I ESCENARIOS DE RIESGO -...

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Estudio de Riesgo CFE Terminal de Gas Natural Licuado de Manzanillo - 18 -

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COORDINACIÓN DE PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS

I ESCENARIOS DE RIESGO I.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO.

I.1.1 BASES DE DISEÑO.

El sitio donde se construirá la Terminal de Gas Natural Licuado en Manzanillo se

localiza entre la margen Sur de la Laguna Grande de Cuyutlán (Vaso II) y la línea de

costa, adjunto a la margen noreste del canal de Tepalcates, aproximadamente a 5.04

Km. al Este del centro de la población de Campos, en el Estado de Colima, en la costa

Oeste de México.

El área total requerida para el proyecto es la que se indica en la tabla siguiente, que

incluye un muelle para la Terminal de Gas Natural Licuado (en adelante se le

denominará TGNL), superficie destinada a la TGNL, canal de acceso y dársena de

ciaboga. Los tanques de almacenamiento del gas natural licuado (GNL) serán de tipo

“contención total”, mientras que el sistema de Regasificación será de tipo “vaporizador

de rack abierto”.

ARREGLO SUPERFICIE TOTAL (Ha) SUPERFICIE PARA LA

TGNL (Ha)

BASE

Canal de navegación

diagonal a la línea de

costa.

BASE.dwn (Anexo I.1)

202 65,46

ALTERNATIVA 1

Canal de navegación

perpendicular a la línea de

165.18 44.46

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costa.

ALTERNATIVA1.dwn

(Anexo I.1)

ALTERNATIVA 2 ”OMEGA”

OMEGA.dwn (Anexo I.1)

234.39 106.44

La Terminal se construirá en dos etapas:

Primera Etapa.

La primera etapa, consistirá en la instalación del equipo necesario para la generación

de 500 MMpcd de gas natural. El almacenamiento incluirá la instalación de 2 tanques

de GNL, con una capacidad de 165,000 m3 cada uno.

Segunda Etapa.

Se pretende instalar en esta etapa 1 tanque de GNL adicional de las mismas

características que los otros dos, aumentando la capacidad de generación de la TGNL

a 1000 MMpcd. Cuando se inicie la segunda etapa, se adicionarán los equipos de

proceso que permitan operar adecuadamente la Terminal.

El proyecto incluye: urbanización: banquetas, edificios de oficinas operativas, talleres,

almacenes, caseta de compresores de aire, grúas y polipastos, equipos de gasificación,

estación de medición, regulación y control de gas, gasoducto que va de la TGNL hacia

el CT Manzanillo, caseta de control de subestación eléctrica, estructura principal y

cimentación de equipos en subestación eléctrica, soportes de tubería, ductos eléctricos,

drenajes pluviales, químicos y aceitosos, caseta de seguridad física, caseta de control

de acceso, planta de tratamiento de aguas negras, barda perimetral y sistemas de

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seguridad física, cimentaciones superficiales y profundas, caseta del equipo electrónico

de la estación de medición, regulación y control de gas, edificio de operación, sistema

contra - incendio, tanques metálicos atmosféricos (armados en campo) para agua de

servicio, contra incendio, agua tratada y otros servicios requeridos, tanque de

almacenamiento de GNL, recondensador, bombas de alta y baja presión,

venteo/antorcha de baja y alta presión, sistemas auxiliares, brazos de descarga,

sistemas de nitrógeno, compresores de gas, sistemas de medición, regulación y control

de gas, ductos, cables y charolas eléctricas, sistemas de control electrónico, así como

el enlace operativo con el muelle y el buque metanero atracado en él, como unidad

funcional completa, con todos sus servicios propios y auxiliares debidamente

integrados y comunicados (electrónica y físicamente), con las redundancias

requeridas).

La Terminal se localizará en la Zona Sísmica “D” de acuerdo a la regionalización

sísmica de México, establecida en el Manual de Diseño de Obras Civiles de la

Comisión Federal de Electricidad, a la cual contribuye la sismicidad local, razón por la

cual el sismo de diseño que actúe sobre las diversas instalaciones de la Terminal, se

determinará mediante un Estudio de Riesgo Sísmico específico del sitio.

La Terminal se localizará en una zona expuesta a la acción frecuente de vientos de

altas velocidades, cuyos efectos deben considerarse en el diseño de todos sus edificios

e instalaciones. Para establecer las velocidades de diseño por viento, se usará la

información contenida en el capítulo C.1.4 Tomo I del Manual de Diseño de Obras

Civiles de la Comisión Federal de Electricidad.

Conforme a la Ley Federal sobre Metrología y Normalización los equipos, sistemas,

instalaciones, obras complementarias y obras asociadas de infraestructura, se

diseñarán de acuerdo a la última edición de las Normas y Códigos Nacionales y

aplicables o a falta de éstas, las Normas Internacionales aplicables. Asimismo, en

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apego al cuarto párrafo del artículo 67 de la Ley anterior, se aplicarán las

especificaciones técnicas de la Comisión. Las actividades ambientales cumplirán con la

Normativa Ambiental Federal, Estatal y Municipal vigente.

Este estudio contempla tres (3) arreglos para la Terminal, desarrollando el análisis de

riesgos para cualquiera de los tres arreglos. Los planos a escala de los arreglos Base,

Alternativa 1 y Alternativa 2 “Omega” de la Terminal se presentan en el Anexo I.1

La Terminal tendrá en su Estación de Medición Regulación y Control interconexión con

dos gasoductos, uno que va hacia el CT Manzanillo y que forma parte del proyecto de

la TGNL y otro que irá hacia Guadalajara, que será construido posteriormente y cuya

gestión se realizará aparte y no guarda relación con este estudio de análisis y

evaluación de riesgos.

La finalidad del gasoducto a Manzanillo es la transportación de gas natural hacia las CT

Manzanillo I y II, para garantizar el suministro de combustible para las unidades 1 y 2

(U1 y U2) de ambas centrales y para las unidades 3 y 4 (U3 y U4) de la CT Manzanillo

II. Para ello se construye un gasoducto de 36 pulgadas (914,14 mm) de diámetro

nominal y una longitud de 6,5 Km., con una capacidad de 420 MMpcd.

El gasoducto a la CT Manzanillo inicia su trayecto en la Estación de Medición,

Regulación y Control de gas (EMRyC) de la Terminal de Gas Natural (TGNL).

Para la construcción del gasoducto se empleará tubería de acero al carbón sin costura

grado API-5L-X60, de 914,4 mm (36”) de diámetro nominal con un espesor mínimo de

9,53 mm (0,750”) y una longitud de 6,5 Km.

El método empleado para el tendido de la línea será subterráneo a todo lo largo del

trazo, mediante la excavación de una zanja a cielo abierto y recubierto con el mismo

material desalojado. Las instalaciones superficiales serán las trampas de envío y

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recibo de diablos y las estaciones de medición, regulación y control (EMRyC) de gas

natural.

En el tendido de gasoductos se hacen uniones soldadas a tope de tramos de tubería a

una distancia en función de la longitud de cada tramo o carretera a unir. En todo el

trazo se harán este tipo de uniones, siguiendo las recomendaciones del código ASME

B31.8 o equivalentes.

El plano de la trayectoria del gasoducto también se incluye en el Anexo I.1

Tolerancia a la corrosión.

El material con el que se construirá el gasoducto, estará de acuerdo a las

características del fluido a manejar (gas natural o “gas dulce”), y a sus condiciones de

operación. El metano, principal componente de la mezcla manejada en el gasoducto,

no es considerado una sustancia corrosiva en sí misma de acuerdo a Sax N. Irving

(1979) “Dangerous Properties of Industrial Materials” y a Marshall Sittig (1991)

“Handbook of Toxic and Hazardous Chemicals and Carcinogens”, por lo que no se

tomaron condiciones adicionales respecto a la tolerancia a la corrosión interna que la

selección misma del material.

Recubrimientos internos y externos.

El manejo del fluido en el gasoducto no requiere que la tubería tenga protección

interior. La protección externa de la misma está de acuerdo al código ASME B31.8 o

equivalente.

Especificación y ubicación de válvulas de control y de válvulas de retención.

Dado que el tramo del gasoducto al CT Manzanillo es muy pequeño (6,5 Km.) no es

necesario la instalación de válvulas de seccionamiento ni venteos en el trazo del

mismo, de tal forma que las válvulas y los instrumentos medidores e indicadores se

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encuentran en las EMRyC de la Terminal de GNL y del Complejo Termoeléctrico

Manzanillo.

Las válvulas serán de acero fundido o acero forjado y se conectarán a la tubería

mediante soldaduras.

Las válvulas de bloqueo que se instalarán, cumplirán con lo especificado en el código

ASME B31.8. Las válvulas que requieran el paso de diablos de limpieza, serán de bola

con extremos soldables y de paso completo. Las válvulas estarán certificadas contra

incendio conforme al código correspondiente y contarán con previsiones para la

instalación de candados. Todas las válvulas de cierre de emergencia serán de acción

rápida.

La capacidad nominal de presión de la válvula debe cumplir o exceder la presión de

diseño del ducto. Los extremos de la válvula para las conexiones a los ductos deben

ser o bien de extremos soldables por soldaduras o soldadura con brida con la

soldadura, siempre en el lado que da el servicio más crítico.

Las válvulas se especificarán como sigue:

A. Válvulas de tapón.- Para aislamiento y desfogue

B. Válvulas de bola (paso completo).- Válvulas de conexión en servicio,

líneas que pueden limpiarse con diablos, o donde la caída de presión

debe ser minimizada.

C. Válvulas de compuerta.- Válvulas de bloqueo, aislamiento y de toma

caliente.

D. Válvulas de retención.-Dispositivos de flujo unidireccional en los ajustes

laterales de válvulas

E. Válvulas reguladoras.-Para regular el volumen o presión.

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Tiempo de cierre de válvulas de corte.

Las válvulas de control serán automáticas de cierre instantáneo. Las válvulas

manuales localizadas en el by-pass de la válvula de control y las trampas de envío y

recibo de diablos, tienen un tiempo de cierre entre 5 y 10 min. lo cual depende del

mantenimiento que tengan los vástagos de las mismas y de la capacidad de respuesta

del personal que las cierre.

Códigos de diseño y normas utilizadas.

En la Tabla I.1 se presenta un listado de las Leyes, Reglamentos, Criterios, Normas y

Códigos con los que el proyecto de la TGNL se relaciona (Anexo I.2).

El diseño y construcción del gasoducto cumple las Normas Oficiales Mexicanas

correspondientes y derivadas, entre ellas la NOM-007-SECRE-1999 y la NOM-003-

SECRE-2002. Será diseñado de acuerdo al código ASME B31.8. Adicionalmente se

consideran los siguientes códigos, estándares y/o normas que se mencionan en la

siguiente tabla:

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Tabla I.1.- Leyes, Reglamentos, Criterios, Normas y Códigos

IDENTIFICACIÓN T Í T U L O

ASME B31.8 Gas transmission and distribution piping systems

ASME Sec. VIII Rules for construction of pressure vessels

API 520 Sizing selection and installation of pressure

relieving systems in refinery

API 521 Guide for pressure-relieving and depressuring

systems

API 610 Centrifugal pumps for general refining service

ANSI B31.1 Power piping

ANSI B73.1 Specification for horizontal end, suction centrifugal

pumps for chemical process

I.1.2 PROYECTO CIVIL. Los estudios civiles de campo relacionados con el proyecto de la TGNLM sitio

Tepalcates, contemplan que la cimentación de los tanques de almacenamiento de GNL

será mediante una cimentación profunda; mientras que los equipos de proceso y

auxiliares, así como las bardas serán a base de cimentación superficial.

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Descripción de la Infraestructura Portuaria.

Descripción General.

La Terminal será instalada en la franja de terreno entre el litoral del Pacífico y la

margen sur de la Laguna de Cuyutlán, en el área adjunta al canal de Tepalcates, con

una geometría interior de superficies de agua, en la que además de las escolleras de

protección, el canal de acceso y la dársena de maniobras se contempla que tendrá la

ubicación de un muelle de tipo marginal para la recepción, atraque, y descarga de

buques metaneros de GNL, con capacidad de carga de 200 000 m3, así como las

instalaciones para el almacenamiento del GNL en tanques diseñados para cubrir la

demanda que requerirá la Terminal de GNL.

Descripción Estudios Sismotectónicos.

Antecedentes.

La región del Pacífico que comprende a los estados de Jalisco, Colima y Michoacán, es

una de las zonas de mayor actividad sísmica de México. Grandes sismos superficiales

han ocurrido en esta región, algunos de los cuales han resultado devastadores, sin

embargo la sismotectónica de esta región todavía no es bien entendida, el límite entre

las Placas de Cocos y Rivera así como la convergencia relativa entre la Placa de

Rivera y la Placa Norteamericana tienen incertidumbres.

Debido al alto potencial sísmico de esta región es importante estimar el peligro sísmico

en la región para futuros eventos de gran magnitud, para lo cual es necesario conjuntar

información sismológica reciente que incluya catálogos instrumentales y

macrosísmicos, documentos de sismicidad histórica y mapas de isosistas que permitan

evaluar los parámetros de Gutenberg-Richter (a y b y Mmin y Mmax) para definir los

intervalos de recurrencia en la zona.

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Debido a lo limitado de observaciones de movimientos fuertes del terreno, las

simulaciones teóricas son una herramienta adecuada para obtener estimaciones del

movimiento del terreno.

Avances en el estudio sismotectónico para la TGNL de Manzanillo.

Dos grandes temblores han ocurrido cerca de Manzanillo en los pasados diez años: el

gran temblor de Colima – Jalisco del 9 de octubre de 1995 de magnitud Mw 8.0 y el

temblor de Tecomán del 22 de enero de 2003 Mw 7.9.

Temblores previos de gran magnitud ocurrieron también en la costa de Colima-Jalisco

el 3 y 18 de junio de 1932 de magnitudes Ms 8.2 y Ms 7.8 respectivamente, las áreas

de ruptura de estos sismos se presentan en la Figura I.1. Singh (1985) concluye que

los sismos de 1932 rompen el límite de las Placas de Rivera y Cocos y asigna un

periodo de retorno de 77 años para la región, sin embargo, otros grandes temblores

han ocurrido en la región en 1806 - m 7.5, 1818 - m 7.7 y 1900 m - 7.6 y 7.1; la posible

identificación de las áreas de ruptura de estos temblores no es posible, sin embargo

estos eventos reducirían el periodo de retorno en el región. En la misma Figura I.1 se

observa también una recopilación de estructuras geológicas mayores las cuales se

identificaron con modelos digitales de elevación.

Se compiló el catálogo epicentral de 1974 a 2004 del Servicio Sismológico Nacional, la

Figura I.2 presenta los epicentros de sismos que han ocurrido en la región en este

periodo; para completar este catálogo se está integrando el catálogo de sismos

registrados por la red sismológica de Occidente que opera en esta región el

Departamento de Sismotectónica.

Las Figuras I.1 y I.2 muestran los registros de campo libre de los sismos de 1995 y

2003, estos fueron registrados por equipos de EPRI (Earthquake Power Research

Institute) que se encuentran instalados en la CT Manzanillo y son operados por el

CIRES (Centro de Instrumentación y Registro Sísmico) de la Fundación Javier Barros

Sierra, estos serán usados posteriormente como funciones de ‘semillas’ para simular

sismos más intensos.

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Por otro lado, recientemente se instaló una red constituida por tres sismógrafos

analógicos y un equipo digital con el fin de monitorear el área cercana a la estructura

que marca el Plan de Desarrollo Urbano de Manzanillo y establecer si existe actividad

sísmica relacionada con la estructura que originó la sismicidad.

-106 -104 -102 -100

17

18

19

20

21

PLACA DE RIVERA

PLACA DE COCOS

1932

2003

BRECHA DE GUERRERO

1985

1985

Figura I.1.- Áreas de ruptura de sismos en Colima

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Figura I.2.- Epicentros de sismos ocurridos en la región

0 10 20 30 40

-200

-100

0

100

200

ACEL

ERAC

ION

(GAL

ES)

0 10 20 30 40

-400

-200

0

200

400

ACEL

ERAC

ION

(G

ALE

S)

0 10 20 30 40

-400

-200

0

200

400

ACEL

ERAC

ION

(G

ALE

S)

0 10 20 30 40

-200

-100

0

100

200

ACEL

ERAC

ION

(G

ALE

S)

0 10 20 30 40

-400

-200

0

200

400

ACEL

ERA

CIO

N (G

ALES

)

0 10 20 30 40

-300

-200

-100

0

100

200

300

ACEL

ERAC

ION

(GAL

ES)

SISMO DE COLIMA-JALISCO 9 OCTUBRE 1995Mw 8

VERTICAL

NORTE-SUR

ESTE-OESTE

VERTICAL

NORTE-SUR

ESTE-OESTE

SISMO DE TECOMAN 22 DE ENERO 2003Mw 7.9

Figura I.3.-Sismo 1995 Figura I.4.-Sismo 2003

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Requisitos Técnicos de Ingeniería Civil.

Diseño Estructural.

Métodos de Diseño Estructural.

El objeto del diseño estructural es determinar las características geométricas y

materiales de las estructuras y de los elementos que las forman, para que estas

cumplan de manera segura y adecuada, la función específica para la que fueron

proyectadas.

Método de diseño: es el conjunto unificado de criterios y procedimientos para llevar al

cabo la secuencia de actividades que se mencionan a continuación para así cumplir

con el objeto del diseño estructural:

- Establecimiento de requisitos de seguridad y servicio

- Definición y evaluación de cargas o acciones

- Definición y evaluación de resistencias

- Análisis estructural

- Dimensionamiento de miembros estructurales

El diseño estructural de la TGNL se realizará por el Método de los Estados Límite.

Acciones.

Carga o acción, es todo agente externo o inherente a la estructura o a su

funcionamiento, cuyos efectos sobre la estructura pueden hacer que esta alcance un

estado límite.

En el diseño de una estructura se considerará el efecto combinado de todas las

acciones que tengan una probabilidad no despreciable de ocurrir simultáneamente.

De acuerdo con la duración con que obran sobre la estructura, las acciones se

clasifican en tres categorías:

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a. Acciones permanentes. Son aquellas que obran en forma continua sobre la

estructura y cuya intensidad puede considerarse que no varía con el tiempo.

Comprenden:

- Carga muerta

- Empuje estático de tierras, líquidos y granos

- Deformaciones o desplazamientos impuestos a la estructura, tales como

los debidos al preesfuerzo o a movimientos diferenciales permanentes de

los apoyos.

b. Acciones variables. Son las que actúan sobre la estructura con una intensidad

variable con el tiempo. Comprenden:

- Carga viva

- Efectos debidos a cambios de temperatura y contracciones

- Deformaciones impuestas o hundimientos diferenciales que tengan una

intensidad variable con el tiempo

- Efectos de operación de maquinaria o equipo, incluyendo efectos

dinámicos debidos a vibraciones, impacto, frenaje o aceleración inducidos

por el funcionamiento de la máquina o equipo.

- Efectos del Sismo Básico de Operación

c. Cargas accidentales. No se deben al funcionamiento propio de la construcción y

pueden alcanzar valores significativos solo durante lapsos breves. Incluyen:

- Efectos del Sismo de Parada Segura

- Cargas de montaje

- Carga de nieve, explosiones o incendio.

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Combinaciones de Acciones.

Las acciones se combinan para obtener dos tipos de acciones combinadas:

a. Acciones normales, que son combinaciones de acciones de

carácter permanente y variable.

b. Acciones aumentadas, que son la combinación de acciones

normales y una única accidental.

No es necesario considerar acciones accidentales formando combinación.

Estados Límite.

En el diseño de estructuras para edificios, se consideran dos tipos de estados límite:

1. El estado límite de trabajo, que viene determinado sobre la base de los criterios

aplicables a la capacidad de funcionamiento o a las características de durabilidad

bajo acciones normales.

2. El estado límite extremo, que viene determinado sobre la base del riesgo de falla,

grandes desplazamientos plásticos o esfuerzos comparables a la falla bajo

acciones aumentadas.

Bases de Diseño Civiles

Consideraciones Generales.

Todas las estructuras de acero se diseñarán y construirán de acuerdo a la

especificación “Load and Resistance Factor Design for Structural Steel Building” del

AISC. Las presiones admisibles sobre el suelo se verificarán para las cargas reales.

Las estructuras de concreto reforzado se diseñarán con el Reglamento del ACI-318 por

el método de resistencia última y construir con la especificación ACI-301, ambos en su

última edición.

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Combinaciones de Cargas.

Para aquellas combinaciones de cargas que incluyan viento, adicionalmente, se

revisará la estabilidad de la estructura con ausencia de carga viva cuando ésta

contribuya a contrarrestar efectos desfavorables.

Combinaciones de Cargas para Estructuras de Concreto.

Las combinaciones de cargas para diseño de estructuras de concreto para edificios, se

deben realizar conforme a lo establecido en el Reglamento de las Construcciones de

Concreto Reforzado (ACI-318 última edición).

Combinaciones de Cargas para Estructuras de Acero.

Las combinaciones de cargas para diseño de estructuras de acero para edificios, se

harán de acuerdo con los requerimientos de la Especificación “Load and Resistance

Factor Design for Structural Steel Building” del AISC.

Factor de Seguridad.

Todas las estructuras, excepto los muros de retención se diseñarán con factor de

seguridad mínimo, tal como se indica a continuación:

Volteo 2,00

Deslizamiento 2,00

Flotación 1,50

Flotación 2,00 para suelo cohesivo

Las condiciones anteriores, se revisarán para las combinaciones de carga de tal forma

que se analicen los efectos más desfavorables.

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Los muros de retención se diseñarán con los siguientes factores de seguridad:

Operación Accidente

Volteo 2,0 1,5

Deslizamiento 1,5 1,2

Flotación 1,5

Flotación 2,0 Para suelo cohesivo

Diseño por Sismo.

El sitio de la Terminal se localiza en la Zona Sísmica “D” de acuerdo a la

regionalización sísmica de la República Mexicana, establecida en el Manual de Diseño

de Obras Civiles de la Comisión Federal de Electricidad, a cuya sismicidad contribuyen

la sismicidad local de al menos diez de las provincias sísmicas, en que por sus

características tectónicas se halla dividido el territorio del país, razón por la cual el

sismo de diseño que actúe sobre las diversas instalaciones de la Terminal, se

determinará mediante un Estudio de Riesgo Sísmico específico del sitio.

Este Estudio de Riesgo Sísmico establecerá los valores de las aceleraciones del

terreno sobre una base probabilística correspondientes al sismo de parada segura y al

sismo básico de funcionamiento, de acuerdo a los lineamientos de la norma UNE EN

1473, “Instalaciones y equipos para gas natural licuado. Diseño de las instalaciones

terrestres”.

Los efectos del sismo de diseño sobre los edificios se cuantificarán mediante un

análisis espectral modal. Los edificios se diseñarán para que mantengan su integridad

bajo un sismo de parada segura.

Los efectos del sismo de diseño sobre los tanques considerarán tanto las acciones

hidrodinámicas debidas a los movimientos convectivos e impulsivos del líquido

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almacenado, como las acciones debidas a la inercia de la masa del conjunto. Se

considerará la interacción líquido-tanque, para tomar en cuenta la flexibilidad de las

paredes del tanque. Los efectos de la flexibilidad del suelo se cuantificarán mediante un

análisis de interacción suelo-estructura.

Los efectos del sismo de diseño sobre estructuras de retención de tierras se

determinarán mediante un análisis dinámico, para lo cual se determinarán las

respuestas modales del relleno y combinarse para obtener las respuestas de diseño,

mediante la regla de la raíz cuadrada de la suma de los cuadrados de las respuestas

modales máximas.

Como mínimo se considerarán los cinco primeros modos. A estos efectos se sumarán

los debidos a la inercia de la masa del muro. Mediante la selección del material de

relleno y el diseño apropiado de drenajes, se eliminarán los efectos hidrostáticos e

hidrodinámicos sobre las estructuras de retención. Cuando lo anterior no sea posible,

estos efectos se tomarán en cuenta en el diseño de las estructuras.

Diseño por Viento.

La velocidad del viento de diseño se calculará con base a la velocidad regional definida

como la máxima velocidad media probable que pueda presentarse en la región,

asociada con ráfagas de 3 segundos de duración, que tenga una probabilidad de

excedencia durante una vida útil de las instalaciones de 50 años correspondiente a un

intervalo de recurrencia de 200 años.

El diseño por viento cumplirá con los siguientes requisitos mínimos:

- Las construcciones se analizarán suponiendo que el viento puede actuar por lo

menos en dos direcciones horizontales perpendiculares e independientes entre

sí.

- Los factores de carga y resistencia serán los establecidos en las bases de

licitación.

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- La seguridad contra el volteo de las construcciones se analizará suponiendo

nulas las cargas vivas que contribuyen a disminuir este efecto y no será menor

que 2.

- La seguridad contra el deslizamiento no será menor que 2 y se determinará

suponiendo nulas todas las cargas vivas.

