previamente observado durante las pruebas realizadas por una compañía de diseño y fabricación de tanques de GNL. Los impactos durante la transición de fase rápida pueden haber causado la ignición del aislamiento, pero no la nube cercana de vapor rico en combustible. Sin embargo, cuando un fragmento de asilamiento ardiendo fue lanzado fuera de la valla por una transición de fase rápida, éste incendió la parte de la nube que estaba dentro de los límites de inflamabilidad. La duración del incendio fue 30 seg. y la longitud de la flama fue de aproximadamente 7 mts. sobre el nivel del piso. Ha habido otras igniciones accidentales que involucran GNL durante pruebas a gran escala. Una ocurrió en Inglaterra durante las pruebas de incendio de gran escala, realizadas por la Compañía British Gas Corporation. Las corrientes de una estación de radar cercano fueron culpadas de encender prematuramente el primario (electrodo de cebado) que sería eventualmente utilizado para encender la nube de GNL. Otra ocurrió en Japón, durante pruebas similares de gran escala por parte de la Asociación de Gas de Japón. El mecanismo de ignición no fue explicado.


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Durante una prueba en una planta de investigación, cerca de San Clemente, California, un repentino cambio en la dirección del viento causó que la nube de vapor se encontrara con un tractor que estaba transportando equipo de prueba. El tractor encendió la nube de vapor causando quemaduras graves al conductor. Un investigador se encontraba dentro de la nube al momento de la ignición.


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El fue capaz de salir de la nube de vapor antes de que el frente de la flama lo alcanzara, corriendo en dirección contraria al viento y no resultó lesionado. Terminal Marítima Everett, Boston, Massachusetts, EUA 1988

Aproximadamente 30,000 galones de GNL fueron derramados a través de los empaques de una brida durante una interrupción de transferencia de GNL. La causa fue determinada más tarde como la “condensación inducida por martilleo del agua”. Este derrame fue contenido en una pequeña área de acuerdo al diseño y las condiciones ambientales prevalecientes no permitieron que la nube emigrara más allá del área inmediata. Nadie resultó lesionado y no hubo daños más allá del incendio del empaque. Los procedimientos de operación, manuales y automáticos, fueron modificados como resultado del evento.

3.5.2 Incidentes Marítimos de GNL

El transporte marítimo de GNL comenzó con la navegación del Methane Princess en 1964. Desde esa fecha, la flotilla mundial de GNL se ha incrementado a 125 barcos que varían en tamaño entre los 18,500 a 140,000 mts3. La siguiente es una descripción de los accidentes y incidentes menores, que han ocurrido durante las pasadas tres décadas, durante el transporte marítimo de GNL y mientras que los barcos estaban atracados. Los accidentes que involucraban colisiones marítimas y terrestres no fueron considerados debido a que éstos no tienen ninguna relación con el presente estudio. Se debe mencionar, sin embargo, que ninguno de estos incidentes ha tenido consecuencias severas.

Methane Princess de 27,400 m3 - 1964 y 1965- Descarga Eléctrica (relámpago)

Mientras se cargaba GNL en Arzew, Algeria, un relámpago golpeó el venteo frontal del barco e incendió el vapor, el cual era rutinariamente venteado a través del sistema de venteo de barco. La carga había sido detenida cuando un trueno estalló cerca de la terminal, pero el vapor generado por el proceso de descarga había sido liberado a la atmósfera. La tubería de regreso a tierra no estaba aún en operación. La flama fue extinguida rápidamente purgando con nitrógeno a través de una conexión al venteo. Un evento similar ocurrió cerca del año 1965, mientras que el barco estaba en el mar un poco después de haber abandonado Arzew. El fuego fue de nuevo extinguido usando una conexión de purgado de nitrógeno. En este caso, el vapor estaba siendo venteado a la atmósfera durante el tránsito del barco, ya que era la práctica normal en aquel tiempo.


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Princess de Metano 27,700 m3 - Mayo 1965 – Derrame de Líquido

Los brazos descargando GNL fueron desconectados antes de que las líneas de líquido hubieran sido completamente drenadas, causando que pasara GNL a través de una válvula cerrada con fuga y hacia un colector de condensación de acero inoxidable colocado debajo de los brazos. Se aplicó agua de mar al área para dispersar la fuga. Eventualmente una fractura en forma de estrella apareció en la cubierta de la plataforma, a pesar de la aplicación del agua de mar. Jules Vern 25,500 m3 - Mayo 1965 – Derrame de Líquido

En la cuarta carga de Jules Vern en Arzew en Mayo de 1965, un derrame de GNL, causado por sobre flujo del Tanque de Carga No. 1, dio como resultado la fractura de la cubierta del tanque y de la cubierta de la plataforma adyacente. La causa del sobre-llenado nunca ha sido debidamente explicada, pero esta fue asociada con la falla de la instrumentación de nivel de líquido y la infamiliaridad con el equipo por parte del oficial que vigilaba el manejo de la carga. Barge Massachusetts, 5,000 m3- Julio 1974- Derrame de Líquido