- En las estructuras permeables, se tomará en cuenta adicionalmente al efecto

de las presiones exteriores, el efecto de las presiones interiores.

- Durante la construcción se garantizará la seguridad de las estructuras bajo la

acción de un viento de diseño, cuya velocidad corresponda a un período de

retorno de 10 años. Esta condición se aplicará a estructuras provisionales que

permanecerán un tiempo menor o igual a seis meses.

Se tomarán en cuenta los siguientes efectos del viento sobre las estructuras e

instalaciones:

- Empujes medios. Son los causados por presiones o succiones del flujo de

viento prácticamente laminar, tanto exteriores como interiores, y cuyos efectos

son globales y locales. Se considera que estos empujes actúan en forma

estática, ya que su variación en el tiempo es despreciable. Estos empujes se

aplican a estructuras poco sensibles a ráfagas del viento, que son aquellas

cuya relación de aspecto, definida como la relación entre la altura y la menor

dimensión en planta, es mayor o igual a 5 y cuyo período natural de vibración

es menor o igual a 1 segundo.

- Empujes dinámicos en la dirección del viento. Consisten en fuerzas dinámicas

paralelas al flujo principal causadas por la turbulencia del viento y cuya

fluctuación en el tiempo influye de manera importante en la respuesta

estructural. Estas acciones se aplican a estructuras que por su alta relación de

aspecto o las dimensiones reducidas de su sección transversal son

especialmente sensibles a ráfagas de corta duración (entre 1 y 5 segundos) y

cuyos períodos naturales largos, favorecen la ocurrencia de oscilaciones

importantes en la dirección del viento.

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- Vibraciones transversales al flujo. La presencia de cuerpos cilíndricos o

prismáticos dentro del flujo de viento, genera entre otros efectos, el

desprendimiento de vórtices alternantes, que a su vez provocan sobre los

mismos cuerpos, fuerzas y vibraciones transversales a la dirección del viento.

Estas acciones se presentan en construcciones y elementos aproximadamente

cilíndricos o prismáticos esbeltos, como chimeneas, tuberías exteriores o

elevadas, arbotantes para iluminación, postes de distribución y cables de líneas

de distribución.

La presión de diseño que actúa sobre los diversos elementos estructurales, depende

de la presión dinámica de base que se calcula como mas adelante se indica, y de

factores que dependen de la forma y dimensiones del elemento, así como de la

posición de este sobre la estructura. Estos factores, así como los que aparecen en las

expresiones para calcular las variables que determinan la presión dinámica de base, se

determinarán de acuerdo con los lineamientos establecidos en el capítulo C.1.4 “Diseño

por Viento”, del Manual de Diseño de Obras Civiles de la Comisión Federal de

Electricidad.

Velocidad de diseño.

rrzctd VFFFV =

Donde:

Ft Factor de topografía

Fc Factor de tamaño

Frz Factor variación con la altura

Vr Velocidad regional (Km./hora)

Factor de corrección por altura y temperatura del sitio.

τ+Ω

=273

392,0G

Donde:

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Ω presión barométrica en mm de mercurio

τ Temperatura ambiente en °C

Presión dinámica de base

2dz GV0048,0q =

Materiales.

Todas las especificaciones de materiales estarán de acuerdo con las Normas ASME /

ASTM y éstas serán mandatorias. Es aceptable trabajar, cuando así se requiera, sobre

los equivalentes a ASME / ASTM.

Limites de Esfuerzos.

Los límites de esfuerzos permisibles para los equipos mecánicos estarán de acuerdo

con las Normas y Códigos listados anteriormente.

Sistema de Almacenamiento del GNL.

El diseño y construcción de los tanques será del tipo “Full Containment” (contención

total) apegándose a la norma API 620 y demás que sean aplicables de acuerdo a las

prácticas internacionales reconocidas.

Estación de Medición, Regulación y Control.

Las EMRyC se diseñarán como instalaciones convencionales superficiales con normas

reconocidas para seguridad, facilidad en la operación, mantenimiento y disponibilidad,

cumplirán con las normas oficiales mexicanas aplicables, normas y procedimientos de

CFE con los códigos y normas internacionales aplicables en sus últimas ediciones,

particularmente el API-RP 500, ASME B31.8 y el NEC.

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Diseño de las obras de infraestructura portuaria.

Las principales obras de infraestructura portuaria son las siguientes:

• Obras de dragado y excavación en la Barra de Campos y el mar para el canal de

acceso y dársena de maniobras

• Construcción de taludes en el canal de acceso y la dársena de ciaboga

• Construcción de muelle y obras complementarias

• Excavación y obras de dragado para boca toma, el canal de acceso, dársena de

maniobras y muelle.

• Construcción de puente para reubicación de vialidades: ferrocarril y carretera y

obras asociadas (ductos) en la zona de canal de Tepalcates.

• Construcción de puente para ferrocarril y carretera en la boca del Canal

Tepalcates con la Laguna de Cuyutlán.

Obras de dragado.

El cuerpo de agua donde se realizarán las actividades de dragado es en la Barra de

Campos y la zona del Canal de Tepalcates que comprende el canal de acceso, (Ver

los arreglos Base, Alternativa 1 y Alternativa 2 “Omega” de la TGNLM). El dragado

tiene por objetivo construir el canal de acceso de los buques metaneros a la dársena de

ciaboga y al muelle de la TGNLM.

Se estima que se dragará hasta la profundidad de 15 metros, ya que el calado máximo

de los buques metaneros que arribarían a la TGNL es de 12,3 m.

Con base en la caracterización y fronteras de los diversos materiales a dragar, y

considerando el apoyo de sondeos físicos en el sitio y los estudios geofísicos

correspondientes, el dragado se realizará de la siguiente manera:

_____________________________________________________________________________




• Canal de acceso y dársena de maniobras. Debido a que el sustrato está

compuesto de material granular el dragado se realizará por medio de dragas

adecuadas para este fin.

• La ubicación de las zonas de tiro del material de dragado será determinada con

base en el reglamento para prevenir y controlar la contaminacion del mar por

vertimiento de desechos y otras materias, decretado en el Diario Oficial de la

Federación, 23 de enero de 1979.

La zona afectada por las actividades de dragado del proyecto de la TGNL Manzanillo

son el área delimitada como dársena de ciaboga y canal de acceso mostrados en los

arreglos Base, Alternativa 1 y Alternativa 2 “Omega” de la TGNLM.

Construcción de taludes en el canal de acceso y la dársena de ciaboga

La geometría de los taludes del canal de acceso se estima en una relación 5V:1H. La

dársena de ciaboga de la TGNL tendrán taludes con una geometría 5H: 1V sin

embargo, el contratista ganador debe garantizar la estabilidad de los taludes del canal

de acceso y dársena interior, así como la zona del muelle.

Obras de protección (escolleras).

En cada uno de los tres arreglos, para proteger el canal de navegación de oleajes y

corrientes, además de permitir la entrada y salida de las embarcaciones, se construirán

dos escolleras a base de enrocamiento en sus partes constitutivas, a excepción de la

coraza que comprenderá elementos prefabricados de concreto de manera que resistan

las acciones del oleaje de manera segura y confiable, y no sufran daños que no

permitan el acceso de embarcaciones. Estas escolleras estarán desplantadas a una

profundidad tal que permita la protección del canal de navegación al azolve y a la

entrada y salida de embarcaciones.

_____________________________________________________________________________




El sistema constructivo considerado es el acarreo de material pétreo mediante

camiones de volteo para ir conformando la parte central de las escolleras (núcleo);

posteriormente este núcleo se irá recubriendo con el material de capa secundaria y

finalmente con la colocación de los elementos de coraza, que serán prefabricados y

colocados con grúa. El tamaño de los elementos del núcleo será de diámetros

pequeños de manera que conformen una estructura estable; como capa intermedia se

considerarán rocas dentro de un rango que cumplan con el objetivo de servir como filtro

que evite que emigren los elementos del núcleo, y finalmente los elementos de coraza

que serán los que finalmente resistan los embates del oleaje. Las características

específicas de los elementos constitutivos de las escolleras serán determinadas

cuando se tenga el diseño definitivo del proyecto y serán responsabilidad del contratista

ganador.

Muelle.

La superficie del muelle será determinado por el contratista que ejecutará la obra y

quedará comprendido en el área adjunta en que se construirán las instalaciones de la

TGNL Manzanillo.

Con base en el análisis del tráfico y el tipo de carga, se ha determinado que sea un

muelle fijo tipo marginal. Esta estructura estará conformada por los siguientes

elementos:

• Plataforma de operación

• Elementos de atraque y amarre

• Acceso principal

• Accesos secundarios

La definición del tipo de muelle, de la geometría, de sus componentes y del tipo de

cimentación será propuesta por el contratista responsable de la ejecución del proyecto,

tomando en cuenta los requerimientos del buque de diseño.

Se estima que los elementos principales constitutivos del muelle serán de concreto.

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El muelle tendrá una profundidad de 15,0 metros sobre el nivel de bajamar medio

inferior.

Se estima una infraestructura para poder recibir buques con capacidades de 200 000

m3. con dimensiones máximas de hasta 345 m de eslora, 51 m de manga y 12,3 m de

calado.

Modificación de la boca de intercomunicación lagunar marítima.

La bocana es la entrada de mar abierto a la zona abrigada y estará limitada por las

escolleras anteriormente descritas. Entre estas se localiza el canal de navegación, que

en el arreglo Base, está orientado en la dirección aproximada de S 25° E, mientras que

en los arreglos Alternativa 1 y Alternativa 2 “omega” su orientación sigue el actual trazo

del canal de Tepalcates. En los tres arreglos el canal tendrá un ancho de plantilla de

250 m y una longitud de 1 170 m para el arreglo Base, 895 m para el arreglo Alternativa

1 y 1982 para la Alternativa 2 “Omega” a partir de la cota batimétrica –15,0 m, que es la

profundidad que tendrá el canal. El canal está diseñado para una sola vía. Se

contempla construir los taludes del canal con una pendiente de 1 vertical y 5 horizontal

(5:1), en función del estudio de mecánica de rocas.

Desvío de vialidades (vía de ferrocarril, tramo carretero), gasoducto y acueducto En los tres arreglos, de manera preliminar se consideró para la cuantificación del

diseño de la sección del camino común (ferrocarril y carretera) el nivel del terreno

natural +2 m, por lo que la rasante del camino se estableció a la elevación +4.0 m.

El material necesario para la construcción del terraplén, será de origen de bancos de

material autorizados actualmente para su explotación.

El material necesario para la construcción del terraplén, será de origen de bancos de

material autorizados actualmente para su explotación. Además del desvío de la

parte terrestre se contempla para los arreglos Base y Alternativa 1 construir un

_____________________________________________________________________________




puente sobre el canal de Tepalcates, cerca de la parte interior de la Laguna de

Cuyutlán, pero en terreno firme y para el Arreglo Alternativa 2 un terraplén en una

parte del Vaso II de la Laguna.. Esta nueva infraestructura tendrá incluida la vialidad

para el ferrocarril, carretera, acueductos y todos aquellos servicios que hayan sido

modificados por el proyecto de la TGNLM

I.1.3 PROYECTO MECÁNICO. En la fase inicial de la primera etapa, la TGNL de Manzanillo contará con 2 tanques de

almacenamiento de contención total: T1 y T2; cada uno con una capacidad de 165,000

metros cúbicos, constan de un tanque metálico interior al 9 % de Níquel y de un tanque

exterior de concreto pretensado con tapa y fondo de concreto reforzado.

Los tanques tendrán una presión de diseño mínima de -5 y máxima de 290 mbarg

(presión en milibares manométrica) y una velocidad de fuga térmica de diseño de

0.05% del contenido del tanque por día (basado en un tanque lleno de metano líquido).

Todas las conexiones de llenado y vaciado serán a través del techo.

Están previstas 3 bombas dentro de cada tanque:

- 2 en operación del 50% (BBP-A/B para T1, BBP-D/E para T2) y

- 1 como respaldo del 50%(BBP-C para T1, BBP-F para T2).

Así mismo se contará con el siguiente equipo:

- 1 Descargadera de GNL, para llenado de los tanques de almacenamiento

de la TGNL, que contará con: 3 brazos de descarga de gas natural

licuado, uno de ellos es híbrido (descarga de líquido/vapor) y 1 brazo de

retorno de vapores.

- 1 tambor de drenado y retorno de vapores, en el cual se colecta el GNL

que se encuentra en los brazos de descarga cuando la operación de

descarga ha terminado.

- 1 cilindro receptor de baja presión

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- 1 tanque de succión del compresor

- 1 recondensador

- 1 compresor de dos etapas

- 3 vaporizadores tipo ORV para operación normal.

- 1 vaporizador adicional como respaldo.

- 4 bombas para agua de mar (3 en operación normal y una de respaldo)

- 1 cilindro receptor de alta presión

- 4 bombas de GNL de alta presión (3 en operación normal y una de

respaldo)

- 1 venteo de alta presión

- 1 venteo de baja presión, el cual brinda protección a los tanques de

almacenamiento contra la sobrepresión, si la presión de los tanques

excede el límite máximo de operación de 280 mbarg.

En la segunda etapa se incrementará el siguiente equipo:

- 1 tanque de almacenamiento de contención total: T3 con una capacidad

de 165,000 m3.

- Están previstas 3 bombas dentro del tanque, 2 en operación del

50%(BBP-G/H) y 1 como respaldo del 50%(BBP-I).

- 1 tanque de succión del compresor

- 1 compresor de dos etapas

- 2 vaporizadores tipo ORV en operación normal.

- 2 bombas para agua de mar (en operación normal)

- 2 bombas de alta presión (en operación normal)

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Para la operación del gasoducto, la infraestructura necesaria se reduce básicamente a

las trampas de envío y recibo de diablos y a las Estaciones de Medición, Regulación y

Control (EMRyC) de gas a localizar en el origen y el destino.

El detalle de la EMRyC de la Terminal de Gas Natural Licuado depende del prestador

de servicios pero deberá contar al menos con lo indicado para la estación de medición,

regulación y control del complejo Manzanillo:

Esta cuenta inicialmente con un tren de filtración en donde se eliminará la posible

humedad en el gas con un 99% de eficiencia, posteriormente el gas pasa a regulación

donde se cuenta con sensores de temperatura y presión, se mide utilizando medidores

ultrasónicos para finalmente analizarse en un cromatógrafo de gases. Por medio de los

instrumentos mencionados los patines de medición están registrando constantemente

el flujo en condiciones en forma continua y en tiempo real, además de monitorear la

calidad del gas de salida en la TGNL.

La tubería contará a su vez con una ramificación que permitirá realizar el envío de

raspadores o “diablos”.

Dentro de la EMRyC se tienen unos filtros coalescentes de alta eficiencia que

garantizarán que el gas sea seco. Estos filtros están divididos internamente en dos

zonas, una zona donde se encuentra el medio filtrante y otra en donde coalescen los

líquidos.

El gas entra a las unidades y fluye a través de los elementos filtrantes en donde las

partículas sólidas y algunas líquidas quedan atrapadas tanto en el interior como en el

exterior de los mismos, el líquido cae por gravedad en la primera sección de una pierna

recolectora de condensado; el gas pasa a la zona de coalescencia en donde se

retienen las partículas líquidas restantes con un eliminador de niebla tipo “vane”,

colectándose en la segunda sección de la pierna de condensados del filtro.

_____________________________________________________________________________




I.1.4 PROYECTO ELÉCTRICO. Las cubiertas de los dispositivos eléctricos cumplirán con la norma NEMA ICS6 y el

alambrado y protección con la norma NFPA70 (Código NEC440).

Los controles del proceso serán energizados electrónicamente.

Los tableros contendrán todos los dispositivos necesarios para el control y protección

de los motores y sistemas que se requieran en la Terminal.

Sistema de Subestación de 230 kV.

Se instalará una subestación del tipo Encapsulado en gas SF6 a la cual se conectarán

dos líneas de transmisión provenientes, una de la subestación Colomo, y la otra de la

subestación Tapeixtles.

También se considerarán los siguientes conceptos:

- Protección contra descargas atmosféricas, para los transformadores

principales, considerando además una distancia de fuga de 31 mm/kV

fase- fase en sus aislamientos externos.

- La subestación encapsulada en gas SF6 será controlada localmente en el

cuarto de control de esta subestación, así como en forma remota desde el

Área de Control correspondiente de la Comisión.

.

Sistema de Protección Catódica.

Se usará el sistema de camas de ánodos superficiales, remotas y/o profundas a través

de corriente impresa en tuberías enterradas, fondo exterior de tanques de

almacenamiento interior y exterior en tanques de almacenamiento de electrólitos

corrosivos.

La utilización de ánodos de sacrificio se emplean para la protección de superficies

metálicas interiores que manejen aguas dulces o negras, equipos cuyos componentes

requieran de esta protección, tuberías enterradas y fondo exterior de tanques de

_____________________________________________________________________________




almacenamiento, para estos dos últimos conceptos se debe demostrar con un estudio la

utilización de ánodos de sacrificio en vez de corriente impresa.

Para ambos métodos de protección, se diseñará este sistema, con una duración de

tiempo similar al periodo de vida de la Terminal de Gas Natural Licuado.

Se protegerá catódicamente a los siguientes equipos y estructuras, en la inteligencia de

que si otros equipos o estructuras lo requieren deberán considerarse:

- Tubería enterrada o sumergidas (ferrosas).

- Gasoducto que va de la TGNL al CT Manzanillo

- Fondo exterior de tanques de almacenamiento. (independientemente del

tipo de cimentación construida en su base externa, se implementará

protección catódica).

- Interior y exterior de tanques de almacenamiento de electrólitos

corrosivos.

- Sistema de tratamiento de aguas negras.

- Sistema de limpieza mecánica de obra de toma.

- Pilotes de acero.

- Bombas.

Los elementos difusores de corriente que se instalan subterráneos, sumergidos o

embebidos, son metálicos, clasificados como "ánodos insolubles"; se instalan con un

relleno o completamente desnudos, su conductor o alimentador al ánodo es cable de

cobre con aislamiento de alto peso y densidad molecular éste conductor es para

instalarse directamente enterrado o directamente soldado sobre el equipo o estructura a

proteger.

Los rectificadores estarán contenidos en gabinetes metálicos para montaje en pedestal,

formando una sola unidad de una o varias secciones, en donde se alojan

transformadores de control, transformadores reductores, puentes de rectificación,

_____________________________________________________________________________




instrumentos de medición, fusibles, reguladores de corriente o potencial, resistencias

variables, resistencias calefactoras, etc.

La tensión de alimentación para los rectificadores es 480 VCA, 3 fases, 60 Hz. que

proviene de un CCM, o de otra fuente de alimentación en CA.

Los rectificadores estarán distribuidos tomando en cuenta el equipo o estructura a

proteger o por la posición de las camas de ánodos a alimentar. Todos los rectificadores

serán para servicio interior y estarán alojados dentro de casetas o cuartos totalmente

cerrados, en donde se defina la localización de equipo a prueba de explosión; el o los

rectificadores serán adecuados para ésta clasificación.

Sistema de Tierras y Pararrayos.

Se diseñará una red de conexión a tierra principal, tomando en consideración el área

total del bloque de fuerza que abarcará la Terminal de Gas, equipos auxiliares y

subestación encapsulada en gas SF6 de 230 kV.

La red estará formada por cables de cobre desnudo calibre 4/0 AWG, como mínimo,

considerando cable calibre 2/0 AWG para la conexión a tierra de las bases de los

equipos y estructuras metálicas, incluyendo también, varillas Copper weld (electrodos),

soldaduras exotérmicas para conexiones fijas, y mecánicas para equipos móviles,

enterrado a poca profundidad del nivel del suelo, el mínimo a 60 cm. La red de tierras

será adecuada para dar seguridad al personal y equipos eléctricos de gradientes de

potencial y sobre tensiones peligrosas.

Para el sistema contra descargas atmosféricas será necesario conectar a la red general

de tierras los pararrayos por medio de un conductor de cobre desnudo temple suave de

calibre 4/0 AWG. Asimismo estará protegido contra rayos las siguientes instalaciones:

tanques y accesorios-los brazos de carga (descarga)-edificios, etc. de la Terminal de

gas natural licuado.

Se considerarán los siguientes factores para realizar el diseño de la red de tierras

principal:

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a) Resistividad de suelo tanto en temporada de lluvia como de sequía.

b) Aportación máxima de corriente de corto circuito monofásica suministrada por el

sistema.

El valor de la medición de la resistencia a tierra de la red instalada debe ser menor o

igual a un (1) ohm.

Se considerará una red preferencial de tierras y conectarla a la red general, esto de

acuerdo a lo indicado en la última edición de las normas IEEE 1100 y IEEE 1050.

Debe entenderse por “Red Preferencial de Tierras”, a la red exclusiva para tierras del

equipo electrónico de los nuevos sistemas de control, computo, comunicación, a la que

sólo deben conectarse tarjetas y/o equipo electrónico. Las estructuras o gabinetes de

estos sistemas, se deben conectar a la red general de tierras de la Terminal de Gas.

Características Generales.

Los parámetros generales que cumplirán estos sistemas son lo siguientes:

- Elevación de la tensión en la superficie del suelo: 5 kV.

- Resistencia a tierra máxima permitida: 5 kV/Icc, donde Icc es la corriente

de corto circuito monofásica del sistema.

- Amplitud de la corriente de rayo (mínima): 5 kA.

- Se considerará el riesgo de falla global para la TGNL de una descarga por

cada 20 años. Excepto para los tanques de almacenamiento para los

cuales se considerará una descarga por cada 10 años.

- Altura mínima de las partes de pararrayos, de acuerdo con la Norma

NFPA78.

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Normas Aplicables.

Tanto el diseño y las pruebas de la red de tierras principal, como la red preferencial y el

sistema de protección contra descargas atmosféricas de la TGNL, cumplirán con las

siguientes Normas:

- Sistema de tierras.

ANSI/IEEE-32,80, 81, 142, 665, 1050, 1100

ASTM 657-95a

- Sistema contra descargas atmosféricas.

NFPA-70

NFPA-781-F93TCD

NFPA-780

DIN 57185 Partes 1, 2

I.1.5 PROYECTO DEL SISTEMA CONTRA-INCENDIO. Deberán estar disponibles en lugares estratégicos extintores portátiles o de manguera

recomendados por fabricantes de equipos contra incendios de gas. Estos extintores

deberán cumplir y ser mantenidos en cantidad y capacidad de acuerdo con las normas

aplicables y con el visto bueno de la Comisión Federal de Electricidad y de conformidad

con la normatividad internacionalmente reconocida.

El sitio será acondicionado para ser accesible por mar, aire y tierra en cualquier

condición climática para seguridad del personal y de la Terminal en la eventualidad de

un incendio o accidente.

Deben implantarse medidas para disminuir la radiación térmica debida a un incendio,

tales como calcular las distancias de la radiación térmica mediante la utilización de

modelos considerando condiciones críticas de velocidad y dirección del viento,

temperatura atmosférica y humedad; dichas distancias deberán ser validadas mediante

_____________________________________________________________________________




datos de pruebas experimentales apropiadas para el tamaño y las condiciones del

peligro por evaluar.

Todo el equipo que opera con fuego y otras fuentes de ignición debe ubicarse al menos

a 15 m de cualquier área de retención o sistema de drenaje de GNL.

El alcance del sistema de protección será el siguiente:

• Equipo necesario para la detección y control de incendios, derrames y fugas

de GNL, líquidos inflamables o gases inflamables e incendios potenciales.

• Métodos necesarios para aislar el equipo y estructuras de los efectos de la

exposición al fuego.

• Sistemas de agua para protección y combate contra incendios.

• Extintores y demás equipo contra incendios.

• Equipo y procesos que se incorporarán en el sistema de Paro de

Emergencias (PDE), incluyendo el análisis de subsistemas, si existen, y la

necesidad de equipos específicos de despresurización durante una

emergencia por incendio.

• Tipo y ubicación de los sensores necesarios para iniciar la operación

automática del sistema PDE o de sus subsistemas, así como para dar señal

de alarma local y remota al cuarto de control.

• Equipo de protección manual sobre entrenamiento especial y características

requeridas para las respectivas tareas de emergencia.

• Dique de contención terciaria para cada tanque de almacenamiento de GNL

• Dique de contención en el área de regasificación de GNL

• Barda perimetral del predio de la Terminal para resistir una radiación de

hasta 25 kW/m2

_____________________________________________________________________________




En caso de emergencia, el sistema PDE cerrará la fuente de suministro de GNL,

líquidos y gases inflamables. El sistema PDE parará la operación de cualquier equipo

cuya operación continua pueda aumentar o sostener la condición de emergencia.

Los sistemas PDE estarán basados en diseño a prueba de falla o se instalarán,

localizarán o protegerán para minimizar la posibilidad de que no funcionen en caso de

una emergencia o falla en el sistema de control normal.

Los sistemas de paro de emergencia que no sean del tipo a prueba de falla tendrán

todos sus componentes ubicados a menos de 15 m del equipo a controlar, de tal forma

que se instalen donde no puedan quedar expuestos a un incendio y/o protegidos contra

falla debida a la exposición al fuego, durante un mínimo de 10 minutos.

El inicio de él o los sistemas de paro de emergencia puede ser manual, automático, o

manual y automático, dependiendo de los resultados de la evaluación de riesgo que se

efectué. Los actuadores manuales deben estar en zonas accesibles durante una

emergencia, deben estar a un mínimo de 15 m del equipo que sirven y se deben indicar

sus funciones designadas en forma distintiva y resaltada.

Aquellas zonas, incluyendo los edificios cerrados, que tengan potencial de tener

concentraciones peligrosas de gas inflamable, de GNL o de derrames de GNL, o de

incendio, deben ser vigiladas, de conformidad con los estudios de evaluación de riesgo.

Los sensores de baja temperatura y sistemas de detección de gas inflamable en las

zonas estarán activados permanentemente y deberán accionar una alarma audible y

visual en el centro de vigilancia permanente de la TGNL. Los sistemas de detección de

gas inflamable activarán dicha alarma antes de que la concentración de gas exceda

25% del límite inferior de inflamabilidad del gas o vapor que se vigila.

Los detectores de fuego activarán una alarma en la Terminal y en el centro de

vigilancia permanente de la Terminal. Además, se puede permitir que los detectores de

fuego activen partes del sistema de paro de emergencia.

La Terminal contará con un sistema de suministro, distribución y aplicación de agua

contra incendios para protección contra la exposición al fuego, para enfriar los tanques

_____________________________________________________________________________




de almacenamiento, equipo y tubería, y para el control de fugas y derrames sin

ignición.

Estarán disponibles en ubicaciones estratégicas dentro de la Terminal de GNL y de

acuerdo con la evaluación de riesgos antes mencionada, extintores portátiles o sobre

ruedas de polvo químico seco recomendados por el fabricante para combatir incendios

por gas natural.

Se preparará e implantará un programa de mantenimiento continuo para todo el equipo

contra incendio de la Terminal.

Estarán fácilmente disponibles al menos tres indicadores portátiles de gas inflamable

en la Terminal.

Por lo general no se extinguirán incendios de gas, incluyendo de GNL, sino hasta haber

cerrado la fuente del combustible, a menos que el incendio provoque un riesgo mayor

que la dispersión del gas.

Se suministrarán los medios adecuados para evitar una exposición fuera del límite

aceptable, ya sea por medio de cortinas de agua, sistemas de inundación, espuma o

aislamiento.

Estarán protegidos de radiación térmica todos los depósitos y equipos, incluyendo

válvulas y tuberías, que contengan cantidades de GNL que pudieran provocar un

accidente debido a exposición de radiaciones térmicas.

Se instalarán sistemas fijos de detección de fugas por medio de detectores de frío y

detectores de gas, que tengan acción efectiva para detener la fuente de fuga en todas

las zonas donde, debido al análisis de riesgo, sea requerido aislar las secciones

correspondientes de la Terminal, suprimir las fuentes de ignición y cortar el flujo de la

sustancia inflamable de las proximidades, en especial los equipos que operen con

flama. Los sistemas de detección darán aviso al cuarto de control, a su vez, el cuarto

de control tendrá capacidad de enviar señal de cierre al flujo del fluido inflamable para

los dispositivos que delimiten la sección o secciones afectadas en forma remota

automática o manual.

_____________________________________________________________________________




Será suministrado un sistema de detección de humos y llamas el cual enviará señal

de alarma, en caso de declararse un incendio, al cuarto de control de la Terminal y a su

vez señal de cierre de seguridad a las válvulas de cierre mas próxima a la zonas

afectadas, con la finalidad de cortar el suministro del fluido inflamable. Los detectores

de humo, deberán ser capaces de estabilizar su sensibilidad con respecto a variaciones

de presión, humedad y temperatura y, estar equipados con temporizadores para

minimizar falsas alarmas. Los detectores de llama deberán ser de tipo UV/IR. Todos los

detectores antes mencionados se diseñarán, instalarán y mantendrán de acuerdo con

las normas apropiadas.

Se suministrará agua, así como un sistema de distribución y aspersión de agua con tal

de proveer protección por exposición a fuego o radiación de los tanques de doble pared

auto-contenidos, equipos y tubería; además de controlar derrames y fugas de GNL

como se especifica en la NFPA 59A, Sección 9.4, a menos que debido a la evaluación

de riesgos indique que el uso de agua es innecesario.

El sistema de agua contra incendio incluirá como mínimo 2 bombas de agua contra

incendio, las cuales dispondrán de fuentes de energía independientes de manera que

cada bomba pueda suministrar toda la capacidad requerida, aún en caso de

indisponibilidad de una de las bombas.

Las redes de agua contra incendio que suministren en las secciones de la Terminal que

contengan fluidos inflamables y que se determinen de acuerdo a la evaluación de

riesgos su protección, se mantendrán cebadas y con una presión mínima en todos los

puntos mediante una bomba presurizadora jockey.

El sistema contra incendio será a base de agua cruda suministrada de un tanque de

almacenamiento de doble propósito, es decir, para agua de servicios y contra

incendios; así mismo se tendrá respaldo con agua de mar como suministro secundario,

contando para ello con una derivación de la obra de toma, de la cual se suministrará el

agua de mar requerida por el sistema mediante 2 bombas contra incendio tipo vertical,

con fuente de energía independiente como respaldo para combatir incendios de gran

_____________________________________________________________________________




magnitud, para los cuales el suministro de agua cruda sea insuficiente, es decir, para

combate de incendios cuya duración sea mayor a 2 horas.

Los sistemas de suministro de agua serán capaces de suministrar, a la presión de

trabajo del sistema de lucha contra incendios, un caudal de agua no inferior al que

requiere el sistema de lucha contra incendios que intervenga en el incidente singular

máximo previsto, todo de acuerdo con la normatividad vigente en la materia.

La Terminal de GNL será equipada con sistemas de drenaje que sean capaces de

evacuar los volúmenes de agua generados por el sistema de agua contra incendio.

Las fugas de los líquidos inflamables procedentes de los equipos, tuberías y accesorios

deberán conducirse de forma segura a una contención remota, la cual deberá estar

protegida contra incendio por medio de un sistema de espuma contra incendio con un

rango de expansión adecuada para el GNL, la cual será compatible con polvo químico

extintor utilizado para incendios en áreas de retención de GNL, debiendo reducir la

radiación de calor en aproximadamente un 90%, tomando en cuenta la destrucción de

la espuma debido al fuego.

Las áreas que se considerarán para contención de derrames y fugas de GNL cuando,

por el análisis de riesgo así lo requiera son: las áreas de proceso, área de vaporización,

áreas de almacenamiento y áreas de transferencia.

El cuarto de control estará protegido con un sistema de protección de inundación total a

base de gases limpios, cumpliendo con lo especificado en las normas NFPA, última

edición.

Se instalarán dispositivos de seguridad que permitan cubrir los riesgos de sobrepresión

interna de los equipos por exposición al fuego.

Los atributos de protección contra incendios de la Estación de Medición, Regulación y

Control de la TGNL y de la estación del complejo Manzanillo se basan principalmente

en funciones y prestaciones pasivas de diseño de los equipos de la estación. Las

capacidades de detección y extinción de incendio se suministran a un nivel acorde con

el riesgo percibido de incendio en estas instalaciones.

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Protección Pasiva.

El diseño de las instalaciones de la estación de medición incluye las siguientes

características pasivas de protección contra incendio.

1. Materiales no combustibles o retardadores de fuego utilizados para equipos

permanentes de planta y componentes hasta el máximo que sea práctico.

2. Los edificios con equipos eléctricos y electrónicos de la estación que contengan

la mayoría de los equipos eléctricos y contactos de arco eléctrico estarán

situados en áreas del sitio consideradas no clasificadas por la Norma API RP-

500.

3. Los equipos eléctricos instalados en las áreas de proceso considerados

eléctricamente clasificados por la Norma API RP-500 estarán diseñados según

artículo 500 de NFPA 70. Esto minimiza el potencial de una explosión del

sistema del canal eléctrico que descargue una energía suficiente para prender

una atmósfera circundante potencialmente combustible o explosiva.

4. Los equipos y estructuras de proceso estarán instalados de acuerdo con las

pautas de NFPA 780.

5. Los equipos metálicos no portadores de corriente estarán con puesta a tierra de

acuerdo con NFPA 70.

6. Sistema de detección y Monitoreo de Tsunamis locales y medios. Parámetros

meteorológicos

Se instalará un sistema de detección y monitoreo de tsunamis locales y medios,

similar al instalado en El Sauzal B.C., mediante boyas oceanográficas

instrumentadas en las costas de Manzanillo, que sirva como sistema de alerta

temprana en tiempo real. El cual debe estar formado por elementos detectores

para medir la variación de altura de la columna de agua y el periodo de

oscilación, transmisores y dos receptores, uno para la Terminal de GNL y otro

para la CT Manzanillo. Este sistema, además, deberá generar datos continuos

de temperatura, dirección del viento, humedad relativa, presión barométrica,

_____________________________________________________________________________




precipitación pluvial, radiación solar, velocidad de viento y demás parámetros

que consideren estos sistemas. La generación de esta información

oceanográfica permitirá comprender varios aspectos, como la variabilidad

climática y el cambio climático global. Además deberá interconectarse a la

Pacific Tsunami Warning Center (PTWC), al Servicio Sismológico Nacional

Mexicano y a los sistemas de protección civil, Estatal y municipal de Manzanillo.

_____________________________________________________________________________




Monitores, hidrantes y carretes de manguera.

Se instalarán equipos eléctricos y/o electrónicos de detección de humo en los edificios

tanto de la EMRyC de la TGNL como del complejo termoeléctrico. Se instalará también

una cantidad suficiente de detectores tipo ionización para monitorear adecuadamente

el interior de cada edificio. Los detectores estarán alimentados por el sistema UPS de

la estación o utilizarán un equipo de respaldo de batería autónoma.

La mayoría de los equipos de proceso de las estaciones de medición consisten en

tuberías pasivas y recipientes de presión, los componentes activos se limitan a válvulas

reguladoras e instrumentación; no hay equipos rotativos, como compresores, por

ejemplo. Tomando en consideración que en las estaciones de medición, regulación y

control el riesgo de incendio continuo es relativamente pequeño los extintores serán el

principal equipo contra incendio, apoyados con hidrantes en las cercanías de estas

instalaciones.

La distribución de los mismos se hará como se indica a continuación:

En la Estación de Medición, Regulación y Control de la TGNL:

• Un extintor portátil de químico en polvo en el edificio con equipos

eléctricos/electrónicos.

• Un extintor portátil de químico en polvo cerca de la estructura del cromatógrafo

de gases.

• Un extintor portátil de químico seco de 30 lb cerca del área del lanzador de

diablo.

• Un extintor portátil de químico seco de 30 lb cerca del área de operación de

medidores.

En la Estación de Medición, Regulación y Control del complejo Manzanillo

• Un extintor portátil de químico en polvo en el edificio con equipos eléctricos/

electrónicos.

_____________________________________________________________________________




• Un extintor portátil de químico en polvo cerca de la estructura del cromatógrafo

de gases.

• Un extintor portátil de químico seco de 30 lb cerca del área del receptor de

diablo.

• Un extintor portátil de químico seco de 30 lb cerca del patín de filtración

I.1.6 DESCRIPCIÓN DETALLADA DEL PROCESO.

El proyecto objeto del presente estudio se basa en la recepción, almacenamiento y

regasificación de gas natural licuado proveniente de buque tanques, así como el envío

de este gas vaporizado hacia un sistema de gasoductos. Con base en lo anterior se

trata de un proceso físico de cambio de estado por lo que no existe reacción alguna ni

primaria ni secundaria.

La Figura I.5 muestra el diagrama esquemático de la TGNL Manzanillo.

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Figura I.5.- Diagrama Esquemático de la TGNL, Manzanillo

Sistema de Recepción.

Las instalaciones de recepción de la Terminal de Gas estarán diseñadas para

acomodar con seguridad buques de GNL de 200,000 m³. Las instalaciones propuestas

serán diseñadas para descargar el contenido del buque tanque a los tanques en tierra

a un flujo promedio de 12,000 m³/hr.

Un sistema de bombeo disponible en el buque es empleado para el trasiego de GNL de

los tanques del buque a los tanques de almacenamiento. El GNL se descarga a través

de 3 brazos de 16" (406.4 mm) de diámetro que confluyen a una línea de descarga de

36” (914.4 mm) de diámetro.

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En la descargadera se tendrán 4 brazos de 16" (406.4 mm) de diámetro, teniendo de

esta manera para la descarga de GNL del buque tanque al tanque de almacenamiento:

2 brazos para transferencia de líquido (BD1A y BD1B), 1 brazo para transferencia de

vapor (BD2) y 1 brazo híbrido para transferencia de líquido / vapor (BD3).

Mediante el brazo híbrido se logra un mayor grado de confiabilidad a la operación de

descarga por permitir la dualidad de funciones señalada. Los brazos son de diseño de

doble contrapeso, mismo que les permite mantenerse en equilibrio en cualquier

posición y debido a este equilibrio, en caso de una desconexión por emergencia, el

brazo automáticamente se desplazará ligeramente hacia arriba alejándose a la vez de

la brida del buque.

En el extremo del brazo fuera de borda, los brazos tanto de líquido como de vapor

están equipados con un sistema de desenganche de emergencia que consiste de un

acoplamiento operado hidráulicamente entre 2 válvulas de cierre de emergencia (CDE)

de 16 pulgadas de diámetro, no indicadas en el diagrama de flujo general.

Cuando la brida de conexión llega al límite de su cámara de operación, dos

interruptores de límite se activan:

- Primero dan alarma y paran las bombas de descarga del buque y cierran las

válvulas de aislamiento (las referidas de cierre de emergencia CDE/1).

- Segundo, activan la desconexión del acoplamiento hidráulico, desconectando

así los brazos de descarga del cabezal del buque (referido como cierre de

emergencia CDE/2).

En el muelle se encuentra disponible un tablero de control para los sistemas eléctrico e

hidráulico dispuesto en un gabinete ex profeso, equipo que permite operar y controlar

los brazos tanto desde la consola como desde un tablero portátil.

La secuencia de operación estándar para descargar un buque será la siguiente:

1. Los brazos de retorno de vapor y de líquido se conectan al cabezal del buque

mediante conexiones bridadas.

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2. Arranque de la bomba del buque y enfriamiento de los brazos de descarga: el

enfriamiento de los brazos de descarga y del cabezal del buque es posible,

gracias al empleo de GNL, bien sea procedente del buque o por retorno de flujo

desde las líneas de descarga en tierra (utilizando una pequeña válvula de paso

para enfriamiento alrededor de unas válvulas operadas por motor (VOM) de

descarga en tierra. Una vez concluida la operación de enfriamiento, se

incrementa gradualmente el ritmo de bombeo de GNL hasta alcanzar el flujo de

diseño; esta operación de enfriamiento lleva aproximadamente 50 minutos.

Descarga de GNL.

Según la capacidad del buque y del flujo de descarga que va de los 10 mil a 12 mil m3

por hora, el buque es descargado entre 14 y 16 horas aproximadamente. Esta es una

tasa promedio ya que la carga efectiva de las bombas del buque (y por lo tanto la

presión) depende del nivel relativo del GNL en los tanques del buque y en los tanques

en tierra.

El vapor (a aproximadamente –150°C) desplazado del tanque en tierra durante la

descarga regresa al buque por vía de una línea de retorno de vapor de 24” (610 mm)

de diámetro aislada térmicamente y del brazo de vapor de 16" (406.4 mm) BD2. Este

flujo de vapor es impulsado por la diferencia de presión entre los tanques en tierra y los

tanques del buque sin la ayuda de compresores. Esta diferencia de presión se emplea

también para suprimir parte del gas liberado (“GL”) generado por la energía de la

bomba de descarga y por lo tanto reduce la capacidad de compresión de GL requerida

para la operación de descarga. La presión del tanque en tierra no deberá exceder la

presión máxima de operación del buque al conectarlo. Al arranque y al final de la

operación de descarga, el flujo de GNL se reduce muy substancialmente.

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Finalización de Transferencia de GNL y Desconexión de los Brazos de Descarga.

Se logra inyectando un flujo de nitrógeno a una presión aproximada de 7 bars (700

KPa) en la parte superior de los brazos de descarga. El GNL en el brazo fuera de borda

es empujado de retorno al buque. Entonces las válvulas operadas por motor del buque

(MOV) se cierran y el GNL restante en el cabezal del brazo de descarga es empujado

bajo presión (carga estática a la parte superior de los tanques) con nitrógeno a las

líneas de descarga. Como alternativa, se puede drenar el GNL al tambor de drenaje en

tierra donde se le puede dejar evaporar y también se puede bombear a los tanques en

tierra.

Cualquier líquido restante en el brazo es soplado al tambor de drenaje durante la

operación de purga. La purga de los brazos de descarga se pudiera hacer también en

principio directamente al cabezal.

Recirculación en las líneas de descarga de GNL.

Los ductos criogénicos de la TGNL, aunque bien aislados, absorben calor del medio

ambiente, circunstancia que favorece la elevación de temperatura del GNL en las

líneas propiciando la formación de vapor en las mismas. Para disminuir al máximo la

formación de vapor, se recircula GNL frío a través de todas las líneas criogénicas. La

recirculación se establece desde la parte superior de los tanques por vía de la línea de

descarga al muelle y retorna por vía de una línea de recirculación de 6” (152.4 mm)

directamente al recondensador. Esto impide que la línea de descarga se caliente y que

se requiera enfriarla antes de la carga de la llegada siguiente. La tasa de flujo de

circulación es la calculada para absorber la diferencia de temperatura permisible de un

máximo de 10oC de GNL en la línea de recirculación, impidiéndose así cualquier

vaporización.

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Almacenamiento de GNL.

En una primera etapa, la TGNL de Manzanillo contará con dos tanques de

almacenamiento de contención total: T1 y T2 cada uno con una capacidad de 165,000

metros cúbicos.

En la segunda etapa se incrementará un tanque de almacenamiento de contención

total: T3, con una capacidad de 165,000 metros cúbicos.

Las características de los tanques se describen en la página 30 y se presentan

esquemáticamente en la Figura I.6.

Figura I.6.- Esquema de Tanque de GNL

Depósitos aéreos de contención total, con tanque interior metálico (acero al 9% de Ni) y tanque exterior de concreto postesado.

Pilotes

A PROCESO

Tanque Interior Acero al carbón

9% Níquel

Capa aislante Fibra de Vidrio

Tanque Exterior Concreto

Pretensado

FLUJO CARGA

Bomba

Nivel Máximo GNL

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Sistema de Manejo de Vapores GNL.

Este sistema consiste en un conjunto de equipos cuya finalidad es la de recolectar y

controlar los gases evaporados de GNL que se generan durante la operación normal,

operación de descarga y en condiciones de emergencia.

Operación Normal.

El vapor producido en las tuberías y en todos los tanques de almacenamiento se

concentra en el tanque de succión de compresor (TSC), se comprime en un compresor

de dos etapas (CAP) y se licua en el recondensador (RCR), solamente durante la

operación normal.

Operación de Descarga.

En la descarga, la cantidad de vapor en el tanque se incrementa significativamente

debido principalmente al volumen desplazado por el GNL entrante en los tanques;

vaporización debida a la energía de las bombas del barco; flasheo debido a la

diferencia de presión entre el barco y los tanques de almacenamiento y transferencia

de calor en los brazos de descarga y la tubería.

El incremento de vapor se concentra en el tanque de succión de compresor (TSC) de

aquí puede ser enviado a los tanques del buque por medio de la primera etapa del

compresor (CAP) o bien enviarlo al recondensador. La cantidad de vapor que puede

ser recondensado depende del Gas Natural Liquido que se envía al recondensador, si

la cantidad de GNL no es suficiente para absorber los vapores del tanque de succión,

entonces deben ser comprimidos en la segunda etapa del compresor (CAP) a la

presión del ducto de entrega y enviarlos a su distribución o al venteo.

Se instala un enfriador en la línea de succión del compresor de dos etapas para

asegurar que la temperatura de succión del compresor siempre sea inferior a los -

154ºC para mantener la entrega de la presión mínima de descarga de diseño en el

ducto.

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El orden de prioridad que se debe seguir para el manejo de vapores durante la

descarga es:

1. Reenvío de vapor de los tanques de almacenamiento a los buques por medio

de la primera etapa del compresor (CAP) o recondensación con GNL.

2. Compresión y envío al ducto, por medio de la segunda etapa del compresor

(CAP).

3. Venteo cuando la capacidad del sistema de manejo de vapores sea

insuficiente

Condiciones de Emergencia.

Cuando se presente un caso de emergencia y se tenga que detener la operación de la

Terminal, el vapor que pueda ser recuperado se envía al recondensador o se ventea

Consideraciones para el Sistema de Manejo de Vapores.

Compresor para Gas Evaporado.

El compresor se equipa con sistemas que limitan la presión aguas abajo con el fin de

evitar el riesgo de rebasar la presión máxima admisible del equipo que se instala

corriente abajo, además cuentan con una secuencia de paro automática que permite

aislarlos en el caso de que se produzca una avería grave.

El equipo de compresión se suministra con venteos en cada zona en la que

normalmente pueda haber escapes de gas. Dichos venteos deberán estar unidos a un

sistema de manejo de vapores hacia una zona segura.

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Venteos/Antorchas de Baja y Alta Presión.

La antorcha/venteo se debe dimensionar para el máximo caudal de vapores que se

pueda prever, es decir el caudal en el caso del peor accidente.

1. El caudal nominal, el cual es la suma de los caudales siguientes:

- Evaporación debido a aportación de calor (vapores)

- Desplazamiento volumétrico en los tanques de almacenamiento debido al

llenado

- Vaporización instantánea durante el llenado

- Variaciones debidas a la presión atmosférica

- La recirculación procedente de la bomba sumergida

- El gas procedente de la evaporación debida a la aportación de calor de

todos los recipientes que contengan GNL (tubos, depósitos de drenado, etc.)

este caudal es intermitente por definición.

2. El caudal accidental es la mayor de las dos combinaciones siguientes:

- Caudal nominal y caudal a la salida de la válvula de alivio de seguridad de

uno de los vaporizadores si está conectada al mismo sistema de

antorcha/venteo.

- Caudal nominal y caudal a la salida de una de las válvulas de alivio de un

tanque, si están conectadas al mismo sistema de antorcha /venteo.

Si las válvulas de alivio de los tanques y de los vaporizadores no están conectadas al

sistema de antorcha/venteo entonces el caudal accidental es igual al caudal nominal.

Los venteos de gas a alta presión se pueden conducir a una antorcha/venteo

independientemente, por ejemplo el caudal procedente de la válvula de alivio del

cabezal de salida de los vaporizadores que para esta situación se considera el caudal

accidental.

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La disposición del venteo se elige de acuerdo con el viento dominante de la rosa de los

vientos con el fin de minimizar el riesgo de que la llama sea alcanzada por una nube de

gas inflamable, y en función de los niveles de radiación indicados en el estudio de

riesgos.

Como último recurso se puede instalar un dispositivo de apagado (extinción rápida) y

enfriado con N2 (para enfriar las partes calientes de la punta de la antorcha hasta una

temperatura inferior a la de auto-ignición del gas).

El tiempo que se precise para conseguir este enfriamiento debe ser inferior al tiempo

que necesita la nube de gas para alcanzar la punta de la antorcha.

Recondensador.

En el recondensador (RCR) se mezclan el GNL subenfriado y los vapores del sistema

de manejo de vapores con la finalidad de recondensar los vapores producidos en la

operación normal de la TGNL, o si es el caso recondensar los vapores producidos

durante la descarga del buque.

La capacidad del recondensador se calcula para recondensar la totalidad del flujo de

vapores de GNL en la operación normal que es aproximadamente 0.05 % de la masa

total de GNL que se tiene almacenada en los tanques por día.

Debe diseñarse con sistemas que igualen la presión aguas abajo, con el fin de evitar el

riesgo de rebasar la presión máxima admisible del equipo que esté instalado aguas

abajo.

En su interior se crea una superficie de contacto muy grande la cual origina que el GNL

absorba o condense el vapor de gas natural de tal manera que pueda ser manejado por

las bombas de alta presión sin que se presenten problemas de cavitación. Mientras

más elevada la relación de GNL a vapor, menos área de contacto se requiere para

recondensación y más alto será el nivel de líquido.

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El recondensador cuenta con control de flujo y nivel de GNL entrante así como control

de flujo de vapor, dichos controles garantizarán la recondensación de los vapores que

entren en el recondensador.

Un disparador de nivel alto dispara automáticamente las bombas de alta presión y baja

presión. Aparte de estas medidas de protección a nivel alto, el nivel de líquido en el

recondensador no está regulado directamente y puede variar principalmente como

resultado de la relación entre el GN y el GNL inyectado.