El GNL estaba siendo cargado sobre la barcaza. Después de una falla de energía y el cierre automático de las válvulas principales de la línea de líquido, una pequeña cantidad de GNL se fugó de una válvula de esfera de purgado de nitrógeno de 1”, en el cabezal de líquido del barco. La investigación posterior realizada por la Guardia Costera de EU encontró que una sobrecarga de presión causada por el cierre de la válvula produjo la fuga de GNL a través del sombrerete y el prensaestopas de la válvula de 1”. La válvula no había fugado durante las anteriores siete o más horas de carga. Diversas fracturas ocurrieron en las cubiertas de la plataforma, extendiéndose a un área que medía aproximadamente 1m x 2m. La cantidad de GNL involucrada en el derrame fue reportada como de 40 galones. Como resultado de este incidente, la Guardia Costera de los EU prohibió a la Barcaza Massachussets dar servicio de GNL dentro de Estados Unidos. LNG Aquarius, 125,000 m3, Septiembre 1977 – Derrame de Liquido

Durante el llenado del Tanque de Carga No. 1, en Bontang; El GNL sobrefluyó a través del venteo que daba servicio a aquel tanque. El incidente puede haber sido causado por dificultades en el sistema de indicadores de nivel. La alarma de alto nivel había sido colocada en modo de anulación de


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automatismo para eliminar alarmas molestas. La placa de acero dúctil con la que el tanque de carga estaba fabricado, no se fracturó a consecuencia de este derrame.


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Mostafa Ben Bouliad, 125,000 m3 -Abril 1979 - Derrames de Líquido

Mientras se encontraba descargando la carga en Cove Point, Maryland, una válvula check en el sistema de tubería del barco falló, liberando una pequeña cantidad de GNL. Esto dio como resultado fracturas menores en la cubierta de la plataforma. Este derrame fue causado por el escape de GNL de una válvula check giratoria en la línea de líquidos. En esta válvula, el pasador de bisagra es retenido por un perno, el cual penetra la pared del cuerpo de la válvula. En el transcurso de la operación, el barco y el sistema de bombeo, parece que la vibración ocasionó que el perno se saliera, liberando una lluvia de GNL sobre la cubierta. El barco fue puesto fuera de servicio después del incidente y el trabajo estructural se renovó. Todas las válvulas check en el sistema de líquidos del barco fueron modificadas para prevenir la recurrencia de la falla. Una abrazadera de acero inoxidable ligero fue diseñada e instalado en cada perno. Poco después de que el barco había regresado al servicio, se observó que el GNL estaba fugando de alrededor de un perno, del que se había desprendido la abrazadera de nuevo, probablemente debido a la vibración. Se instalaron abrazaderas mejores y las válvulas han estado libres de problemas desde esa vez.

Pollenger, 87,600 m3, Abril 1979, Derrame de Líquido

Mientras que el Pollenger estaba descargando GNL en la terminal Distrigas en Everett, Massachusetts, GNL fugando del estapero de una válvula, aparentemente fracturó la placa de la cubierta del Tanque de Carga No. 1. La cantidad de GNL que se derramó fue probablemente de sólo unos cuantos litros, pero las fracturas en la cubierta cubrieron un área de aproximadamente 2 m2. Bachir Chihani, 130,000 m3, Principios de 1990, Fractura del casco interno

La fractura ocurrió en una parte de la estructura del barco, que está propensa a la alta tensión que pueden acompañar las complejas deflexiones que el casco encuentra en los mares. La fractura de la placa interna del casco produjo el ingreso de agua de mar dentro del espacio que está detrás del aislamiento que sostiene la carga, mientras que el barco estaba en lastra.


3-35

CONTENIDO

3 ANTECEDENTES Y DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO 1

3.1 NOMBRE Y DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 1 3.2 LOCALIZACIÓN GENERAL DEL PROYECTO 5 3.3 SHELL Y EL DESARROLLO SUSTENTABLE 7 3.4 ALTERNATIVAS ESTRATÉGICAS 7 3.4.1 Opción de No Desarrollo 7 3.4.2 Alternativas localizadas Mar Adentro 8 3.4.3 Localización de la Terminal 13 3.4.4 Selección de la Ruta del Gasoducto 17 3.5 INCIDENTES HISTÓRICOS 21 3.5.1 Incidentes Terrestres 23 3.5.2 Incidentes Marítimos de GNL 31

2 DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACION DEL ESTUDIO

2.1 PROMOVENTE

2.1.1 Nombre o Razón Social

Gasoducto Baja Oeste, S. De R.L. de C.V. En el Anexo H se presenta una copia del Acta Constitutiva de la empresa.

2.1.2

Ver Anexo I.

2.1.3 Nombre del Representante Legal

2.1.4

2.1.5

Protegido por IFAI, Art. 3°. Fracción VI, LFTAIPG



2.1.6 Actividad productiva principal

Transporte de gas natural.

2.1.7 Número de trabajadores equivalente

20 (en la etapa de operación).

2.1.8 Inversión estimada en moneda nacional.

La inversión estimada para el gasoducto de transporte es entre 75 y 100 millones de Dólares americanos.

2.2 RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL

2.2.1 Nombre ó Razón Social

ERM México S.A. de C.V.

2.2.2

2.2.3

2.2.4





2-3


Anexo F

Frecuencia de Eventos


F1

F1 FRECUENCIA DE EVENTOS

Las diferentes frecuencias para todas las consecuencias peligrosas incluidas en el análisis se encuentran resumidas en este anexo. Las consecuencias peligrosas son las descritas en el Anexo B.

Cuadro F1.1 Frecuencias de Consecuencias Peligrosas de las Instalaciones de la Terminal

Sección Descripción Tamaño de la

Frecuencias totales (por año)

Fuga Flamazo

Flama Jet

Charco de fuego VCE Ninguna

1 Buque de GNL en la dársena Ruptura 5.3 E-6 0.0 E+0 1.8 E-5 2.3 E-6 1.0 E-4

2 25 mm 5.2 E-5 1.9 E-5 9.4 E-5 2.2 E-5 1.7 E-3 50 mm 5.5 E-5 3.4 E-5 1.1 E-4 2.4 E-5 1.3 E-3 100 mm 2.6 E-5 2.4 E-5 6.1 E-5 1.1 E-5 4.9 E-4

Instalaciones de descarga de GNL

Ruptura 3.3 E-5 0.0 E+0 3.1 E-5 1.4 E-5 3.1 E-4 3 25 mm 5.6 E-6 9.9 E-7 9.9 E-7 2.4 E-6 8.9 E-5 50 mm 8.5 E-6 2.6 E-6 2.6 E-6 3.6 E-6 9.8 E-5 100 mm 4.2 E-6 2.0 E-6 2.0 E-6 1.8 E-6 4.0 E-5

Descarga de tubería del muelle al almacén


Tubería de Regreso de Vapor al buque


Instalaciones de regreso de vapor al buque

Ruptura 2.9 E-5 0.0 E+0 2.7 E-5 1.2 E-5 2.7 E-4 6 Tanques de

almacenamiento de GNL Ruptura 8.4 E-9 0.0 E+0 8.0 E-9 3.6 E-9 0.0 E+0

7 25 mm 2.1 E-3 3.8 E-4 3.8 E-4 9.2 E-4 3.4 E-2 50 mm 5.7 E-4 1.7 E-4 1.7 E-4 2.4 E-4 6.6 E-3 100 mm 2.7 E-4 1.3 E-4 1.3 E-4 1.2 E-4 2.6 E-3

Línea de GNL de los tanques a las bombas de 2da etapa


Línea de GNL de los tanques a las bombas de 2da etapa


Compresores de vapores de GNL


Descarga de bombas de la 2da etapa a vaporizadores


Línea de vapor a gasoducto de transporte

Ruptura 3.4 E-5 0.0 E+0 1.1 E-4 1.5 E-5 6.5 E-4


F2

Cuadro F1.2 Frecuencias Peligrosas Riesgosas para el Gaseoducto

Descripción de Tubería

Tamaño de la Fuga

Frecuencias totales (por año)

Fuga Flamazo Flama Jet Bola de

fuego Caso Base 25 mm 1.4 E-5 7.1 E-7 1.1 E-8 0.0 E+0 50 mm 1.9 E-5 1.9 E-6 1.4 E-8 0.0 E+0 100 mm 1.7 E-5 3.5 E-6 1.3 E-8 0.0 E+0 Ruptura 3.2 E-5 9.5 E-6 0.0 E+0 2.4 E-8

25 mm 1.2 E-5 6.2 E-7 9.3 E-9 0.0 E+0 50 mm 1.8 E-5 1.8 E-6 1.4 E-8 0.0 E+0 100 mm 1.6 E-5 3.3 E-6 1.2 E-8 0.0 E+0

Corridas de diablos Inteligente llevado a efecto

Ruptura 3.1 E-5 9.3 E-6 0.0 E+0 2.3 E-8 Factor de diseño <0.3 25 mm 2.2 E-5 1.1 E-6 1.6 E-8 0.0 E+0 50 mm 2.3 E-5 2.3 E-6 1.7 E-8 0.0 E+0 100 mm 2.0 E-5 4.1 E-6 1.5 E-8 0.0 E+0 Ruptura 7.6 E-6 2.3 E-6 0.0 E+0 5.7 E-9

25 mm 2.0 E-5 1.0 E-6 1.5 E-8 0.0 E+0 50 mm 2.1 E-5 2.1 E-6 1.6 E-8 0.0 E+0 100 mm 2.0 E-5 3.9 E-6 1.5 E-8 0.0 E+0

Efectos de reducción de riesgo

Ruptura 7.6 E-6 2.3 E-6 0.0 E+0 5.7 E-9

1 INTRODUCCIÓN 1.1 LA NECESIDAD DEL...

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