La presión en el recondensador varía en función de: el número de bombas de baja

presión (BBP A-F) y las bombas de alta presión (BAP A-D) que estén operando, sus

curvas de bombeo y las curvas del compresor (CAP).

Bombas de BP para GNL.

Las bombas de baja presión (BBP A-F), suministran GNL al recondensador y a las

bombas de alta presión desde los tanques de almacenamiento. En operación normal el

flujo de GNL que se envía al recondensador será el mínimo requerido para condensar

los vapores generados en el sistema, el flujo mayor es enviado al cabezal de succión

de las bombas de alta presión (BAP A-D) y dependerá de la demanda de entrega.

Además, proveen el flujo continuo de recirculación necesario para mantener

temperaturas criogénicas en las líneas de descarga de la terminal para evitar los

calentamientos.

Dichas bombas (BBP-A/B/C, BBP-D/E/F) son instaladas dentro de los tanques de

almacenamiento operando totalmente sumergidas en el GNL y únicamente podrán ser

extraídas por la parte superior del tanque

Cada bomba se equipa con sus propias válvulas con el fin de permitir su aislamiento,

vaciado y purga para efectos de mantenimiento.

Con el fin de asegurar el caudal mínimo compatible con las características de cada una

de las bombas se prevé una tubería de recirculación de caudal mínimo para cada una.

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La línea de recirculación de las bombas se puede emplear también para reciclar GNL

desde el fondo del tanque hacia la parte superior para evitar estratificación y prevenir

una inversión térmica potencial. Este reciclado sólo será necesario durante períodos

prolongados de despacho bajo, cuando exista capacidad de bombeo suficiente para

manejar la circulación; por lo tanto no se requieren bombas de circulación adicionales.

Se instalarán 3 bombas de BP en cada uno de los 2 tanques (primera fase de

construcción).

Bombas de AP para GNL.

Las bombas de AP (BAP-A/B/C/D) serán bombas centrífugas verticales, una bomba por

vaporizador en operación (3 vaporizadores) y una bomba de respaldo (BAP- D)

Las bombas están equipadas con líneas de recirculación que corren de regreso al

recondensador para protegerlas de tener que operar flujos inferiores al flujo mínimo.

Las bombas de AP se alimentan con GNL procedente del recondensador y de la

descarga de las bombas de baja presión (BBP- A/B, D/E).

Sistema de Vaporización.

En el sistema de vaporización se efectúa el cambio de estado del GNL de líquido a

gaseoso (Gas Natural) por medio de tres equipos de vaporización de bastidor abierto

(ORV) con fuente de calor de agua cruda (VAP- A/B/C).

El vaporizador ORV consiste de un intercambiador de calor vertical de aleación de

aluminio en el cual el GNL fluye hacia arriba dentro de los tubos y es vaporizado por

agua cruda que fluye hacia abajo a lo largo de la superficie exterior.

Cada vaporizador está conectado individualmente a una bomba secundaria de alta

presión. El GNL y el agua cruda nunca se mezclan.

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Un controlador de flujo de GNL regula el flujo de despacho del vaporizador utilizando

un medidor de flujo en la salida del equipo y la válvula de control en la entrada del

vaporizador.

La presión de salida del vaporizador varía con la presión de despacho requerida por el

ducto para reducir al mínimo los requerimientos de energía de la bomba.

Con el fin de evitar sobre presiones, cada vaporizador cuenta con válvulas de alivio de

seguridad. Las válvulas de alivio descargarán el 150% de la capacidad nominal de flujo

de gas (para condiciones de operación normal) sin que la presión exceda 10% por

arriba de la presión de operación máxima permisible del vaporizador.

El cabezal de descarga de GN de los vaporizadores contará con una desviación hacia

el recondensador, la cual regula la presión de entrada de vapor al recondensador.

(Figura I.7)

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Figura I.7.- Esquema de Operación de un Vaporizador

Tambor de Drenado y Retorno de Vapores.

El tambor de drenado de GNL y retorno de vapores (TDR) es un dispositivo que

permitirá drenar por gravedad los brazos de descarga, el equipo de proceso y las líneas

de descarga actuando también como separador de tipo Knock Out (KO) de los vapores

de retorno al buque de descarga.

El tambor captura cualquier líquido restante durante la purga de los brazos de descarga

y una alarma de alto nivel avisará al operador en caso de que el drenado de los brazos

quede abierto accidentalmente durante la descarga.

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El volumen del tambor es suficiente para permitir el drenado de los brazos de descarga

de GNL.

Un arreglo de válvulas y controles asegura que solo una línea de llegada al tambor

(TDR) se mantenga abierta, ya sea la de la entrada de vapor al tambor o la del líquido

del drenado proveniente de los brazos de descarga.

Estación de Medición, Regulación y Control de Gas Natural y Sistema de Transporte

El propósito de la Estación de medición, regulación y control (EMRyC) de gas natural

consiste en el depurado (separación de condensados), filtrado, medido, regulado y

controlado del gas natural proveniente de los vaporizadores de agua de mar de tal

manera que se garantice de forma segura y estable que el gas entregado a la salida de

la TGNL cumpla las condiciones de calidad y disponibilidad necesarias.

El sistema de medición, regulación y control cuenta con equipo de respaldo y

redundancia junto con procedimientos eficaces de mantenimiento, para cumplir con la

disponibilidad permanente requerida.

De la tubería de proceso a las válvulas de seguridad serán instaladas válvulas de corte

y un carrete de calibración, con el propósito de dar mantenimiento durante operación,

de acuerdo a la normatividad aplicable.

Con el propósito de evitar vibración y posibles daños, las válvulas de seguridad estarán

soportadas con un arreglo especial. El desfogue de las válvulas de seguridad deben de

ser instaladas a una altura mínima de 3 m superior a la última plataforma de acceso y

con su protección de lluvia orientados hacia el exterior a un área que no represente

peligro, o bien a la antorcha/venteo, donde se considere conveniente con apoyo al

análisis de riesgo correspondiente.

La medición, previa regulación, del gas natural será a través de dos trenes de medición

de flujo del 100% del flujo requerido (uno en operación y otro en reserva) tanto para el

GN que va hacia la CT Manzanillo como para el GN que va hacia el gasoducto a

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Guadalajara. Se proporciona redundancia necesaria para la calibración y

mantenimiento del equipo de medición, sin afectar el funcionamiento. Los trenes de

medición serán suministrados con acondicionador de flujo y medidores de flujo de gas;

diseñados, construidos y con certificados completos de acuerdo a la norma AGA y API

correspondiente.

Los dos separadores de gas/condensados, así como los dos filtros de malla y los dos

coalescedores de alta eficiencia, necesarios para el acondicionamiento del gas natural

(filtrado y depurado), que integran la EMRyC están instrumentados con controles e

indicadores locales, interruptores de presión diferencial, transmisores, alarma sonora,

etc.

El sistema cuenta con indicadores locales de presión y temperatura en la entrada y

salida de la EMRyC, en los separadores, filtros de malla, filtros separadores

coalescentes, válvulas de control reguladoras de presión, y donde se requiera para

verificar la caída de presión de cada equipo y los trenes que están en servicio.

En la entrada de GN de la EMRyC se tiene situada una válvula motorizada de corte

operada manualmente local y de operación remota. Esta válvula de cierre cuenta con

sistema de protección por baja presión así como indicación local y remota de la carrera

de la válvula.

Se contará con una unidad de energía ininterrumpible (UPS) para 24 horas de

respaldo, con alimentación para operación del sistema en caso de interrumpirse el

suministro normal de energía eléctrica.

Las condiciones del gas natural en la entrega de la EMRyC son las siguientes:

Presión Máxima 70.3 barg

Temperatura Mínima 10° C

Temperatura Máxima 45° C

Flujo [MMpc/d:

mínimo: 100

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nominal 500 (primera etapa)

máximo 1,000 (segunda etapa)

Se contempla un punto de entrega para el suministro de gas natural a la repotenciación

de las unidades 1 y 2 de la CT Manzanillo I y de las unidades 1 y 2 de la CT Manzanillo

II, a través de un gasoducto de 36 in de diámetro y 6.5 Km. de longitud que correrá

desde la TGNL hasta el CT Manzanillo.

También se proporcionará un punto de interconexión equipado con una brida ciega con

el fin de conectar en el futuro al gasoducto proyectado Manzanillo – Guadalajara para

abastecer de gas natural a las centrales de la zona centro y centro-occidente del país.

Sistema de Nitrógeno.

Este sistema estará compuesto por todos los equipos necesarios para almacenar y

disponer de nitrógeno en estado líquido y gaseoso requerido para utilizarlo en los

siguientes procesos:

- Purga de equipos, espacio de aislamiento del tanque de GNL y de las

tuberías

- Secado e inertización de tuberías y equipos.

- Enfriamiento al inicio de la operación de la terminal (puede ser N2 líquido o

GNL)

- Almacenamiento de equipos

- Presurizar las cajas de control eléctrico

- Corrección del poder calorífico y el índice de Wobbe del gas natural.

- Extinción rápida de antorchas/venteos.

- Suministro de nitrógeno líquido a los buques.

Se almacenará nitrógeno para una duración de dos semanas a consumo máximo.

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Sistemas de Agua de Mar para Vaporización Acondicionamiento del Agua Cruda a Vaporizadores.

El sistema de agua para el acondicionamiento del agua cruda a vaporizadores será del

tipo abierto (con agua de mar). Este sistema comprende:

- Obra de toma de agua de mar para acondicionar el agua cruda fría no

enviada a la CT Manzanillo, incluyendo sistema de bombeo para limpieza

de las mallas,

- Mallas giratorias,

- Rejillas contra troncos y rejillas finas,

- Difusores para la dosificación de reactivos químicos,

- Bombas para suministro de agua de mar al intercambiador de calor de la

TGNL para dar las condiciones de temperatura al agua cruda del circuito

cerrado requeridas a la entrada de los vaporizadores

- Ductos,

- Válvulas y

- Juntas de expansión.

El agua de mar requerida para el sistema de vaporización se bombea en la obra de

toma de agua de mar mediante 3 bombas de agua de mar del 100% de capacidad de

suministro de agua cada una por cada vaporizador del tipo vertical, de cárcamo

húmedo, de un solo paso y de velocidad constante, acopladas directamente a motor

eléctrico vertical de inducción, con su enfriamiento respectivo considerando una bomba

adicional de reserva con las mismas características de las de operación. Las bombas

serán localizadas en cárcamos de bombeo independientes.

Las estructuras metálicas y todos los equipos localizados en la obra de toma tales

como mallas giratorias, rejas bastas, rejas finas, bombas para suministro de agua de

mar al intercambiador de calor para acondicionamiento del agua cruda fría (circuito

cerrado) no enviada a la CT Manzanillo para la sinergia contarán con un sistema de

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protección catódica contra la corrosión. Este sistema será del tipo corriente impresa

con puentes rectificadores enfriados por aire y considerando las condiciones

ambientales del sitio.

Se ha determinado el flujo de agua cruda tomando en cuenta que el agua deberá salir a

6°C de temperatura después de su servicio en los vaporizadores de agua de mar.

La velocidad del agua en los ductos no será menor de 1,2 m/s y se proyectará con la

velocidad que resulte de la optimización del sistema de agua cruda a los vaporizadores.

El número de bombas instaladas se ha determinado con base a los requerimientos

necesarios de agua de mar del sistema de vaporización para la primera etapa de

entrega de gas natural de 500 MMpcd. La descarga de las bombas serán conectadas a

un cabezal de descarga horizontal común formado por un tubo con extremo bridado.

Cada unidad de bombeo está equipada con una rejilla fina, una rejilla basta, una malla

giratoria, una bomba para lavado de mallas y dos compuertas tipo deslizable para fines

de mantenimiento requeridas para aislar los canales longitudinales de la obra de toma.

Las cribas protegen la estación de bombeo, la red de agua de mar y el intercambiador

de calor del sistema de acondicionamiento de agua cruda del circuito cerrado contra

sólidos orgánicos e inorgánicos y el asentamiento de sedimentos. Podría ser necesaria

una filtración adicional para limitar el total de sólidos suspendidos en el agua de mar

enviada al sistema mencionado. Esto dependerá del proveedor seleccionado y de las

características del agua de mar.

Se inyecta hipoclorito en la succión de las bombas de circulación para impedir el

crecimiento de organismos marinos. El equipo hipoclorador dosificará hasta 3 ppm de

hipoclorito, lo cual incluye la demanda de cloro por el agua más el residual que no

deberá ser mayor a 0.5 ppm a la entrada del intercambiador de calor para el agua

cruda del circuito cerrado. Este tendrá la capacidad para proporcionar dos choques de

3 ppm de 15 min. de duración cada uno.

Se considera enviar una parte o la totalidad del agua cruda fría, proveniente de los

vaporizadores de GNL, necesaria para cubrir los requerimientos de los

intercambiadores de calor agua-aire con que cuenta cada una de las 8 turbinas de gas

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de la C.T. Manzanillo, con la finalidad de establecer sinergia en el proceso de

generación de la Central aprovechando la baja temperatura del fluido en el sistema de

enfriamiento de cada turbina de gas a repotenciar de la Central. El flujo de agua no

requerido como fluido de enfriamiento por los intercambiadores de calor agua-aire de la

CT Manzanillo, será enviado al intercambiador de calor del circuito cerrado para el

acondicionamiento del agua cruda y su posterior ingreso a los vaporizadores.

No es necesario tratar el agua de mar antes de su descarga ya que únicamente se

enfría dentro de los límites aceptables (+/- 30C), y el proceso de intercambio de calor no

produce contaminación alguna.

En la Figura I.8 se muestra el diagrama esquemático de la sinergia entre la CT

Manzanillo y la TGNL Manzanillo.

Figura I.8 Diagrama esquemático de la sinergia entre el CT Manzanillo y la TGNL Manzanillo.

La única sustancia peligrosa que tiene un riesgo de afectación hacia las instalaciones

de la Terminal es el gas natural y la capacidad de almacenamiento variará como se

indica en la siguiente Tabla.

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Tabla I.5-1.- Capacidad de Almacenamiento

Etapa Cantidad máxima

Cantidad de reporte

No. de Tanques

Material del contenedor secundario

Mat. Del contenedor primario

Primera 330,000 m3 500 kg 2 Concreto

pretensado

Acero al 9%

de níquel

Segunda 495,000 m3 500 kg 3 Concreto

pretensado

Acero al 9%

de níquel

Tabla I.5-2.- Insumos Indirectos Utilizados en la Etapa de Operación

Sustancia Cantidad de reporte

Cantidad máxima en almacén

No. de Tanques

Material

Hipoclorito de

sodio

No aplica 1 m3 1 Tanque de

almacenamiento

En la Tabla I.5.3 se presenta la información de las materias primas, productos y

subproductos manejados en el proceso.

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Tabla I.5-3.- Materias Primas, Productos y Subproductos manejados en el Proceso.

Sust.

Cant. máxima almacenada

Flujo

en MMpcsd

Conc.

Capacidad máxima de producción

Tipo de almtto.

Equipo de seguridad

GNL

495,000 m3

TOTALES

1.7

100%

No aplica

Tanques

tipo

contención

total

Válvulas de seguridad. Válvula

de presión/vacío, Sistema de

contención de derrames,

Monitores en tanques, Red de

agua contra incendio,

Detectores de baja

temperatura y fuego. Equipo

de seguridad personal

GAS

NATUR

AL

0

1000

100%

1000

MMpcsd

No aplica

Válvulas de seguridad,

sistemas de desfogue o

venteo, procedimientos de

operación, inspección y

mantenimiento. Equipo de

seguridad personal.

Detectores de mezcla

explosiva

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Figura I.9.- Diagrama de Bloques de la TGNL

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I.1.7 HOJAS DE SEGURIDAD. Las Hojas de Datos de Seguridad se presentan en el Anexo I.3.

I.1.8 ALMACENAMIENTO. El tipo de recipientes así como la cantidad y características se indican en el punto

I.1.1.6 del presente estudio. En el Anexo I.4 (Información de Equipos) se presenta la

información de cada uno de los recipientes de almacenamiento.

Almacenamiento de GNL.

Los tanques de almacenamiento son del tipo contención total, con una capacidad de

165,000 metros cúbicos cada uno.

Los tanques de GNL al ser del tipo totalmente autocontenidos, constan de un tanque

metálico interior al 9 % de níquel y de un tanque exterior de concreto pretensado con

tapa y fondo de concreto reforzado.

Los tanques tendrán una presión de diseño de -5 a 290 mbarg (presión manómetrica

en milibars) y una velocidad de fuga térmica de diseño de 0.05% del contenido del

tanque por día (basado en un tanque lleno de metano líquido). Todas las conexiones

de llenado y vaciado serán a través del techo.

En la Tabla I.5-4 se muestran las características de los tanques de almacenamiento

para la Terminal objeto del presente estudio.

_____________________________________________________________________________




Tabla I.5-4.- Características de los Tanques de Almacenamiento.

Etapa

Cant.

No. Total de Tanques

Características

Códigos o Estándares de Construcción

Capacidad Máxima de Almacenamiento

(c/u)

Dimensiones

Cantidad Total Máxima

Dispositivos de Seguridad

Localización en los Arreglos Base, Alternativa 1 y Alternativa 2 “Omega” de la Terminal, Anexo I.1

Primera

2

2

Contención

Total

API 620

165,000 m3

79 m de

diámetro

X

56 m de

altura

330,000

m3

Válvula de

seguridad,

Válvula de

presión/vacío.

Sistema de

contención de

derrames.

Monitores en

tanques.

Red de agua

Patio de

tanques en la

parte norte

de la

instalación.

Ver 2 “.

Anexo I.1

_____________________________________________________________________________




contra

incendio.

Detectores de

mezcla

explosiva,

baja

temperatura y

fuego.

Segunda

1

3

Contención

Total

API 620

165,000 m3

79 m de

diámetro

X

56 m de

altura

495,000

m3

Válvula de

seguridad,

Válvula de

presión/vacío.

Sistema de

contención de

derrames.

Monitores en

tanques.

Red de agua

contra

incendio.

Detectores de

mezcla

Patio de

tanques en la

parte norte

de la

instalación.

Ver Anexo

I.1.

_____________________________________________________________________________




explosiva,

baja

temperatura y

fuego

_____________________________________________________________________________




I.1.9 EQUIPOS DE PROCESO Y AUXILIARES.

La descripción de los equipos de proceso y auxiliares se presenta en el punto I.2 del

presente estudio. En el Anexo I.4 se indican las características técnicas y de diseño de

los equipos de proceso y auxiliares.

En seguida se enlista el número de equipos que se tendrán en la primera etapa:

• 3 Brazos para descarga de GNL, para cada descargadera.

• 1 Brazo para retorno de vapores de GNL, para cada descargadera

• 1 Tambor de drenado y retorno de vapores.

• 2 Tanques de almacenamiento.

• 6 Bombas de baja presión.

• 3 Vaporizadores, tipo ORV.

• 1 vaporizador adicional de respaldo

• 1 Cilindro receptor de baja presión.

• 1 Equipo para el sistema de manejo de nitrógeno y gasificación (si aplica).

• 1 Compresor para aire de instrumentos.

• 1 Compresor para aire de servicios.

• Equipo de ventilación y aire acondicionado.

• 4 Bombas de GNL de alta presión.

• 1 Compresor de dos etapas con su equipo de respaldo (si aplica).

• 1 Tanque de succión del compresor.

• 4 Bombas para suministro de agua cruda

• 1 Recondensador.

_____________________________________________________________________________




• 1 Desfogue de alta presión.

• 1 Desfogue de baja presión.

Los datos de proceso se indican en el Diagrama de Flujo del Proceso que representa el

Proceso del Sistema (Anexo I.5).

El tiempo estimado de uso de la mayoría de los equipos será de 24 horas/día, dado

que el suministro de gas natural es continuo, aunque el procedimiento de descarga de

gas natural licuado se realiza por lotes, entendiéndose como tal al recibido a través de

cada uno de los buques tanque.

A continuación se presenta la descripción de los equipos de proceso y auxiliares para

la fase inicial de la primera etapa (Tabla I.5-5).

I.1.10 DESCRIPCION DE LOS EQUIPOS DE PROCESO Y AUXILIARES.

Tabla I.5-5.- Descripción de los Equipos de Proceso y Auxiliares.

Equipo Clave del Equipo

Características y Capacidades

Especificaciones Vida Útil (indicada por el fabricante)

Tiempo Estimado de Uso


Brazos para descarga de GNL

BD1A BD1B BD3

Diseño de doble contrapeso

16” de diámetro 25 años De 14 a 16 horas por descarga

Ver Anexo I.1

_____________________________________________________________________________









Brazo para retorno de vapores de GNL

BD2 Diseño de doble contrapeso

16” de diámetro 25 años De 14 a 16 horas por descarga

Ver Anexo I.1

Tambor de drenado y retorno de vapores

TDR De acuerdo a especificaciones de CFE

De acuerdo a CFE 25 años De 14 a 16 horas por descarga

Ver Anexo I.1

Tanques de almacenamiento

T – 1 T – 2

Contención total 165,000 m3 c/u bajo API 620

Presión de diseño mínima de -5 y máxima de: 290 mbarg Velocidad de fuga térmica de diseño: 0.05%

25 años 24 horas/día

Ver Anexo I.1

Bombas de baja presión

BBP - A/B/C en T- BBP - D/E/F en T21

Bombas tipo de lata con 50% de capacidad c/u ( 2 en operación y 1 de respaldo en cada tanque)

De acuerdo a CFE 25 años 24 horas/día

Ver Anexo I.1

Vaporizadores

VAP – A/B/C

Equipo de bastidor abierto y con fuente de calor agua cruda


Ver Anexo I.1

_____________________________________________________________________________









Vaporizador VAP-D De combustión sumergida

De acuerdo a CFE 25 años El tiempo que un VAP-A/B/C esté fuera de servicio

Ver Anexo I.1

Cilindro receptor de baja presión

CRBP Tanque cilíndrico horizontal


Ver Anexo I.1

Equipo para el sistema de manejo de nitrógeno y gasificación (si aplica)

S/N Tanque termo y vaporizador atmosférico con capacidad para 20 días de consumo


Ver Anexo I.1

Compresor para aire de instrumentos

CAI De acuerdo a especificaciones de CFE


Ver Anexo I.1

Compresor

para aire de

servicios.

CAS De acuerdo a especificaciones de CFE


Ver Anexo I.1

Equipo de aire acondicionado

EAA De acuerdo a especificaciones de CFE


Ver Anexo I.1

Bombas de

GNL de alta

presión

BAP – A/B/C/D

3 en operación normal 1 de respaldo

Bombas centrífugas verticales a definir en Ingeniería de detalle


Ver Anexo I.1

Compresor de dos etapas

CAP De acuerdo a especificaciones de CFE


Ver Anexo I.1

_____________________________________________________________________________









Tanque de

succión del

compresor

TSC De acuerdo a especificaciones de CFE

Temperatura de succión < -154°C


Ver Anexo I.1

Bombas para suministro de agua de mar

BAM – A/B/C/D

3 en operación normal 1 de respaldo a definir en Ingeniería de detalle

Bombas de tipo vertical, de cárcamo húmedo, de 1 sólo paso, velocidad constante, acopladas a motor eléctrico vertical de inducción


Ver Anexo I.1

Recondensador

RCR A definir en Ingeniería de detalle

A definir en Ingeniería de detalle


Ver Anexo I.1

Desfogue de alta presión

VAAP De acuerdo a especificaciones de CFE

De acuerdo a CFE 25 años Sólo en caso de emergencia

Ver Anexo I.1

_____________________________________________________________________________









Desfogue de baja presión

VABP De acuerdo a especificaciones de CFE

De acuerdo a CFE 25 años Sólo en caso de emergencia

Ver Anexo I.1

I.2 LOCALIZACIÓN DENTRO DE LOS ARREGLOS BASE, ALTERNATIVA 1 Y ALTERNATIVA 2 “OMEGA” DE LA TERMINAL

I.2.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN. El Diagrama de Flujo de Proceso correspondiente en el que se muestran las

condiciones de operación, balance de materia, algunas temperaturas de

diseño/operación y presiones de diseño/operación se presenta en el Anexo I.5. En este

punto se muestra una copia a escala del mismo para pronta referencia.

Los parámetros de operación del Gasoducto se indican en la Tabla I.5-6.

Tabla I.5-6 Parámetros de operación para el Gasoducto

Parámetros Mínima Normal Máxima

Condiciones de operación para el gasoducto

_____________________________________________________________________________




Parámetros Mínima Normal Máxima

Condiciones de operación para el gasoducto

Presión (kg/cm2) 42 45 70

Temperatura (°C). 10 20 45

Condiciones de operación para las EMRyC

Presión de llegada a la Turbina EMRyC del CTM (kg/cm2)

36

Presión de la EMRyC del CTM (kg/cm2)

71.4

Temperatura de operación de las dos EMRyC (°C)

10

I.2.2 BALANCE DE MATERIA Y ENERGÍA. Debido a que se trata de un cambio de fase en el procedimiento el balance teórico de

materia es cero.

I.2.3 TEMPERATURAS Y PRESIONES DE DISEÑO Y OPERACIÓN. En el Diagrama de Flujo (Anexo I.5) se indican las temperaturas y presiones de

operación de la Terminal de GNL.

_____________________________________________________________________________




I.2.4 ESTADO FÍSICO DE LAS DIVERSAS CORRIENTES DEL PROCESO. El estado físico de las corrientes que se manejan en el proceso general dentro de las

instalaciones de la terminal marítima es de fase líquida y fase gaseosa, según se

muestra en la Tabla I.5-7 y en el Diagrama de Flujo de Proceso (Anexo I.5).

Tabla I.5-7 Estado Físico de las Corrientes del Proceso.

CORRIENTE ESTADO FÍSICO

Buque tanque a brazos de descarga Líquido

Brazos de descarga a tanques de almacenamiento Líquido

Tanque de almacenamiento a recondensador Líquido

Tanque de almacenamiento a bombas de alta presión Líquido

Vaporizador a Estación de medición, regulación y control

(EMRYC)

Gas

EMRYC a ducto Gas

Tanque de almacenamiento a tanque de succión del compresor Gas

Tanque de succión del compresor a compresor de dos etapas Gas

Compresor de dos etapas a EMRYC (Si aplica, un equipo de

respaldo)

Gas

Recondensador a cilindro receptor de alta presión Gas

Cilindro receptor de alta presión a venteo de alta presión Gas

_____________________________________________________________________________




EMRYC a cilindro receptor de alta presión Gas

Tanque de almacenamiento a cilindro receptor de baja presión Gas

Cilindro receptor de baja presión a venteo de baja presión Gas

Compresor de dos etapas a tambor de drenado y retorno de

vapores

Gas

Tambor de drenado y retorno de vapores a brazos de retorno de

vapores

Gas

Brazo de retorno de vapores a buque tanque Gas

Bombas de alta presión a vaporizador Líquido

No se muestra la fase de las corrientes, sin embargo para el proceso de regasificación

el GNL se maneja desde los buques, hasta los tanques, de ahí a través de las bombas

primarias, hasta las bombas secundarias y de estas hasta los vaporizadores.

En el fondo del recondensador se maneja GNL y a manera de medio absorbente se

inyecta al domo del mismo.

El resto de las líneas y equipos de proceso, incluyendo el sistema de venteo de alta

presión, la estación de medición regulación y control así como los gasoductos manejan

gas natural en fase gaseosa. Las líneas de vapores y el sistema de venteo de baja

presión, pueden manejar vapores y aerosoles de GNL.

I.2.5 CARACTERÍSTICAS DEL RÉGIMEN OPERATIVO DE LA INSTALACIÓN. (Continuo o por lotes).

_____________________________________________________________________________




Aunque el procedimiento de descarga del gas natural licuado se realiza por lotes,

entendiéndose como tal al recibido a través de cada uno de los buques tanque, el

suministro de gas natural en fase gaseosa es continuo por lo que se puede considerar

una instalación de operación continua. Cabe hacer mención que, en el muelle,

solamente un buque tanque podrá realizar las tareas de descarga a la vez al tanque de

almacenamiento previamente seleccionado para carga.

I.2.6 DIAGRAMAS DE TUBERÍAS E INSTRUMENTACIÓN (DTI’S) CON BASE EN LA INGENIERÍA DE DETALLE Y CON LA SIMBOLOGÍA CORRESPONDIENTE. Los Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DTI’s) se presentan en el Anexo I.6, a

continuación en la Figura I.10 se muestra el diagrama de flujo del proceso para pronta

referencia.

_____________________________________________________________________________




I.2.7 BASES DE DISEÑO PARA EL CUARTO DE CONTROL.

El diseño del cuarto de control de los sistemas de supervisión y la protección se basa

en la Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004 (Equivalente a la Norma 59A de

la NFPA). Para el diseño de la terminal se aplica particularmente el punto 113.2.1 de la

Norma Mexicana (8.3 de la Norma 59A - NFPA), donde se establece además del

dispositivo local de paro, que las bombas o compresores deben contar con control

remoto. Así mismo, las bombas y compresores remotos para la descarga de

Figura I.10.Diagrama de Flujo de Proceso. ANEXO 1.5

_____________________________________________________________________________




embarcaciones tendrán controles locales para detener su operación desde la zona de

descarga, así como en el lugar donde estén localizados las bombas o compresores.

Adicionalmente a los dispositivos de control manual previstos como protección para el

paro del sistema de bombeo o del equipo de compresión, el acceso remoto al sistema

de control en el Cuarto de Control Central se realiza de manera fácil, de tal forma que

puede detenerse manualmente la operación de cualquier equipo de bombeo o

compresión.

El Cuarto de Control Central estará localizado aparte o protegido de las instalaciones de

GNL para que sea operable cada sistema de control accionado remotamente y cada

sistema de control de paro automático durante una emergencia.

El Cuarto de Control Central contará con personal que lo atienda en forma continua

siempre y cuando cualquiera de los componentes bajo su control este en operación, a

menos que el equipo este siendo monitoreado desde otro centro de control el cual debe

tener personal atendiéndolo en forma permanente.

Como existirá más de un centro de control en la Terminal de GNL, cada centro de

control debe de tener más de un medio de comunicación con el otro o los otros centros

de control. Cada centro de control tendrá un medio para comunicar situaciones de

riesgo a otras partes dentro de la Terminal en donde se encuentre personal. La

comunicación entre el Cuarto de Control Central y la ejecución de la carga y descarga

del gas, se basa en lo indicado en la Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004,

inciso 113.6, Comunicaciones y Alumbrado (8.9 de la Norma 59A - NFPA).

I.2.8 BASES DE DISEÑO DE LOS SISTEMAS DE AISLAMIENTO DE LAS DIFERENTES ÁREAS O EQUIPOS CON RIESGOS POTENCIALES DE INCENDIO, EXPLOSIÓN, TOXICIDAD Y SISTEMAS DE CONTENCIÓN PARA DERRAMES. Dada por una parte las operaciones realizadas y el tamaño de la instalación, el equipo

de aislamiento se ubica en un área abierta, por lo que el diseño de la instalación cuenta

con válvulas de aislamiento en los puntos donde los sistemas de transferencia conectan

con las tuberías del sistema.

_____________________________________________________________________________




Contará también con sistemas de seguridad que garantizan que la transferencia hacia

las tuberías del sistema no excederá los límites de presión o temperatura para los que

fueron diseñados.

En toda la extensión de la TGNL se Contará con señalización de “No Fumar”.

Cada una de las tuberías cuenta con el color internacional de identificación, así como el

letrero de identificación y la señalización necesaria para indicar la dirección del flujo.

Se cuenta con conexiones de purga y/o venteo de tal forma que los brazos

dispensadores puedan ser drenados y despresurizados antes de desconectarse. Estas

descargas se realizan hacia zonas seguras.

Las bases de diseño de los sistemas de aislamiento de las diferentes áreas o equipos

con riesgos potenciales de incendio, explosión, toxicidad y sistemas de contención para

derrames deben estar de acuerdo con lo indicado en la Norma NFPA 59A y en la norma

NOM-013-SECRE 2004.

Planos de Construcción del Sistema de Aislamiento.

No existen planos de construcción considerando que este proyecto se encuentra en la

fase inicial.

_____________________________________________________________________________




I.3 MEDIDAS PREVENTIVAS

I.3.1 SISTEMAS DE SEGURIDAD. La CFE se ha preocupado por dar una respuesta sistemática y ordenada a

cualquier contingencia o situación de riesgo que se pudiera presentar por

problemas operacionales, descarga, incendio y explosión de hidrocarburos. Así

es el caso del proyecto de construcción de la Terminal de Almacenamiento y

Manejo de GNL de Manzanillo, Colima.

I.3.2 MEDIDAS, EQUIPOS, DISPOSITIVOS Y SISTEMAS DE SEGURIDAD. Seguridad en las Instalaciones. La seguridad es de extrema importancia en el diseño, construcción, operación y

mantenimiento de las instalaciones. La Terminal cumplirá con las NOM’s (Normas

Oficiales Mexicanas) aplicables, específicamente con la NOM-013-SECRE-2004

“Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de

terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e

instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural” y demás

reglamentos aplicables, así como las normas estadounidenses aplicables identificadas

en este documento, incluyendo la edición actualizada de la norma NFPA 59A (2001),

Estándar para la Producción, Almacenamiento y Manejo de Gas Natural Licuado (GNL).

Adicionalmente, durante la construcción y operación se observarán las Guías de

Seguridad y Salud del Banco Mundial.

En el diseño y la distribución del equipo se prestará especial atención para facilitar el

acceso al mismo durante la operación y mantenimiento.

Se proporcionarán venteos de emergencia hacia los quemadores para proteger el

sistema en caso de sobre-presión, así como válvulas de gas con interruptor de vacío

para el envío de gas a los tanques y así compensar cualquier baja de presión. Como

equipo de seguridad final para cambios de alta y baja presión, se conectarán en los

tanques de GNL válvulas de alivio para presión y vacío que descarguen directamente a

la atmósfera o en su caso desfoguen al sistema de venteo de baja presión.

_____________________________________________________________________________




Todas las válvulas de alivio de GNL y Gas Natural (GN) (a excepción de las válvulas de

alivio de los tanques de GNL) serán descargadas a un sistema de alivio cerrado en

común con los espacios de vapor de los tanques de almacenamiento de GNL. En caso

de sobre-presión en el sistema de alivio, se instalará una válvula de control automático

para liberar el exceso de presión del gas hacia el quemador para controlar esta

condición anormal de operación.

Control de fuentes de fugas. Para reducir la frecuencia de fugas, se reducirá al mínimo el número de bridas y

conexiones de tubería de bajo calibre, aunque los empalmes bridados son inevitables

en las siguientes ubicaciones:

• La extremidad de conexión de los brazos de descarga

• La brida superior de los pozos de las bombas de baja presión

• Bridas de las bombas de alta presión (cuerpo y tuberías de entrada y descarga)

• En las válvulas criogénicas

• Toda entrada de tubería a todos los tanques y recipientes.

En caso de presentarse un escape de gas tanto en recipientes de baja presión, como

presurizados, el diseño permitirá el drenaje y recolección del GNL conforme a la Norma

Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004.

Protección contra sobrepresión. Todos los tanques y equipos de proceso estarán provistos de protección contra sobre -

presión, dimensionada según los potenciales aumentos de presión que puedan resultar

de la aportación de calor por escenarios de incendio y trastornos operacionales

creíbles.

La presión dentro de los tanques de GNL será controlada normalmente por el

compresor de vapores de GNL. El primer nivel de protección es la descarga del exceso

de gas por las válvulas de control de presión a venteo. Las VAP montadas en el techo

_____________________________________________________________________________




se activarán en caso de una presión más alta, descargando directamente a la

atmósfera. Estas estarán dimensionadas para descargar los vapores de GNL que están

presentes en exceso dentro de los tanques. Un nivel terciario de protección contra

sobrepresión, una válvula de alivio de capacidad de reserva será provista para el gas

que escaparía en un escenario de inversión térmica en el tanque.

Los vaporizadores estarán provistos con un juego de VAP con una gran capacidad de

flujo descargada directamente a la atmósfera a través de tubos de cola elevados. Estos

darán protección contra la continua vaporización del inventario de GNL contenido en el

caso de aislamiento rápido de los vaporizadores por el sistema CDE.

Los tubos de venteo se diseñarán de tal manera que la dispersión de la nube no ponga

en riesgo a la propia instalación y a instalaciones y asentamientos vecinos.

Protección contra Inversión Térmica Por otro lado, se contará con las siguientes características para evitar una inversión

térmica:

Llenado por la parte inferior y superior con una tubería vertical perforada parcialmente.

Instrumentación. Se dispondrá de sensores de temperatura y densidad que, asociados con un indicador

de nivel, permitan explorar el líquido y detectar la formación de capas. Con el GNL es

necesario detectar pequeñas diferencias de temperatura y variaciones de densidad y

por lo tanto son esenciales las mediciones cuidadosas y precisas.

Además se proporcionará una válvula de alivio de capacidad de reserva (VACR)

diseñada según los requerimientos / diseño de alivio descritos en BS-EN 1473:1997.

Filosofía de Cierre de Emergencia (CDE). Se hará un diagrama de causa y efecto que muestre las entradas y salidas de las

acciones relacionadas con el sistema de CDE.

Se evaluarán las conclusiones de este estudio contra los criterios en la cláusula 9.2 de

NFPA 59A, así como en la NOM-013-SECRE-2004.

_____________________________________________________________________________




Las diferentes partes de la Terminal tendrán cada una un sistema de CDE. Esta

Terminal tiene tres tipos de CDE:

• CDE/1 Descarga,

• CDE/2 Descarga y

• CDE Terminal.

El CDE/1 Descarga detendrá la operación de transferencia de GNL de buque a tierra en

forma rápida, segura y controlada cerrando válvulas y parando las bombas de

transferencia. En un cierre CDE/1, todas las conexiones quedan como están,

únicamente se detiene el flujo. El CDE/2 Descarga, además de las acciones de CDE/1,

desacopla rápidamente los brazos de descarga con mínimo derrame.

El sistema CDE Terminal en el despacho bloqueará secciones de la Terminal y parará

las bombas.

El transporte de GNL y la Terminal están ambos equipados con sus propios sistemas de

cierre de emergencia, que deben estar interconectados en forma tal que cualquier

acción sobre el sistema CDE/1 de la Terminal detendrá automáticamente el proceso de

descarga del buque y viceversa.

Para ese fin, el enlace específico de la conexión telefónica está también equipado con

canales dedicados a la señal de emergencia del transporte de GNL a tierra y a la señal

de emergencia de la Terminal de gas (CDE/1) al buque.

Los brazos de descarga de GNL estarán equipados con un sistema de liberación de

emergencia (PERC) provisto con válvulas de bloqueo gemelas, que se cierran antes de

las partes de acoplamiento. Se recomienda que los brazos de descarga sobre el

sistema de cierre de sobrecarga tengan alta confiabilidad y se tomen medidas para

asegurar que el sistema de desconexión y cierre de emergencia del muelle se pueda

probar adecuadamente antes de cada operación de descarga.

El sistema de amarre del buque será de acuerdo con las recomendaciones de OCIMF y

capaz de mantener la posición del buque en el muelle de acuerdo con ciertos criterios

ambientales identificados. Un enlace por cable de comunicaciones se proporcionará

entre buque y tierra. Este enlace sirve para señalización del sistema CDE así como

_____________________________________________________________________________




para comunicación verbal. El capitán del buque puede iniciar un CDE/1 o un CDE/2 a su

discreción.

Todos los sistemas CDE serán activados manualmente (desde la sala de control y por

botones colocados estratégicamente a través de la Terminal) excepto que CDE/1-2

Descarga se activará automáticamente en caso de un movimiento excesivo del buque.

Adicionalmente todos los equipos importantes de la Terminal, sean de almacenamiento

o de proceso deberán contar con sistemas de CDE.

Protección Personal. Las superficies que operen temporalmente a temperaturas criogénicas y sean

accesibles desde áreas de trabajo y vías de acceso normales estarán provistas con

protección personal hasta una altura de 2,000 mm arriba del nivel de andador. La

protección estará restringida a una distancia de no más de 800 mm horizontalmente

desde los andadores de acceso y las áreas de trabajo normales.

Si se requiere protección personal, se emplearán barreras físicas temporales, tales

como vallas de malla abierta o pantallas protectoras de lámina metálica en vez de

aislamiento.

Sistemas de Detección.

Los sistemas de detección de fuego y gas y los sistemas que activan las instalaciones

de protección contra incendio estarán segregados de los IPS (Sistema de

Instrumentación de Proceso) de proceso y equipo.

Los sistemas de detección de fuego y gas concentran todas las alarmas y desplegarán

las alarmas de la zona común en un tablero gráfico (simulación) en el MCR (cuarto de

control principal) y otras ubicaciones que se determinarán durante la fase de diseño

detallado. Todas las alarmas individuales estarán también disponibles en el DCS

(sistema de control distribuido) por vía de un enlace serial.

Están previstas las siguientes zonas:

• Lado del muelle

_____________________________________________________________________________




• Tanques de GNL

• Compresores de GNL

• Recondensador y el intercambiador de GNL

• Bombas de AP para GNL

• Vaporizador de GNL

• Sistema de exportación de gas y estación de medición y envío de diablos

• Área de servicios

Cada edificio estará equipado con un sistema separado de detección de fuego, con

detectores de calor / humo interconectados a una tabla de detección. La tabla estará

montada en la sala de control para dar la alarma sobre cualquier posible fuego / humo

detectado en cualquiera de los edificios, al operador.

La detección de gas será por medio de detectores IR (infrarrojos) puntuales y niveles de

alarma a 20 y 60% LFL (nivel de inflamabilidad bajo).

La detección de fuego será por medio de detectores UV/IR y puntos de llamada

manuales (bucle típico tipo PLM).

El sistema de detección de fuego se instalará en las áreas siguientes:

• Cerca de partes vulnerables del área de compresores de gas (detectores de

fuego)

• Cerca de equipo vulnerable que contenga gas en el sistema diesel de reserva

• Áreas de carga y descarga (detectores de fuego)

• En las áreas con alta densidad de instrumentos y equipo electrónico, como la

sala auxiliar en las casetas de conmutación eléctrica y las subestaciones

(detectores de humo ultra sensibles)

Tanques de GNL.

_____________________________________________________________________________




La detección de fuego activará automáticamente una alarma en una ubicación con

presencia permanente de personal. La detección de fuego no activará automáticamente

cualquier sistema de protección contra incendio o extinción de incendio.

Los locales normalmente sin personal que contengan equipo eléctrico sensible (ej.,

subestaciones, salas auxiliares, salas de computadoras) estarán equipados con un

Sistema de Detección de Humo de Alta Sensibilidad (SDHAS) para asegurar una

respuesta muy rápida de combate al incendio por los operadores.

Se proporcionarán puntos de llamada de alarma de fuego donde lo requieran los

reglamentos locales. Si se requieren, se proveerán en las ubicaciones siguientes:

• en todas las salidas de los edificios

• en cada camino de salida del área

• en la cabeza del muelle

• en las áreas de planta de proceso a intervalos de 50 metros.

Además, la Terminal contará con un sistema de venteo que operará de manera general

como sigue:

Las Válvulas de Alivio de Presión (VAP) de tanque y vaporizador ventean directamente

a la atmósfera. Todas las demás VAP están conectadas al espacio de vapor del tanque

por vía de un tambor removible de venteo y el cabezal de retorno de vapor que lleva

directamente al espacio de vapor del tanque y la succión del compresor de GL. Un alivio

de presión relativamente pequeño, o cualquier fuga, serán por lo tanto capturados

primero por vía del compresor de GL. Esto elimina la posibilidad de ventear cantidades

pequeñas de gas continuamente.

Cualquier alivio superior a la capacidad de los compresores de GL y del recondensador

(o cuando los compresores de GL estén fuera de servicio) será venteado por vía de la

tubería de venteo o finalmente por vía de las válvulas de alivio de presión de los

tanques.

Seguridad Física. Control de Acceso (personal) al Sitio.

_____________________________________________________________________________




El sistema de control de acceso controlará y permitirá el acceso limitado del personal a

los diversos edificios, salas y áreas técnicas de la Terminal. El sistema de control de

acceso consistirá principalmente, pero no estará limitado a lo siguiente:

• Lectores de tarjetas equipados con teclado y pantalla LCD

• Control de Puerta de Entrada

• Software de aplicación

• Cerca, zonas de Exclusión e Iluminación del Sitio.

Se proporcionará una cerca que cubra toda la línea de propiedad del terreno de la

Terminal. Se evitará vegetación alrededor de la cerca para impedir la creación de

escondrijos y ayudas para trepar.

La dársena de la Terminal de GNL sólo será accesible a transportes y GNL y

remolcadores que asistan al transporte de GNL a atracar. No se permitirá a cualquier

otra nave o persona entrar a la dársena.

Iluminación del Perímetro. La iluminación del perímetro será por lo menos de calidad de calle; se colocarán

luminarias en postes de 8 metros de alto posicionados lo suficientemente lejos de la

cerca para que no puedan ser usados como ayuda para trepar.

Vigilancia del Sitio. Un sistema de monitoreo por TV operará continuamente y dará monitoreo visual a lo

largo de la cerca del perímetro. Registrará el acceso no autorizado (violación de

barrera), dará una representación visual del lugar de violación o alarma. También podrá

registrar los eventos en video. Otro propósito importante del sistema de vigilancia es el

monitoreo de los operadores en campo (especialmente en áreas fuera de la vista del

edificio de control) para indicar eventos que requieran ayuda.

Para controlar la situación en frente del portón, habrá cámaras de TV, que transmitirán

la información en video a la estación de Seguridad Central en la Caseta del Portón.

_____________________________________________________________________________




Patrulla de Seguridad. Además de la vigilancia por cámaras, se prevé tener un servicio de seguridad para

patrullar el sitio con frecuencia y poder tomar acción en caso de detectar algo insólito

visualmente o por las cámaras.

Centro de emergencia de la Terminal. Para prevenir que suceda el 'frost heave' (definido en la NOM-013-SECRE-2004), se

debe proveer de un sistema de calentamiento en la losa de concreto del fondo o bien se

puede construir el tanque sobre una cimentación de plancha sobre pilotes que permita

que el aire circule entre el tanque y el suelo.

Un sistema de calentamiento automático asegurará que el fondo de concreto del

tanque, en su sitio más frío, permanezca a una temperatura superior a los +5°C. Otras

áreas del fondo del tanque podrían tener temperaturas más altas.

El desempeño del sistema de calentamiento es monitoreado por varios sensores. Un

mínimo de doce sensores se distribuyen uniformemente en toda la superficie del fondo

del tanque externo. Cuatro de estos sensores deben ubicarse bajo la viga anular de

concreto del tanque interior.

Además a continuación se indican algunas medidas de seguridad y de operación para

abatir el riesgo, en caso de fuga de gas a lo largo del trazo:

1.- Manual de operación del gasoducto.

2.- Programas anuales de Mantenimiento Preventivo a todo el sistema que incluyen:

• Revisión periódica del derecho de vía para evitar asentamientos irregulares.

• Inspección de la protección mecánica y catódica.

• Inspección de soldaduras de los tramos que componen el ducto.

• Revisión de los señalamientos que indican la trayectoria a lo largo del derecho de

vía, el tipo de producto manejado y los teléfonos para comunicarse en caso de

presentarse una situación de emergencia.

• Medición anual de espesores en instalaciones superficiales.

_____________________________________________________________________________




3.- Información periódica a la población aledaña sobre los riesgos que representa el

gasoducto y sobre la forma de actuar en caso de presentarse una emergencia.

4.- Programas de capacitación y/o actualización al personal de operación y

mantenimiento del sistema.

Cabe hacer la aclaración que el gasoducto contará con equipos, dispositivos y sistemas

de seguridad de acuerdo a la normatividad aplicada por CFE.

I.3.3 MEDIDAS PREVENTIVAS. La Terminal contará con los procedimientos necesarios para dar respuesta a cualquier

emergencia, así como con un programa de mantenimiento cuyo objetivo será el de

mantener la integridad de los bienes en tal forma que se logre lo siguiente:

• El riesgo de falla que ponga en riesgo al personal, medio ambiente, población

vecina o bienes de la Terminal esté al nivel más bajo posible.

• Se cumpla con la legislación local, las normas Mexicanas, los requerimientos

corporativos e internacionales.

• Se logren los niveles de desempeño en cuanto a disponibilidad, eficiencia del

sistema, cantidad y calidad de producción y costos unitarios. La Terminal está

diseñada para reducir al mínimo el Costo de Ciclo de Vida de Mantenimiento

para lograr la máxima disponibilidad de la misma.

• Los datos de mantenimiento del desempeño de los activos se registren, analicen

y utilicen para un mejoramiento continuo del proceso de mantenimiento.

• Normalmente, no se prevén paros mayores de la Terminal completa, por lo tanto,

el equipo rotativo y eléctrico deberá estar cuidadosamente diseñado.

Con el fin de lograr los objetivos fijados durante la fase de diseño detallado se hará uso

de la aplicación de MCC (Mantenimiento Centrado en Confiabilidad), IBR (Inspección en

Base de Riesgo) y FPI (Funciones Protectoras de Instrumentos), para optimizar el

mantenimiento tanto preventivo como correctivo y se usarán para la verificación y

optimización de la aptitud para operación y mantenimiento.

_____________________________________________________________________________




Sólo se dispondrá de relevos para el equipo principal en caso de que, aún con el uso de

equipo de más alta calidad, demuestre que la disponibilidad requerida no se puede

cumplir. Las fallas aumentan con el número de equipos. Como filosofía, deberá haber la

cantidad mínima de equipo instalado, para reducir el esfuerzo tanto de operación como

de mantenimiento.

Todo mantenimiento subacuático en el muelle y las instalaciones de amarre, toma de

agua de mar, etc., se diseñará de tal manera que se requiera un uso mínimo de

buceadores. La finalidad será reducir al mínimo las intervenciones por motivos de

mantenimiento y/o inspección. Cuando sea posible, se aplicarán técnicas alternativas

de inspección que permitan obtener resultados adecuados durante operación para

cumplimiento regulatorio.

Para el Gasoducto con objeto de evitar fugas de gas, se implementará y aplicará

medidas de seguridad y de operación para abatir el riesgo en las instalaciones de

origen y destino del gasoducto y a todo lo largo del trazo, haciendo énfasis en los

cruzamientos. Algunas medidas típicas para este tipo de instalaciones son:

Manual de operación del gasoducto, que también incluye las trampas de envío y recibo

de diablos y la estación de regulación y medición.

Programas Anuales de Mantenimiento Preventivo a todo el sistema que incluyen:

• Revisión continúa del derecho de vía para evitar asentamientos irregulares.

• Inspección de los instrumentos de medición de flujo, presión y temperatura en las

instalaciones de origen y destino.

• Inspección de la protección mecánica y catódica.

• Inspección de soldaduras de los tramos que componen el ducto.

• Revisión de los señalamientos que indican la trayectoria a lo largo del derecho de

vía, el tipo de producto manejado y los teléfonos para comunicarse en caso de

presentarse una situación de emergencia.

• Medición anual de espesores en instalaciones superficiales.

_____________________________________________________________________________




• Información periódica a la población aledaña sobre los riesgos que representa el

gasoducto y sobre la forma de actuar en caso de presentarse una emergencia.

• Programas de capacitación y/o actualización al personal de operación y

mantenimiento del sistema.

• Implementación del Comité de Protección Civil de la Planta en coordinación con

los organismos estatales y municipales de Protección Civil.

_____________________________________________________________________________




I.3.4 RESIDUOS, DESCARGAS Y EMISIONES GENERADAS DURANTE LA OPERACIÓN DEL PROYECTO.

I.3.4.1 CARACTERIZACIÓN.

Residuos Peligrosos. Durante la operación de la instalación no se espera generar residuos industriales,

excepto en los casos de mantenimiento de los equipos de la Terminal, donde se

tendrán residuos como filtros de aceite, envases, trapos y estopa impregnados con

aceite, materiales absorbentes y otros desechos pero todos los residuos que se

generen se manejarán conforme a la Ley General del Equilibrio Ecológico y la

Protección al Ambiente y su reglamento correspondiente en materia de residuos

peligrosos.

En la Tabla I.2.3 -1 se indican los volúmenes esperados de residuos peligrosos.

Tabla I.2.3. - 1 Residuos Peligrosos de la TGNL.

Nombre del Residuo

Características

CRETIB

Cantidad

Tipo de Empaque

Sitio de Disposición Final

Material

impregnado con

grasas o aceites

lubricantes

I 2000 kg

Tambos

etiquetado

s

Confinamiento

autorizado

Solventes usados E, I, T 0,2 m3 Tambos

etiquetado

Confinamiento

autorizadoEstopas y

pedacería

impregnadas con

solventes

I 65 kg

Tambos

etiquetado

s

Confinamiento

autorizado

Baterías C, T 50 kg NO

APLICA

Venta para

Reciclamiento NOTAS.

_____________________________________________________________________________




1. Las cantidades indicadas corresponden a la generación esperada durante un año

de operación de la TGNL.

2. Ninguno de los residuos sólidos considerados durante la operación del Proyecto

tiene propiedades cancerígenas o que provoque otro tipo de daños a la salud.

3. Todos los residuos peligrosos generados son transportados a sus sitios de

depósito definitivo en vehículos que cumplen con los requisitos establecidos por la

Secretaría de Comunicaciones y Transportes.

Residuos Domésticos. Estos se generarán en las áreas administrativas y servicios del personal, como

sanitarios y consisten básicamente de papel, cartón, plásticos, vidrio y residuos

alimenticios. Los volúmenes de generación se presentan en la Tabla I.2.3.1-2

Tabla I.2.3 - 2.- Generación de Residuos Domésticos de la TGNL

Concepto Cantidad Generada

Disposición Final

BASURA

DOMÉSTICA

2,5

toneladas/año

Será almacenada temporalmente en tambos

y puesta a disposición del servicio municipal

de colección de basura

RECICLABLES

Cartón

Madera

Metal

Papel

vidrio

Cantidad

despreciable

La generación de este tipo de residuos es

despreciable por lo que se pondrá a

disposición del servicio municipal, para su

reuso

Descargas Aguas Aceitosas. Se tendrá una generación de aguas aceitosas, por fugas o derrames accidentales de

los equipos que manejan aceite en las nuevas instalaciones del Proyecto, incluyendo

_____________________________________________________________________________




los drenajes de piso, se recolectan a través de un sistema de drenaje aceitoso que

se encuentra separado del pluvial y se envían a una fosa separadora de agua-aceite.

El aceite separado se colecta para su almacenamiento temporal y posterior envío a

su disposición final por medio de una empresa autorizada, y el agua tratada será

enviada al drenaje pluvial.

Agua Residual Sanitaria. Se tendrá generación de agua residual sanitaria proveniente de los servicios sanitarios

de la Terminal y oficinas y esta será captada en el drenaje sanitario para su posterior

tratamiento en una planta de tratamiento de aguas residuales sanitarias de lodos

activados.

Aguas Residuales Industriales. Durante la operación y mantenimiento se podrían generar derrames y fugas menores

de hipoclorito de sodio que se colectarán a través del drenaje químico y se

someterán a tratamiento en el sistema de neutralización. Emisiones. Con referencia a las emisiones, estas solamente se presentarían en casos de

emergencia y están constituidas por masas importantes de metano dispersándose

en forma de nubes asfixiantes o nubes explosivas; estos casos se analizaron

cuantitativamente en la parte de evaluación de consecuencias.

I.3.4.2 FACTIBILIDAD DE RECICLAJE O TRATAMIENTO.

Con respecto a los residuos, como ya se indicó, los únicos con posibilidades de

reciclaje serán: cartón, papel, madera, vidrio y metal pero la cantidad a generar será

muy pequeña por lo que se pondrá a disposición del municipio.

En Manzanillo se tiene también la infraestructura necesaria para el reciclamiento,

manejo y disposición final de los residuos peligrosos.

Para el caso de las descargas de agua estas se tratarán como se indica a continuación:

_____________________________________________________________________________




El agua proveniente del drenaje aceitoso será tratada en un separador de grasas y

aceites, de donde el aceite será colectado en tambos y puesto a disposición de una

empresa autorizada para su transporte. El agua separada se enviará al drenaje pluvial.

El agua residual de tipo doméstico generada durante la operación del Proyecto será

captada por el drenaje sanitario y llevada a la planta de tratamiento de aguas

residuales sanitarias de lodos activados con aereación extendida.

El agua tratada se descargará al mar cumpliendo con las condicionantes señaladas

en la normatividad aplicable.

Las aguas residuales industriales serán captadas mediante el drenaje químico y

llevada a la fosa de neutralización, donde se le dará el tratamiento necesario para

alcanzar el rango permisible de pH y ser descargada al mar, cumpliendo con la

normativa aplicable.

I.3.4.3 DISPOSICIÓN

En Manzanillo se cuenta con la infraestructura (relleno sanitario y/o basurero municipal)

para la disposición adecuada de los residuos sólidos municipales.

Dentro de este proyecto, todos los residuos sólidos serán almacenados dentro del

predio; dichos almacenes serán temporales y tendrán las características indicadas

anteriormente. Los frentes de los almacenes serán de malla ciclónica para mantener

una adecuada ventilación, con techos de lámina para protección de la intemperie. Los

pisos tendrán trincheras para conducir potenciales derrames a una fosa de retención

con una capacidad mínima de la quinta parte de lo almacenado, tendrán pasillos

amplios para las maniobras y atención de posibles incendios y dispondrán de extintores

tipo ABC.

La disposición final de los residuos no peligrosos durante todas las etapas del proyecto,

será en los sitios designados por el municipio de Manzanillo. El transporte y disposición

final de los residuos peligrosos será mediante la contratación de una empresa

autorizada para este tipo de actividades.

_____________________________________________________________________________




I.4 METODOLOGÍAS DE IDENTIFICACIÓN Y JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS.

I.4.1 METODOLOGÍAS Este análisis se basa en tres arreglos sustentados en las últimas especificaciones

indicadas en el diseño del proyecto que se muestran en la sección I.1.1 y Anexo I.1.

Las evaluaciones aquí realizadas consideran la descarga de un buque metanero con

tanques de almacenamiento y la regasificación y envío de gas natural al Complejo

Termoeléctrico Manzanillo (CTM) mediante un gasoducto.

El riesgo se define en general como una estimación de la probabilidad de que se

manifieste un evento no deseado, así matemáticamente se expresa como el producto

de la probabilidad y la magnitud de tales eventos. La SEMARNAT define al riesgo como

una situación que puede conducir a una consecuencia negativa no deseada, también

define al riesgo ambiental como la probabilidad de que ocurran accidentes mayores que

involucren a los materiales peligrosos que se manejan en las actividades altamente

riesgosas, que puedan trascender los limites de sus instalaciones y afectar de manera

adversa a la población, sus bienes y al ambiente. Esta definición corrobora la relación

entre probabilidad y magnitud.

El Instituto Americano de Ingenieros Químicos (AICHE) ha definido criterios para

selección de metodologías de identificación de riesgos (AICHE, 1992). De acuerdo con

dichos criterios las metodologías para la identificación de riesgos que son adecuadas a

la información básica que se tiene son: Lista de Verificación, Análisis ¿Qué pasa si…? y

Análisis Preliminar de Peligros (PHA por sus siglas en inglés).

A fin de cumplir con los requerimientos de la autoridad ambiental en el articulo 18 del

reglamento en materia de evaluación de impacto ambiental de la Ley de Equilibrio

Ecológico en Materia de Evaluación de Impacto Ambiental, y ser congruentes con una

selección adecuada de metodologías, se decidió identificar los riesgos con base en tres

metodologías a fin de disminuir la incertidumbre inherente a la información del proyecto.

Estas metodologías fueron: la lista de verificación, el Análisis Preliminar de Peligros

(PHA: Anexo I.7) y un análisis HAZOP (Anexo I.8). Cada uno de estos métodos se

realizó de manera independiente por lo que aportó sus propias recomendaciones. Así

entonces algunas recomendaciones podrían referirse a una situación similar, en estos

_____________________________________________________________________________




casos se optó por no combinarlas para asegurar que sean consideradas en el diseño

final.

Para la jerarquización de riesgos se realizó un Análisis Cuantitativo de Riesgos (QRA

por sus siglas en inglés), (AICHE-2000), (Stone & Webster, 1991). Esta metodología se

basa en los resultados de las metodologías de identificación para definir un conjunto de

accidentes o eventos en los cuales las sustancias peligrosas en cuestión son liberadas.

Posteriormente con cada uno de estos eventos se hace un análisis de consecuencias y

un análisis de frecuencias. El análisis de consecuencias se realizó con el programa

PHAST v6.42. (Anexo I.9). El análisis de frecuencias se realizó con el programa LEAK

v3.1.1. (Anexo I.10). Ya con resultados de consecuencias (magnitud) y de frecuencias

(probabilidad) se determina el Grado de Riesgo (GR) correspondiente a cada uno de los

eventos evaluados. Finalmente la jerarquización de los riesgos se hace de acuerdo al

grado de riesgo. La determinación de la evaluación de riesgo se llevo a cabo con el

programa SAFETImicro 6.42. (Anexo I.11, Adendum I.5.1). Esta herramienta determina,

a partir de la frecuencia de cada evento, la posibilidad de ocurrencia de las

consecuencias mediante el empleo de árboles de eventos incluidos en la base de datos

del programa, para después combinarla con las diversas direcciones de viento

reportadas para la zona de estudio y así determinar el potencial de que las fugas

encuentren receptores específicos tales como población o fuentes de ignición, en cuyo

caso se generarían incendios o explosiones. Así al final el grado de riesgo obtenido es

una medida de la posibilidad de afectar nocivamente a la población cumpliéndose con

la definición de riesgo.

No obstante lo anterior, el sólo definir el grado de riesgo no es suficiente para una toma

adecuada de decisiones sino que se requiere de compararlo con algún criterio de

aceptación para determinar si el riesgo es aceptable o no, y que dicha comparación

sirva de base para tomar decisiones y sugerir medidas de prevención efectivas,

tendientes a disminuir el grado de riesgo. A esta serie de actividades se le llama

Evaluación de Riesgos.

En el contexto internacional pocos países tienen criterios de afectación de riesgo, y

quienes los tienen los refieren ya sea a riesgo individual o riesgo social. En México no

_____________________________________________________________________________




se tienen criterios de aceptabilidad para riesgo social ni riesgo individual por lo que la

evaluación de riesgos utilizó criterios vigentes en Holanda, Reino Unido, Hong Kong,

Australia, Canadá y Estados Unidos. Al evaluar los resultados del primer análisis se

encontró que se rebasaban todos los criterios internacionales por lo que se propusieron

medidas de mitigación y se volvieron a realizar los cálculos, teniéndose así una serie de

iteraciones hasta que el grado de riesgo final cumpliera con los criterios de aceptación.

A continuación se presentan los resultados de cada metodología empleada.

I.4.2 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS

I.4.2.1 LISTA DE VERIFICACIÓN De la revisión de la lista de verificación basada en la NOM-013-SECRE-2004 se

encontró cumplimiento con prácticamente todos los puntos excepto en lo concerniente a

limitar el uso de equipo que no esté lo suficientemente probado en un contexto

internacional, lo que motivó una recomendación. Se emitió también otra recomendación

para reforzar el cumplimiento con las Normas Oficiales Mexicanas.

Así entonces el análisis realizado a la lista de verificación, no reporta riesgos

significativos asociados al incumplimiento de la NOM-013-SECRE-2004 (ver Tabla

I.1.3.3 -1: Lista de verificación).

Tabla I.1.3.2.1 - 1 Lista de Verificación para la TGNLM basada en la NOM-013-SECRE-2004

No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES Normatividad

1 ¿Se define en las bases de

diseño la aplicación de la Norma

Oficial Mexicana NOM-013-

SECRE-2004 1ª parte?

X

2 ¿Se define en las bases de

diseño la obligatoriedad de

cumplir con lo que establece la

Norma Oficial Mexicana NOM-

X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES 013-SECRE-2004 1ª parte en los

aspectos de diseño,

construcción, operación y

mantenimiento?

3 ¿Se establece en las bases de

diseño la limitante para usar y

operar equipos que no han sido

suficientemente probados a nivel

internacional?

X Se recomienda establecer en las

bases de diseño la limitación para

usar equipo prototipo o que no

haya sido suficientemente

probado a nivel internacional.


diseño el cumplimiento con las

normas NOM-001-SECRE-2003

que se refiere a la calidad del

gas natural?

X


diseño el cumplimiento de la

norma NOM-006-SECRE-1999,

Que se refiere a la odorización

del gas natural?

X



norma NOM-007 SECRE 1997

que se refiere al transporte de

gas natural?

X


diseño el cumplimiento con la

norma NOM-008- SECRE 1999

que se refiere al control de la

X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES corrosión en tuberías de acero

enterradas o sumergidas?



norma NOM 009- SECRE 2002

que se refiere al monitoreo,

detección y clasificación de

fugas de gas natural y gas LP?

X



norma NOM 001 SEDE 1999

que se refiere a la utilización de

instalaciones eléctricas?

X



norma NOM 003-SEGOB 2002

que se refiere a señales y avisos

para protección civil?

X Se recomienda establecer en las

Bases de Diseño la obligatoriedad

al cumplimiento de esta Norma.



norma NOM 001 STPS 1999 que

se refiere a las condiciones de

seguridad e higiene en edificios,

locales, instalaciones y áreas en

centros de trabajo?

X


diseño el cumplimiento con la

norma NOM 002-STPS-2000

X Se deberá establecer en las


_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES que se refiere a las condiciones

de seguridad, prevención y

combate de incendios en los

centros de trabajo?




norma NOM 004-STPS- 1999

que se refiere a sistemas de

protección y dispositivos de

seguridad en la maquinaria y

equipos utilizados en los centros

de trabajo?

X



norma NOM 005-STPS-1998,

que se refiere a las condiciones

de seguridad e higiene en los

centros de trabajo para el

manejo, transporte y

almacenamiento de substancias

químicas peligrosas?






norma NOM-017 STPS 2001

que se refiere a la selección, uso

y manejo de equipos de

protección personal en los

centros de trabajo?

X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES



norma NOM-018-STPS-2000,

que se refiere al sistema para la

identificación y comunicación de

peligros y riesgos por

substancias químicas peligrosas

en los centros de trabajo?



al cumplimiento de esta Norma



norma NOM 020-STPS-2002

relacionada con recipientes

sujetos a presión y calderas,

funcionamiento, condiciones de

seguridad?






norma NOM 026- STPS-1998

que se refiere a los colores y

señales de seguridad e higiene e

identificación de riesgos por

fluidos conducidos en tuberías?

X



norma NOM-27-STPS-2000 que

se refiere a la soldadura y corte,

condiciones de seguridad e

higiene?




_____________________________________________________________________________







norma NOM-014-SCFI-1997 que

se refiere a medidores de

desplazamiento positivo tipo

diafragma para gas natural o gas

LP?

X



norma NOM-093-SCFI-1994 que

se refiere a las válvulas de

relevo de presión, de seguridad,

seguridad- alivio y de alivio?

X

Ubicación de la Terminal


diseño el cumplimiento de las

reglas, normas y leyes a nivel

Federal, Estatal y Municipal?

X

23 ¿La Terminal tiene acceso por

aire, tierra y mar para seguridad

del personal en caso de un

accidente?

X

24 ¿Se han definido en los

procedimientos de seguridad, los

límites en las condiciones

climáticas que permitan el

acceso al sitio para evacuar al

X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES personal en caso de condiciones

climáticas más severas?

25 ¿Se ha previsto en el diseño del

acceso de buques los elementos

que permitan efectuar maniobras

en condiciones normales y de

emergencia?

X

26 ¿Se consideraron las

dimensiones y la configuración

del predio para cumplir con los

requisitos del capítulo 107 de la

Norma NOM 013 SECRE 2004?

X

27 ¿El sitio en el que se decidió

construir la Terminal permite

proteger esta instalación del

efecto de las fuerzas de la

naturaleza, tales como,

inundaciones, marejadas y

huracanes?

X

28 ¿Se consideró en las bases de

diseño la zona sísmica

correspondiente?

X

29 ¿Se consideraron las

características topográficas del

predio para que pudieran

recolectar y contener los

derrames de GNL y otros

líquidos inflamables dentro de la

X

_____________________________________________________________________________





Terminal?

30 ¿Se previeron en las bases de

diseño los sistemas de drenaje

pluvial, sanitario e industrial?

X

31 ¿Se efectuaron los estudios de

mecánica de suelos, de riesgo,

de riesgo de incendio de la

vegetación aledaña, de ríos y

mantos acuíferos subterráneos y

superficiales, condiciones

climatológicas y sismológicas

que permitan ubicar el predio en

una zona adecuada para

construir la Terminal?

X

32 ¿Se previó en las bases de

diseño el desarrollo de estudios

oceanográficos y de movimiento

marítimo, incluyendo el acceso

marítimo al sitio y los

movimientos de lo buques y

otras embarcaciones que operen

en la zona de influencia de la

Terminal?

X

33 ¿Se prevé que la ubicación y el

diseño de la Terminal se ajuste

al resultado del análisis de

riesgo que se efectúe de

acuerdo con la legislación

X

_____________________________________________________________________________





vigente?

34 ¿Para el desarrollo del estudio

de riesgo se aplicará la

metodología que incluye la

norma NOM-013 SECRE 2004,

o la forma establecida por las

Guías de la SEMARNAT?

X

Control de Fugas y Derrames de GNL


diseño la previsión de áreas de

retención y de confinamiento

para controlar derrames de

GNL?

X

36 ¿Se establecen en las bases de

diseño los tipos de drenaje con

que se dotaría a éstas áreas?

X


diseño la preparación de un plan

de atención a contingencias y los

recursos materiales y humanos

para su operación?

X


diseño que las distintas áreas de

proceso y almacenamiento

(incluyendo áreas de

X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES vaporización, áreas de

transferencia de GNL y líquidos

inflamables) estén dotadas de

medios de contención que

permitan minimizar la posibilidad

de que algún derrame pudiera

afectar a otras áreas y a

instalaciones o asentamientos

humanos vecinos?


diseño que no se deben localizar

tanques de almacenamiento de

refrigerantes y combustibles

dentro de las áreas de

contención de los tanques de

almacenamiento de GNL?

X

Diseño y Capacidad de los Sistemas de Retención y del Sistema de Drenaje


diseño que los diques deberán

construirse con materiales que

sean capaces de contener el

GNL que pudiera derramarse

eventualmente, soportando la

columna hidrostática y la

temperatura del GNL así como el

efecto del fuego que pudiera

X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES generarse, y los efectos de las

fuerzas naturales como lluvia,

viento, sismo y huracanes?


diseño que se deberá contar con

un sistema de drenaje pluvial

que permita extraer el agua

mediante el uso de bombas

sumergidas y que cuenten con

una protección por baja

temperatura para evitar el

bombeo de GNL hacia la red de

drenaje?

X


diseño que la tubería, válvulas y

conexiones que se instalen en el

sistema de drenaje deberán ser

diseñadas y construidas para

soportar las temperaturas que

corresponden al GNL?

X


diseño que en caso de usar un

drenaje por gravedad, éste

deberá contar con los elementos

que eviten que el GNL se

esparza por la red de drenaje de

la terminal?

X

44 ¿Se establece en las bases de X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES diseño que los aislantes térmicos

instalados en las superficies de

contención deberán ser

incombustibles y adecuados

para las condiciones a las que

serían expuestos en caso de

algún derrame de GNL,

soportando los esfuerzos

mecánicos y aquellos generados

por las contracciones y

expansiones térmicas?


diseño que en las áreas

generales se deberán usar

canales en vez de ductos para

manejar los eventuales

derrames de GNL?

X


diseño que en las áreas críticas

de la terminal se deberán

diseñar los drenajes usando

ductos cerrados los que deberán

dimensionarse adecuadamente

tomando en cuenta los flujos

resultantes y la vaporización del

GNL?

X


diseño que la capacidad del

X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES sistema de retención para las

áreas de transferencia,

vaporización y proceso deberá

ser suficiente para contener la

descarga máxima que pudiera

presentarse durante 10 minutos,

bajo el supuesto de que existen

previsiones para aislar, bloquear

y suspender en ese tiempo

cualquier actividad en el área

donde se presentó la fuga?


diseño que en el caso de usar

tanques de contención doble, o

de contención total, se

considerará como área de

retención el contenedor

secundario siempre y cuando se

cumpla con la norma NOM-013-

SECRE-2004? (107)

X

49 ¿La capacidad dada al área de

contención es suficiente para

contener el volumen del tanque

más grande? (107. 2.7 d)

X

50 ¿Cuando un sistema de

contención sirva a varios

tanques, la capacidad es

suficiente para contener el

X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES volumen total de los tanques?

51 ¿La altura de los diques de

contención se establece de

acuerdo con la NOM 013-

SECRE-2004-107 2.7?

X

52 ¿Los sistemas de contención en

áreas de almacenamiento y

proceso consideran un derrame

de diseño de 10 minutos a la

capacidad máxima de bombeo o

manejo? (107.3.5)

X

53 ¿Se prevén distancias de las

áreas de retención a los límites

de radiación de incendio

potencial?

X

54 ¿Se respetan las distancias

entre el borde del área de

contención y el límite de

propiedad?

X

Distancias

55 ¿Se respetan distancias entre

tanques de almacenamiento de

GNL establecidos por la norma o

por el ED de R?

X

56 ¿Se respetan las distancias

establecidas en la tabla 107.4.1

de la NOM 013?

X

_____________________________________________________________________________





57 ¿Se cumple con el párrafo

107.4.2 a, b y c?

X

58 ¿Se respetan distancias entre

vaporizadores? Párrafo 107.5

X

Espaciamiento de Equipo

59 ¿Se cumple con las distancias

establecidas en el párrafo

107.6?

X

Espaciamiento de la Instalación de Recepción

60 ¿Se cumple con las distancias

establecidas por la norma en

107.7?

X

Edificios y Estructuras

61 ¿Se cumple con lo establecido

en el párrafo 107.8?

X

Diseño y Fabricación de Equipo y Componentes

62 ¿Se cumple con el párrafo

107.9?

X

Protección del Suelo Contra muy Bajas Temperaturas

63 ¿Se cumple con párrafo 107.10? X

Concreto para uso Criogénico

69 ¿Se incluye en las bases de

diseño el cumplimiento al párrafo

X

_____________________________________________________________________________





107.12?

Seguridad de la Instalación


diseño el cumplimiento de los

criterios del párrafo 108?

X

Tanques de Almacenamiento De GNL


diseño el cumplimiento del

párrafo 109?

X

Sistemas de Vaporización



párrafo 110?

X

Tuberías y Componentes



párrafo 111?

X

Instrumentos y Servicios Eléctricos


diseño el cumplimiento con el

párrafo 112?

X

Sistemas de Transferencia de GNL de Buques a Tanques

75 ¿Se establece en las bases de X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES diseño el cumplimiento con el

párrafo 113?

Plan Integral de Seguridad y Protección Civil


diseño la obligatoriedad al

cumplimiento del párrafo 114?

X

Operación


diseño el cumplimiento de lo

establecido en el párrafo 115?

X

Mantenimiento


diseño el cumplimiento a los

preceptos contenidos en el

párrafo 116?

X

Capacitación



párrafo 117?

X

Evaluación de la Conformidad


diseño la obligatoriedad a

someterse al proceso de

verificación en las fases de

proceso, ingeniería,

construcción, operación y

X

_____________________________________________________________________________




No PREGUNTA SI N OBSERVACIONES mantenimiento de acuerdo a la

parte 4 de la NOM-013?

_____________________________________________________________________________




I.4.2.2 ANÁLISIS PRELIMINAR DE PELIGROS (PHA) Una vez efectuado el Análisis Preliminar de Peligros (Anexo I.7), se encontraron las

siguientes situaciones que podrían ser peligrosas:

1. El gas natural licuado es inflamable, las fugas de este material pueden causar

incendios o explosiones en caso de encontrarse con fuentes de ignición.

2. En caso de fugas de gas natural licuado podría darse la formación de charcos

cuyo tamaño podría ser significativo en función de la cantidad de material

derramado.

3. El gas natural se considera un asfixiante simple por el efecto de desplazar el

oxígeno.

4. El gas natural licuado será suministrado por barcos que tendrán que atravesar

un canal para llegar a las garzas, durante este trayecto existe el peligro de que

el barco se impacte y pueda liberar el gas natural.

5. Tanto en estado líquido como gaseoso el gas natural podría ser liberado a

través de fugas, empaques, accesorios, etc.

6. Se usará nitrógeno para amortizar el sistema de descarga, podrían ocurrir

errores en esta operación que impliquen la liberación de gas natural

7. El sistema de nitrógeno estará presurizado y esto podría dar lugar a la

posibilidad de explosiones o bien de contaminación con gas natural

8. No está definido cuáles instrumentos serán neumáticos, en caso de falla del

aire estos instrumentos o accesorios podrían actuar de manera no deseada,

pudiendo causar sobrepresiones, daño a equipos o fugas de gas natural.

9. El agua de enfriamiento de la Terminal interactuará con el sistema de

enfriamiento de la central termoeléctrica, en caso de problemas en la central o

en la Terminal, o en el acueducto, se tendría fallas que resulten en la

imposibilidad de continuar operando tanto en la central como en la Terminal.

_____________________________________________________________________________




10. Los sistemas de control y motores podrían dejar de funcionar en caso de falla

de electricidad, implicando la posibilidad de interrumpir la operación, no poder

monitorear operaciones críticas o funcionamiento inadecuado de válvulas o

equipos de control

11. Una muy alta temperatura ambiente podría afectar nocivamente la licuefacción

del gas natural, pudiendo implicar daño a equipos o fugas.

12. La alta temperatura en la zona podría afectar nocivamente el desempeño de

los operadores, implicando que realicen las tareas en exteriores de manera

ineficiente o que no se realicen en los horarios programados.

13. El área de la Terminal es susceptible a la corrosión, lo que a su vez implica la

posibilidad de fallas de equipo de proceso y fugas de gas natural.

14. La zona es susceptible a la presencia de huracanes, la Terminal estará

asentada sobre la barra de una laguna costera, estas barras van cambiando

con el tiempo o pueden llegar a modificarse, incluso desaparecer, en eventos

tales como huracanes o tsunamis.

15. La zona de la Terminal es susceptible a sismos, esto implica la posibilidad de

tener daño en los equipos o bien oleaje más alto.

16. La posible existencia de diques, canaletas, sardineles, muros de contención,

etc., implica la posibilidad de que durante eventos de lluvia intensa ésta quede

retenida en ellos, comprometiendo su función de contención. Un inadecuado

drenaje también podría implicar dificultades de tránsito durante operaciones

rutinarias o de emergencia.

17. Los detalles de operación dependerán del diseño propuesto por el licitante

ganador. El peligro más obvio que puede visualizarse relacionado con el

arranque del proceso es que no se tenga una correcta alineación de válvulas,

ya sea del barco a los tanques de almacenamiento, de los tanques a los

evaporadores o compresores, de éstos a la estación de regulación y de ésta a

_____________________________________________________________________________




la central, lo que podría implicar daños a equipo de proceso o fugas de gas

natural.

18. Posibilidad de fuga de gas natural al intervenir equipo o líneas que en ese

momento se encuentren llenas, lo que implica la posibilidad de afectación al

personal y a las instalaciones.

19. Generación de fuentes de ignición como chispas o flamas al realizar

operaciones de mantenimiento, esto implica la posibilidad de tener incendios y

explosiones.

20. No se tienen detalles sobre los sistemas de paro, sin embargo pueden

identificarse dos situaciones generales: que el proceso pare cuando no deba,

esto como resultado de la falla de algún instrumento u operador, o bien que el

sistema de paro no funcione ante una situación de emergencia, ya sea porque

no exista qué o quién lo active o porque la señal de comando funcione

erróneamente.

21. No contar con brigada de emergencia, o que la brigada no esté debidamente

capacitada, esto podría llevar a improvisación que pudiera incrementar el grado

de la emergencia

22. Atender con elementos humanos eventos que por su naturaleza no puedan ser

combatidos de cerca, esto podría implicar ineficiencia en el control de la

emergencia o fatalidades.

23. Posibilidad de afectación a personal por alta tensión

24. Las fuentes eléctricas constituyen fuentes de ignición y en su ubicación se

podrían tener explosiones e incendios, si alguna fuga de gas natural con

concentraciones en el rango inflamable llegara a alcanzarlas.

25. Los talleres y almacenes de materiales auxiliares podrían tener diversas

sustancias tóxicas, inflamables o explosivas, y ser al mismo tiempo fuentes de

ignición para fugas de gas natural y sustancias inflamables en general.

_____________________________________________________________________________




26. Los derrames de líquidos en áreas de proceso, talleres, servicios, etc., podrían

derramar hacia la laguna, el mar, o hacia áreas donde su presencia pueda

resultar en condiciones inseguras; igualmente en casos de agua de lluvia

acumulada en diques o canaletas, al bombearla podría arrastrar sustancias

químicas nocivas.

27. Durante la operación normal y en actividades de mantenimiento habrá la

generación de desechos que puedan ser o no peligrosos, éstos a su vez

pueden tener propiedades inflamables, explosivas o tóxicas que puedan afectar

nocivamente al personal e instalaciones

28. Podrían existir conflictos entre las demandas operativas y la necesidad de dar

mantenimiento a los equipos, si se le da preferencia a la operación los equipos

podrían desgastarse más y comenzar a desarrollar condiciones inseguras.

29. Se podrían dar situaciones de incendio a accidentes en áreas donde bajo

circunstancias específicas no sean detectados de inmediato y puedan

propagarse incrementando así su magnitud.

30. Mal funcionamiento de los venteos de emergencia hacia quemadores

31. No se tienen detalles sobre la iluminación, sin embargo puede anticiparse que

aquellas actividades de operación y mantenimiento donde sea necesaria la

intervención de personal humano podrían darse de manera insegura si se

realizan de noche sin iluminación adecuada.

32. No se tienen detalles de ventilación pero se puede estimar la posibilidad de

atmósferas explosivas o tóxicas asociadas al manejo de sustancias químicas

dentro de edificios.

33. Se podrían dar situaciones de incendio o accidentes en áreas donde bajo

circunstancias específicas no sean detectados de inmediato y puedan

propagarse incrementando así su magnitud.

34. Mal funcionamiento de las válvulas de gas natural con interruptor de vacío para

compensar bajas de presión.

_____________________________________________________________________________




35. Mal funcionamiento de válvulas de alivio de presión vacío en tanques.

36. Mal funcionamiento de válvulas de alivio de presión en vaporizadores.

37. Funcionamiento ineficiente de sensores de temperatura, densidad e indicador

de nivel en tanques, y esto podría implicar que no se detecte una inversión

térmica a tiempo.

38. Falla de sistema de calentamiento automático en el fondo de tanques.

39. Emisión de gas natural por el sistema de desfogues a la atmósfera.

40. Saturación del sistema de venteo de baja presión.

41. Saturación del sistema de alivio cerrado.

42. Mal funcionamiento de la válvula de control automático para liberar exceso de

presión del gas en sistema de alivio cerrado hacia quemadores.

43. Falla o mal funcionamiento de los quemadores del sistema de alivio cerrado.

44. Ignición de alguna fuga o venteo de gas natural atmosférico al pasar por los

quemadores del sistema de alivio cerrado.

45. Falla del sistema de Cierre de Emergencia 1 (CDE) Descarga.

46. Falla del sistema CDE2 Descarga.

47. Falla del sistema CDE Terminal.

48. Activación indebida del sistema CDE por la interconexión de los sistemas de

cierre de emergencia de barco y Terminal.

49. Imposibilidad de interconectar los sistemas de cierre de emergencia de barco y

Terminal.

50. Falla del sistema de liberación de emergencia (PERC) en brazos de descarga.

51. Falla de los sistemas de detección de fuego y gas.

De acuerdo con la metodología los eventos anteriores denotan posibilidades de riesgo

que pueden corregirse en el diseño final. Las anteriores no implican que el proceso sea

_____________________________________________________________________________




un riesgo inminente, sino que ponen de manifiesto las áreas de oportunidad que deban

considerarse por los licitantes del proyecto.

El reporte del análisis preliminar de peligros se encuentra en el Anexo 1.7

_____________________________________________________________________________




I.4.2.3 ANÁLISIS HAZOP En el análisis HAZOP se realizó una cuantificación de los peligros usando para ello una

matriz de riesgo basada en los niveles señalados en la NOM-013-SECRE-2004, misma

que se muestra a continuación:

Tabla I.1.3.2.3- 1.- Matriz de Riesgo para la Jerarquización de Eventos

5 B B A A A

4 B B B A A

3 C B B B A

2 C C B B A

1 C C C B B

1 2 3 4 5

Prob

abili

dad

Severidad

De acuerdo con la Tabla anterior el Grado de Riesgo (GR) indica lo siguiente:

A: No Aceptable (Requiere recomendaciones a corto plazo)

B: Debe Mejorarse (Requiere recomendaciones)

C: Aceptable (Solo verificar que se cuenta con procedimientos y/o controles)

En la matriz anterior a la intersección de la severidad (S) y la probabilidad (P), se le

llama grado de riesgo (GR) y es éste el que especifica la importancia o jerarquización

de los eventos. La Severidad y Probabilidad indicadas se definieron de acuerdo a las

Tablas I.1.3.2.3–2 y I.1.3.2.3 -3 proporcionadas por el Departamento de Protección

Ambiental de la Coordinación de Proyectos Termoeléctricos de CFE, considerando los

requerimientos de la NOM-013-SECRE-2004.

Tabla I.1.3.2.3 – 2.- Clasificación por Orden de Probabilidad

_____________________________________________________________________________




Categoría de Frecuencia (Parámetros

Internacionales)

Tiempo Promedio entre Sucesos (años)

Frecuencia (por año)

Estimación Puntual* (por año)

Probabilidad

Clasificación según la NOM-013-SECRE-2004

5 <1 >1.0 3.2

Se espera

que ocurra

varias veces

en 1 año

1 Frecuente

4 1 – 10 10-1 - 1.0 3.2 x 10-1

Se espera

que ocurra

algunas

veces en 10

años

2 Posible

3 10 – 100 10-2 - 10-1 3.2 x 10-2

Se espera que

ocurra no más

de una vez en

10 años (más

del 50% de

probabilidad

de que ocurra

al menos una

vez)

3 Rara

2 100 - 1,000 10-3 - 10-2 3.2 x 10-3

No se espera

(menos del

10% de

probabilidad

de que ocurra

en 10 años)

4 Extremada/.

Rara

1 >1,000 <10-3 3.2 x 10-4

No es

probable

(menos del

10% de

5 Improbable

_____________________________________________________________________________




Categoría de Frecuencia (Parámetros

Internacionales)

Tiempo Promedio entre Sucesos (años)

Frecuencia (por año)

Estimación Puntual* (por año)

Probabilidad

Clasificación según la NOM-013-SECRE-2004

probabilidad

de que ocurra

en 100 años)

--- --- --- --- ---

6 Probabilidad

No

Cuantificable

*La estimación puntual es un valor de frecuencia representativo de la categoría respectiva. Se

calcula con el promedio geométrico (Raíz cuadrada del producto de los límites superior e inferior de

cada categoría de frecuencia).

Tabla I.1.3.2.3 -3 Clasificación por Categorías de Consecuencias (Severidad).

Tipo de Consecuencia Categoría de Consecuencia (Parámetros

Internacionales)

Daños al Personal

Efecto en la Población o Impacto Ambiental

Pérdida de Producción [USD]

Daños a la Instalación [USD]

Categoría de Consecuencias de Acuerdo a NOM-013

5

Heridas o

daños

físicos que

pueden

resultar en

fatalidades

Heridas o daños físicos que

pueden resultar en

fatalidades.

Derrame externo que no se

puede controlar en unos

pocos días.

Mayor de

50 MM

Mayor de

50 MM 1 – Catastrófica

4

Heridas o

daños

físicos que

generan

suspensión

Heridas y daños personales

que se reportan.

Derrame externo que se

pueda controlar en unos

pocos días.

De 5 MM a

50 MM

De 5 MM a

50 MM 2 - Grave

_____________________________________________________________________________




laboral

3

Heridas o

daños

físicos

reportables

Heridas y daños personales

que se atienden con

primeros auxilios.

Olores, ruidos e impacto

visual que puedan

detectarse.

Derrame externo que se

pueda controlar en un día.

De 500 mil a

5 MM

De 500 mil

a 5 MM 3 - Significante

2

Heridas o

daños

físicos que

se atienden

con

primeros

auxilios

Heridas o daños personales

improbables.

Ruidos, olores e impacto visual que se pueden detectar.

Derrame externo controlable

en algunas horas.

De 50 mil a

500 mil

De 50 mil a

500 mil 4 - Reparable

1

No se

esperan

heridas o

daños

físicos

Ruidos, olores e impacto

visual imperceptibles.

No hay derrame externo.

Hasta 50 milHasta 50

mil 5 - Nula

_____________________________________________________________________________




En este estudio para la evaluación de severidad se consideró más importante la

afectación a personal, dejándose en segundo término el impacto económico. Los

eventos identificados con categoría A fueron los identificados en la Tabla I.1.3.2.3-4

Tabla I.1.3.2.3 -4.- Identificación y Jerarquización de Riesgos para la TGNLM con Grado de Riesgo

A.

No. Desviación Causas Consecuencias Salvaguardas S P GR

Nodo:1

1 1. No-flujo 1.MOV-3 Cerrada 1. Posible

sobrepresión

aguas arriba

PI-01

PT-01

AAP-01

PSV-01

5 4 A

2 1. No flujo 2. FIR-01

Obstruida

1. Posible

sobrepresión

aguas arriba

PI

PI-02

PT-02

AAP-02

PSV-01

5 4 A

3 1. No flujo 5. Ruptura de la

línea de proceso

1. Derrame de

Gas Natural

Licuado

PI

FT-01

ABP-01

5 2 A

4 2. Menos flujo 7.-PVS-01 Abierta 1.Emisión de gas

natural

PI

PT

ABP-01

DF

DME

FIR-01

5 3 A

5 2. Menos flujo 10.PSV-02 Pegada

Abierta

Ver menos flujo

causa 7

5 3 A

_____________________________________________________________________________





6 2. Menos flujo 15.Fuga en línea 1.Emisión de gas

natural

DF

DME

DBT

5 3 A

7 2. Menos flujo 17.Fuga en la

conexión con el

barco

Ver Menos flujo

causa 15

5 3 A

8 3. Más Flujo 1. Válvulas en

línea de Nitrógeno

abiertas

1. Posible

sobrepresión

aguas abajo

Doble Bloqueo

PSV-10

AAP-01

PI-01

PSV-02

PSV-03

5 2 A

9 9. Alto nivel 1.Mal

funcionamiento de

Válvula de bloqueo

de tanque T-1

1.Posible

sobrepresión al

tanque

PSV-12

AAP-19

PR-19

4 4 A

10 12. También...

(presencia de

materiales

distintos,

contaminación)

1.Presencias de

H2S

1.Incremento del

desgaste de

tuberías y equipo

H2S-A

CLLL-01

5 3 A

11 13. Otros

(materiales o

condiciones de

proceso distintas)

2.Suministro de

gas L.P. en lugar

de gas natural

1.Posible

operación

ineficiente

PI

TI-01

PI-02

AAT-02

CLL-01

PI-01

5 2 A

_____________________________________________________________________________





12 16. Alivio 1.PSV-01 Pegada

abierta

Ver Menos flujo

Causa 7

5 3 A


cerrada

1. Posible

sobrepresión línea

de proceso

PI

PSV-02

PSV-03

5 3 A


cerrada

1. Posible


de proceso

PI

PSV-01

PSV-03

5 3 A


abierta

Ver Menos flujo

Causa 7

5 3 A


cerrada

1. Posible


de refrigeración

PI

PSV-01

PSV-03

5 3 A


abierta

Ver Menos flujo

Causa 7

5 3 A

18 19. Falla de

servicios

2.Falla de

electricidad

1.Imposibilidad de

operar válvulas

MOV's

Generador

diesel de

emergencia

5 5 A

19 19. Falla de

servicios

3.Falla de sistema

contra incendios

1.Imposibilidad de

sofocar un

incendio

Respaldo de

bombas con

energía

independiente

5 3 A

20 19. Falla de

servicios

4. Falla en el

sistema de

ventilación

1.Imposibilidad de

desalojar gases

peligrosos

DF

DME

DBT

5 4 A

21 19. Falla de

servicios

5. Falla de los

servicios de

1.Retraso en

operación

Sistema

telefónico

5 4 A

_____________________________________________________________________________





intercomunicación Radio telefonía

22 20. Corrosión o

Erosión

1. Entorno costero 1. Mayor

degradación de

tuberías y equipos

Protección

catódica

(ánodo de

sacrificio o

corriente

impresa)

5 5 A

23 22. Tierras /

estática

1. Aterrizaje

deficiente o nulo de

tuberías o equipos

1.Posibilidad de

emisión durante el

manejo de gas

natural

Red de tierras 5 4 A

24 23. Fenómenos

naturales

1. Sismos 1. Posibilidad de

daño a las

instalaciones

Sistema contra

incendios

5 2 A

25 23. Fenómenos

naturales

2. Huracán 1. Posibilidad de

daño a las

instalaciones

Sistema contra

incendios

5 2 A

26 23. Fenómenos

naturales

3. Incremento del

nivel mar o tsunami

1. Posibilidad de

daño a las

instalaciones

Sistema contra

incendios

5 3 A

27 23. Fenómenos

naturales

4.Calor excesivo 1.Posibilidad de

apertura de PSV's

Sistema contra

incendios

5 2 A

28 23. Fenómenos

naturales

5. Tormentas

eléctricas

1. Posibilidad de

ignición en

equipos

Sistema contra

incendios

5 2 A

29 24. Otros 1. Encallamiento

del barco

1. Posible

derrame / fuga de

Práctico del

puerto

5 2 A

_____________________________________________________________________________





gas natural Remolcadores

Nodo: 2

30 1. No flujo 2. Válvulas de

bloqueo cerrada

1.Posible

sobrepresión en la

línea

PSV-04

PIT-04

PIT-05

5 3 A

31 1. No flujo 3.FCV-05 cerrada 1. Posible

sobrepresión en la

línea

PSV-04

PIT-04

PIT-05

5 4 A

32 1. No flujo 4. Válvulas de

bloqueo cerrada

Ver no flujo causa

3

5 4 A

33 1. No flujo 5.Ruptura de la

línea de proceso

1.Derrame de Gas

Natural Licuado

DF DBT

DME

PIT-04

PIT-05

5 2 A


abierta

1.Emisiones de

gas natural

DF

DME

DBT

PIT-04

PIT-05

5 3 A

35 2. Menos flujo 8.Válvula de

bloqueo

parcialmente

cerrada

1.Posible

sobrepresión

aguas arriba

PSV-04

By-pass

5 2 A

36 2. Menos flujo 9.FCV-05 cerrada Ver menos flujo

causa 8

5 2 A

37 2. Menos flujo 10.Válvula de

bloqueo

Ver menos flujo

causa 8

5 2 A

_____________________________________________________________________________





parcialmente

cerrada


abierta

Ver menos flujo

causa 7

5 3 A


natural

DF

DME

DBT

5 2 A

40 16. Alivio 2. PSV-04 Pegada

cerrada

1. Sobrepresión

en el sistema

PIT-04

PIT-05

5 3 A


cerrada

1. Sobrepresión

en tanque

PIT-04

PIT-05

5 3 A

42 17 Instrumentación 1.Lecturas

erróneas de

indicadores de

Presión

1. Posibilidad de

fuga

DME

DF´s

DBT

5 3 A

43 17 Instrumentación 2. Lecturas

erróneas de

indicadores de

nivel

1. Posible

sobrepasar el

limite máximo de

almacenamiento

de los tanques

ABN's 5 3 A

Nodo: 3

44 1. No flujo 2. Válvula de

bloqueo cerrada

1. Posible

sobrepresión en

la línea

PSV-04

PIT-04

PIT-05

By-pass

5 4 A

45 1. No flujo 3. MOV-16 cerrada Ver No flujo

causa 2

5 4 A

_____________________________________________________________________________





46 1. No flujo 4.Ruptura de línea 1.Derrame de

Gas Natural

Licuado

DF

DBT

DME

5 4 A

47 2. Menos flujo 3.MOV-07 cerrada Ver No Flujo

Causa 2

5 4 A

48 2. Menos flujo 4. Válvula de

bloqueo cerrada o

parcialmente

abierta de la línea

de la bomba

(BBPB)

Ver No Flujo

Causa 2

5 4 A

49 2. Menos flujo 5.MOV-08 cerrada Ver No Flujo

Causa 2

5 4 A


abierta

1.Emisiones de

gas natural

DF

DME

DBT

FIT-12

PIT

5 3 A


natural

DF

DME

DBT

PI´s

5 3 A

Nodo: 4

52 1. No flujo 1.MOV-20 Cerrada 1.Posible

sobrepresión agua

arriba

PSV-05

PSV-06

PSV-07

5 3 A

_____________________________________________________________________________





53 1. No flujo 2.Válvula de

bloqueo cerrada

1.Posible

sobrepresión en la

línea de proceso

aguas arriba

PSV´s 5 4 A

54 1. No flujo 3. Válvula FCV-05

cerrada

Ver No flujo causa

2

5 4 A


bloqueo cerrada

Ver No flujo causa

2

5 4 A


bloqueo cerrada

1. Sobrepresión

aguas arriba

PIT-13

PIT-14

PIT-15

PVS-05

PSV-06

PSV-07

FIT-05

FIC-05

5 4 A

57 1. No flujo 6. MOV-21 cerrada Ver No flujo

Causa 5

5 4 A

58 1. No flujo 7. MOV-31 cerrada 1. Sobrepresión

aguas arriba

PIT-28

PAP-28

PSV-28

5 4 A


línea

1.Derrame de Gas

Natural

DF

DME

DBT

5 3 A


abierta

1.Posibilidad de

atmósferas

peligrosas

SDHAS

DF

DME

5 3 A

_____________________________________________________________________________






abierta

Ver Menos Flujo

causa 15

5 3 A


abierta

Ver Menos Flujo

causa 15

5 3 A


abierta

1.Posibilidad de

atmósferas

peligrosas

SDHAS

DF

DME

5 3 A

64 2. Menos flujo 19.Perforación de

la línea

1.Emisiones de

gas natural al

atmósfera

DF

DME

DBT

5 3 A


abierta

Ver Menos Flujo

causa 15

5 3 A


cerrada

1. Sobrepresión

en el sistema

DME 5 3 A


abierta

Ver Menos Flujo

causa 15

5 3 A


cerrada

Ver Alivio causa 2 5 3 A


abierta

Ver Menos Flujo

causa 15

5 3 A


cerrada



abierta

Ver Menos Flujo

causa 15

5 3 A


cerrada


_____________________________________________________________________________





Nodo: 5

73 2.Menos flujo 1.Mal

funcionamiento de

la bomba

1.Suministro

deficiente de agua

de mar

PIT-32 5 3 A

74 2.Menos flujo 2.Válvula de

bloqueo

parcialmente

cerrada

Ver Menos Flujo

Causa 1

5 3 A

75 2.Menos flujo 3.Válvula de

bloqueo

parcialmente

cerrada

Ver Menos Flujo

Causa 1

5 3 A

76 2.Menos flujo 4.Fuga en la línea Ver Menos Flujo

Causa 1

5 3 A

Nodo: 6


bloqueo cerrada

Posible

sobrepresión en el

tanque

PIT-19

AAP-19

ABP-19

PSV-12

5 4 A

78 1. No flujo 2.MOV-23 Cerrada 1. Posible

sobrepresión en el

tanque (T-1)

PIT-19

AAP-19

ABP-19

PSV-12

5 4 A


bloqueo cerrada

1.Posibilidad de

sobrepresión

aguas arriba

PIT-19

AAP-19

ABP-19

5 4 A

_____________________________________________________________________________





PSV-12


bloqueo cerrada

1. Posibilidad de

fuga en la

conexión de la

válvula

DF

DME

DBT

5 4 A


bloqueo cerrada

Ver No Flujo

Causa 4

5 4 A

82 1. No flujo 7.MOV-26 Cerrada 1. Posibilidad de

fuga en la

conexión de la

válvula

DF

DME

DBT

5 4 A


bloqueo cerrada

1. Posible

sobrepresión en el

tanque

PIT-19

AAP-19

ABP-19

PSV-12

5 4 A

84 1. No flujo 9.Válvula de globo

cerrada

Ver no flujo causa

8

5 4 A


bloqueo cerrada

1. Posible

sobrepresión en el

tambor de succión

AAP-17

PIT-17

PC-17

PSV-13

AAN-04

AAT-17

ABN-04

5 4 A


cierre a la entrada

del compresor

1. Posible

sobrepresión en el

tambor de succión

AAT-17

PSV-13

5 4 A

_____________________________________________________________________________





cerrada

87 1. No flujo 13.Ruptura de línea1.Derrame de Gas

Natural

DF

DME

DBT

5 3 A

88 2.Menos flujo 12. PSV-13 Abierta 1.Emisión de

vapores de gas

natural

ninguna 5 2 A

89 2.Menos flujo 13.Fuga en línea 1.Emisión de

vapores de gas

natural

DME

DF

DBT

5 2 A

Nodo: 7


cerrada

1.Posibilidad de

sobrepresión en el

recondesador

(RCR)

PSV-15

AAP-22

PIC-22

PCV-22-A

5 4 A


bloqueo cerrada

Ver No Flujo

Causa 2

5 4 A


bloqueo cerrada

Ver No Flujo

Causa 2

5 4 A


bloqueo cerrada

1.Posible

sobrepresión

aguas arriba

PC-16

PIT-16

PSV-08

By-pass

5 4 A


cerrada

Ver no Flujo causa

5

5 4 A

95 1. No flujo 7.Válvula deVer No Flujo 5 4 A

_____________________________________________________________________________





bloqueo cerrada Causa 5

96 1. No flujo 8.Ruptura de línea 1.Fuga de gas

natural

DF

DME

DBT

5 4 A

97 2.Menos flujo 7.PSV-15 abierta 1.Emisión de gas

natural

DF

DME

DBT

5 2 A

98 2.Menos flujo 8. PSV-08 abierta Ver Menos Flujo

Causa 7

5 2 A

99 2.Menos flujo 9.Fuga de la línea 1.Emisión de Gas

Natural

DF

DME

DBT

5 2 A


abierta

Ver Menos Flujo

Causa 7

5 2 A


cerrada

1. Sobrepresión en

el sistema

AAP-22

Sistema de

venteo de AP

5 4 A


cerrada

Sobrepresión en el

sistema

Sistema de

venteo de AP

5 4 A

Nodo: 8


bloqueo cerrada

1.Posibilidad de

sobrepresión en

el compresor

MV-05 5 4 A

104 1. No flujo 2. MOV-30 Cerrada 1.Posibilidad de

sobrepresión

aguas arriba

PSV-30 5 4 A

_____________________________________________________________________________






bloqueo cerrada

1.Posible

sobrepresión

aguas arriba

FIT-10

PSV-30

PC-10

By-Pass

5 4 A


cerrada

1.Posible

sobrepresión

aguas arriba

PSV-30

FIT-10

PCV-10

PC-10

By-Pass

5 4 A


bloqueo cerrada

Ver No Flujo

Causa 4

5 4 A

108 1. No flujo 6 Válvula de

bloqueo cerrada

Ver No Flujo

Causa 4

5 4 A

109 1. No flujo 7.MOV-31 cerrada 1.Posible

sobrepresión

aguas arriba

PSV-08

ABF-18

FIT-18

PIT-18

PAP-28

5 4 A


línea

1.Fuga de gas

natural

DF

DME

DBT

FIT-10

ABT-18

5 4 A

111 2.Menos flujo 5. Válvula de

bloqueo cerrada

Ver No Flujo

Causa 5

5 4 A

112 2.Menos flujo 6 Válvula deVer No Flujo 5 4 A

_____________________________________________________________________________





bloqueo cerrada Causa 5

113 2.Menos flujo 8.PSV-30 Abierta 1.Emisión de gas

natural

DBT

DME

DF

5 3 A

114 2.Menos flujo 10.Fuga en línea 1.Emisión de gas

natural

DBT

DME

DF

5 3 A


Abierta

Ver Menos Flujo

Causa 8

5 3 A


Cerrada

Posible emisión

de gas natural

DF

DME

5 3 A


Abierta

Ver Menos Flujo

Causa 8

5 3 A


Cerrada

1. Posible

emisión de gas

natural

DF

DME

5 3 A

Nodo : 9


bloqueo cerrada

1.Posible

sobrepresión en el

Tanque T-1

PIT-19

AAP-19

PSV-12

ABP-19

PR-19

5 4 A

120 1. No flujo 2.MOV-23 Cerrada Ver No Flujo

Causa 1

5 4 A


bloqueo cerrada

1.Posible

sobrepresión

PSV-09

AAP-18

5 4 A

_____________________________________________________________________________





aguas arriba PC-18

PIT-18

By-pass


cerrada

1.Posible

sobrepresión

aguas arriba

PSV-09

AAP-18

PC-18

PIT-18

PCV-18

5 4 A


bloqueo cerrada

Ver No Flujo

Causa 4

5 4 A


línea

1.Derrame de Gas

Natural

DF 5 4 A

125 2.Menos flujo 6.Fuga en línea 1.Emisión de Gas

Natural

DF

DBT

DME

5 3 A

126 2.Menos flujo 7. PSV-12 Pegada

abierta

1. Emisiones de

gas natural

PIT-19

ABP-19

5 2 A

127 2.Menos flujo 8.PSV-09 Pegada

abierta

1.Emisión de Gas

Natural

DF

DBT

DME

5 2 A


abierta

Ver Menos Flujo

Causa 7

5 2 A


cerrada

1. Sobrepresión

en el sistema

AAP

PSV

5 3 A


abierta

Ver menos flujo

causa 8

5 2 A

_____________________________________________________________________________






cerrada

1. Sobrepresión

en las paredes del

tanque

AAP-19

PIT-19

5 3 A

Nodo :10


bloqueo cerrada

1.Posible

sobrepresión en

el Tanque T-1

PSV-12

AAP-19

PR-19

5 4 A

133 1. No flujo 3.MOV-23 Cerrada Ver No Flujo

Causa 2

5 4 A


bloqueo cerrada

1.Posible

sobrepresión en

la línea

By-pass 5 4 A

135 1. No flujo 5. Válvula de Globo

Cerrada

1.Posible

sobrepresión en

la línea

FCV-17

By-pass

5 4 A


bloqueo cerrada

Ver No Flujo

causa 5

5 4 A

137 1. No flujo 7.MOV-22 cerrada 1.Posible

sobrepresión en

la línea

By-pass 5 4 A


bloqueo cerrada

Ver No Flujo

causa 7

5 4 A

139 1. No flujo 9.MOV-27 Cerrada 1.Posibilidad de

sobrepresión en

el Tambor de

Drenado (TDR)

PSV-10

AAP-17

PIT-17

PC-17

5 4 A

_____________________________________________________________________________





PCV-17

140 1. No flujo 10.MOV-28

Cerrada

1.Posibilidad de

sobrepresión en

la línea aguas

arriba

PSV-11

AAP-18

PIT-18

PSV-10

5 4 A

141 1. No flujo 11.MOV-29

Cerrada

1.Posibilidad de

sobrepresión en

la línea aguas

arriba

PSV-11

AAP-18

PIT-18

PSV-10

5 4 A


bloqueo cerrada

Ver No Flujo

causa 11

5 4 A

143 1. No flujo 13.Ruptura de línea1.Fuga de Gas

Natural

DF

DBT

DME

5 4 A


abierta

Ver Nodo 9;

Menos Flujo

causa 7

5 2 A


abierta

1.Emisión de gas

natural

DME

DF

DBT

5 2 A


abierta

1.Emisión de gas

natural

DME

DF

DBT

5 2 A

147 2.Menos flujo 15.Fuga en línea 1.Emisión de gas

natural

DME

DF

DBT

5 4 A

_____________________________________________________________________________






abierta

Ver Nodo 9;

Menos Flujo

causa 7

5 2 A


abierta

Ver Menos flujo,

causa 13

5 2 A


cerrada

1. Sobre presión

en el tambor de

drenado

AAP-17

PIT-17

PC-17

PCV-17

5 3 A


abierta

Ver Menos flujo,

causa 14

5 2 A


cerrada

1. Sobre presión

en la tubería

PIT-18

PSV-10

AAP-18

5 3 A

Nodo: 11

153 1. No flujo 3. Válvula con

poste indicador a la

entrada del

vaporizador

cerrada

1. Posible

sobrepresión en el

tanque termo de

N2

PSV-18

PI-34

PIT-33

5 2 A


bloqueo cerrada

1. Posible

sobrepresión en

las líneas del

vaporizador

5 2 A

155 1. No flujo 5. Válvula con

poste indicador a la

Ver No flujo causa

4

5 2 A

_____________________________________________________________________________





salida del

vaporizador

cerrada


bloqueo cerrada

1. Posible

sobrepresión en

las líneas del

vaporizador

By-pass 5 2 A


cerrada

1. Posible

sobrepresión en

las líneas del

vaporizador

VRP-34

By-pass

5 2 A


bloqueo cerrada

Ver No flujo causa

7

5 2 A

159 2. Menos Flujo 8. PSV-18 pegada

abierta

1. Fuga de gas

nitrógeno

DF 5 2 A

160 16. Alivio 1. PSV-18 pegada

abierta

Ver Menos Flujo

causa 8

5 2 A

161 16. Alivio 2. PSV-18 pegada

cerrada

1. Posibilidad de

sobre presión en

el tanque de

almacenamiento

del Nitrógeno

Ninguna 5 4 A

162 17. Instrumentación 1.Lecturas

erróneas de

indicadores de

Temperatura

1. Modificación de

los parámetros del

proceso

Ninguna 5 3 A

_____________________________________________________________________________





163 17. Instrumentación 2.Lecturas

erróneas de

indicadores de

Presión

1. Posibilidad de

fuga

DF 5 3 A

164 22. Tierras /

estática

1. Aterrizaje


tuberías o equipos

1. Posibilidad de

una sobre carga

eléctrica

Red de tierras 5 2 A

Nodo: 12

165 1. No Flujo 1.MOV-32 cerrada 1.Posible

sobrepresión agua

arriba

By-pass

5 4 A

166 1. No Flujo 2.Válvula de

retención cerrada

Ver No Flujo

causa 1

5 4 A

167 No Flujo 3.Válvula de

bloqueo cerrada

1.Posible

sobrepresión agua

arriba

PSV-16 5 4 A


bloqueo cerrada

Ver No Flujo

Causa 3

5 4 A


seccionamiento

cerrada

1.Posible

sobrepresión agua

arriba

PIT-30

PSV-16

5 4 A

170 No Flujo 6.MOV-33 cerrada Ver No Flujo

Causa 5

5 4 A

171 No Flujo 7. Ruptura del

Gasoducto

1.Fuga de gas

natural

Derecho vía 5 4 A

172 2.Menos flujo 12.PSV-16 Pegada 1.Emisión de gas DBT 5 2 A

_____________________________________________________________________________





abierta natural DF


abierta

1.Emisión de gas

natural

DBT

DF

5 2 A

174 2.Menos flujo 14. Fisura del

Gasoducto

1.Fuga de gas

natural

DBT

DF

DME

5 2 A

175 16.Alivio 1.PSV-16 Pegada

abierta

Ver Menos Flujo

Causa 12

5 2 A


cerrada

1.Posible

sobrepresión en el

sistema aguas

abajo

PCV's

PIT

5 3 A


abierta

Ver Menos Flujo

Causa 13

5 2 A


abierta

1.Posible

sobrepresión en el

sistema aguas

abajo

PCV's

PIT-30

5 3 A

179 21.Mantenimiento 2.Deficiencia en

protección catódica

1. Posibilidad de

corrosión del ducto

en un tiempo más

corto

Recubrimiento

especial

anticorrosivo

5 5 A

180 22.Tierras/ Estáticas 1. Aterrizaje


la línea del ducto

1. Daño a equipo

de monitoreo

Red de tierras

Pararrayos

5 4 A

181 23. Fenómenos 1. Sismos 1. Posibilidad de DME 5 2 A

_____________________________________________________________________________





naturales emisiones de gas

natural

DF

DBT

182 23. Fenómenos

naturales

2. Huracán o

tormenta

1. Posible daño a

Equipo

Sistema

Permanente

de

monoboyas

5 2 A

183 23. Fenómenos

naturales

3. Incremento del

nivel del mar

(inundación) o

tsunami

1. Posible daño a

equipo auxiliares y

línea del ducto

Sistema

Permanente

de

monoboyas

5 3 A

184 23. Fenómenos

naturales

5. Tormentas

eléctricas

1. Daño a equipos

en la EMRyC

Sistema

contra

incendios

5 2 A

En el desarrollo del HAZOP (Adendum I.2.1) se analizaron 12 nodos que incluyen a

todo el proceso desde la llegada de los buques a la TGNLM hasta la entrega del gas

natural al CTM, como se indica en el diagrama de Nodos (Anexo I.5). En este análisis

se encontraron 184 desviaciones con un grado de riesgo A (No aceptable y requiere

recomendaciones), éstas se refieren a posibles fallas en el mantenimiento debidas

principalmente al entorno corrosivo del lugar por tratarse de zona costera, y a la posible

falta de señalamientos en líneas de proceso, sobre todo en la indicación de la posición

de las válvulas.

Se debe tener especial atención en la ocurrencia de fenómenos naturales y sus

consecuencias. Es importante observar y atender las recomendaciones derivadas del

HAZOP y las medidas de seguridad y planes de emergencia con que contará la

TGNLM. También se deberá de tener especial cuidado con las vías de comunicación

cercanas al proyecto (carretera al poblado de Campos).

_____________________________________________________________________________




I.4.2.4 JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS Como se indicó al inicio de esta sección la jerarquización de riesgos se hizo a partir de

los resultados de la identificación de peligros mediante un análisis cuantitativo de

riesgos cuya metodología, ya descrita, se resume con el siguiente diagrama.

Figura I.1.3.3- 1.- Diagrama de Flujo para Análisis Cuantitativo de Riesgo.

I.4.2.5 ANÁLISIS DE FRECUENCIAS Y CONSECUENCIAS La Tabla I.1.3.3.1-1 muestra el listado de los eventos evaluados, cada uno acompañado

de su frecuencia calculada con el programa LEAK v3.1.1. (Anexo 1.10, Adendum I.4.1)

y una relación de sus consecuencias posibles determinadas por el programa PHAST

v6.42. (Anexo I.9, Adendum I.3.1) los radios de afectación correspondientes se

presentan en el Capitulo II: Descripción de las zonas de protección en torno a las

instalaciones del presente estudio de riesgo.

Identificar Peligros

Postular Accidentes

Evaluar Consecuencias Estimar Frecuencias

Resumir Riesgo

Opciones para Mitigar Consecuencias

Opciones para Disminuir Frecuencias

¿Riesgo Controlado?

Optimizar Opciones para Administrar Riesgos

_____________________________________________________________________________




El orden de los eventos analizados en la Tabla siguiente para la TGNLM, es de acuerdo

al flujo del proceso y no a su importancia.

Tabla I.1.3.3.1-1.- Escenarios de Riesgo Evaluados para la TGNLM, se Indica su Frecuencia

Estimada y Posibles Consecuencias.

Escenario evaluado

Dimensión de la fuga

Frecuencia estimada (año-

1)

Consecuencias posibles

Fuga (1500 mm) 6.24E-06 Incendio de chorro,

charco y explosión

Fuga grande (100

mm) 3.47E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

Fuga mediana (25

mm) 9.19E-06 Incendio de chorro

Buque (200

000 m3)

Fuga pequeña (5


Ruptura en línea (36

in) 5.6E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

Fuga grande (100

mm) 2.3E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

Fuga mediana (25

mm) 6.27E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

Brazo de

descarga

Fuga pequeña (5

mm) 2.21E-05

Incendio de chorro,

charco y explosión

Ruptura catastrófica 6.24E-06 Incendio de charco y

explosión

Tanque de

almacenamie

nto de GNL Fuga grande (100

mm) 3.47E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

_____________________________________________________________________________




Escenario evaluado



1)


Fuga mediana (25


Fuga pequeña (5


Ruptura en línea de

40 in 3.90E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

Fuga grande (100

mm) 1.21E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

Fuga mediana (25

mm) 3.30E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

Línea de

transporte de

40 in de

tanque a

bombas de

alta presión Fuga pequeña (5

mm) 1.17E-05

Incendio de chorro,

charco y explosión

Ruptura en línea 16

in 5.60E-06

Incendio de chorro y

explosión

Fuga grande (100

mm) 2.30E-06


explosión

Fuga mediana (25

mm) 6.27E-06


explosión

Recondensa

dor de

vapores de

GNL

Fuga pequeña (5

mm) 2.21E-05


explosión


20 in 5.08E-06


explosión

Línea de 20

in de la

bomba de

alta presión Fuga grande (100

mm) 1.97E-06


explosión

_____________________________________________________________________________




Escenario evaluado



1)


Fuga mediana (25

mm) 5.37E-06


explosión

Fuga pequeña (5

mm) 1.89E-05


explosión


in 5.60E-06


explosión

Fuga grande (100

mm) 2.30E-06


explosión

Fuga mediana (25

mm) 6.27E-06


explosión

Línea del

compresor

Fuga pequeña (5

mm) 2.21E-05


explosión


in 4.71E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

Fuga grande (100

mm) 1.73E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

Fuga mediana (25

mm) 4.72E-06

Incendio de chorro,

charco y explosión

Sistema de

retorno de

vapores a

buque

Fuga pequeña (5

mm) 1.67E-05

Incendio de chorro,

charco y explosión


in 4.22E-06


explosión

EMRyC de la

TGNLM

Fuga grande (100

mm) 1.42E-06


explosión

_____________________________________________________________________________




Escenario evaluado



1)


Fuga mediana (25

mm) 3.86E-06


explosión

Fuga pequeña (5

mm) 1.36E-05


explosión


36 in 6.50E-09


explosión

Fuga grande (100

mm) 9.44E-09


explosión

Fuga mediana (25

mm) 9.18E-08


explosión

Línea del

gasoducto de

36 in a CTM

Fuga pequeña (5

mm) 3.59E-08


explosión


in 4.22E-06


explosión

Fuga grande (100

mm) 1.42E-06


explosión

Fuga mediana (25

mm) 3.86E-06


explosión

EMRyC del

CTM

Fuga pequeña (5

mm) 1.36E-05


explosión

I.4.2.6 DETERMINACIÓN DEL GRADO DE RIESGO (ANÁLISIS DEL RIESGO) Se utilizó el programa SAFETImicro el cuál combinó las frecuencias y consecuencias

con las diversas direcciones de viento de la zona, mediante la aplicación de árboles de

_____________________________________________________________________________




eventos que el programa tiene en su base de datos interna, se determina el potencial

de que las fugas viajen hacia la población, o hacia fuentes de ignición causando así

incendios o explosiones cuyas radiaciones térmicas o sobrepresiones puedan a su vez

alcanzar a la población. En esta etapa el programa calcula el grado de riesgo de cada

evento, así como su contribución porcentual al riesgo total, proporcionando la

importancia relativa de los eventos para poder jerarquizarlos; además reporta para cada

evento el número de fatalidades que podría ocasionar si llegará a ocurrir. En el

Adendum I.3.1 se reportan las simulaciones. La Tabla I.1.3.3.2-1 muestra para cada evento su grado de riesgo, contribución

porcentual al riesgo total y número de fatalidades que podría causar.

Tabla I.1.3.3.2-1.- Estimación del Grado de Riesgo, Contribución Porcentual y Cantidad de

Fatalidades para cada Escenario Evaluado en la TGNLM.

Escenario evaluado


Grado de Riesgo (años-1)

Contribución porcentual al Riesgo Total (%)

No. de fatalidades que podría causar

Buque (200 000 m3)

Fuga (1500 mm) 2.15E-05 8.63E+00 1.38E+01

Fuga grande (100 mm)

2.20E-07 8.85E-02 2.54E-01

Fuga mediana (25 mm)

4.25E-12 1.71E-06 1.85E-06

Fuga pequeña (5 mm)

3.47E-12 1.39E-06 4.46E-07

Brazo de descarga

Ruptura en línea (36 in)

5.45E-05 2.19E+01 9.72E+00

_____________________________________________________________________________





3.31E-06 1.33E+00 1.44E+00


8.93E-07 3.59E-01 1.42E-01


1.05E-10 4.23E-05 4.77E-06

Tanque de almacenamiento de GNL

Ruptura catastrófica

8.35E-05 3.35E+01 1.34E+01


4.45E-06 1.78E+00 1.28E+00


3.45E-10 1.39E-04 3.75E-05


1.57E-14 6.29E-09 5.04E-10

Línea de transporte de 40 in de tanque a bombas de alta presión

Ruptura línea de 40 in

1.49E-05 6.00E+00 3.83E+00


1.94E-06 7.79E-01 1.60E+00


4.36E-07 1.75E-01 1.32E-01


4.46E-10 1.79E-04 3.81E-05

_____________________________________________________________________________




Recondensador de vapores de GNL

Ruptura en línea 16 in

6.84E-06 2.74E+00 1.22E+00


2.28E-06 9.13E-01 9.89E-01


6.42E-07 2.58E-01 1.02E-01


8.46E-09 3.40E-03 3.83E-04

Línea de 20 in de la bomba de alta presión

Ruptura en línea de 20 in

1.17E-05 4.71E+00 2.31E+00


3.36E-06 1.35E+00 1.71E+00


2.20E-06 8.82E-01 4.09E-01


9.99E-09 4.01E-03 5.28E-04

Línea del compresor


8.83E-08 3.54E-02 1.57E-02


1.52E-08 6.09E-03 6.59E-03


1.74E-08 6.97E-03 2.77E-03


9.00E-09 3.61E-03 4.07E-04

_____________________________________________________________________________




Sistema de brazo de retorno de vapores a buque


8.45E-09 3.39E-03 1.79E-03


5.41E-10 2.17E-04 3.12E-04


6.60E-10 2.65E-04 1.40E-04


4.36E-11 1.75E-05 2.61E-06

EMRyC de la TGNLM


5.23E-06 2.10E+00 1.24E+00


1.37E-06 5.50E-01 9.65E-01


3.76E-07 1.51E-01 9.74E-02


5.12E-09 2.05E-03 3.76E-04

Línea del gasoducto de 36 in a CTM

Ruptura línea de 36 in a 250 m

2.64E-06 1.06E+00 8.65E-01


1.18E-06 4.72E-01 3.85E-01


9.15E-07 3.67E-01 3.00E-01


1.04E-06 4.17E-01 3.41E-01

_____________________________________________________________________________





6.84E-07 2.75E-01 2.24E-01


1.20E-06 4.82E-01 3.93E-01


2.67E-06 1.07E+00 8.74E-01


2.35E-06 9.42E-01 7.69E-01


1.14E-06 4.58E-01 3.74E-01

Fuga grande (100 mm) a 250 m

3.57E-06 1.43E+00 8.11E-01


1.52E-06 6.09E-01 3.44801 E-1


1.15E-06 4.60E-01 2.60472 E-1


1.31E-06 5.26E-01 2.97729 E-1


7.63E-07 3.06E-01 1.73406 E-1


1.56E-06 6.26E-01 3.54339 E-1


1.96E-06 7.87E-01 4.45382 E-1

Fuga mediana (25 mm) a 250 m

2.47E-07 9.93E-02 5.70255 E-3

_____________________________________________________________________________





1.07E-07 4.31E-02 2.47224 E-3


1.33E-07 5.34E-02 3.06530 E-3


1.42E-07 5.72E-02 3.28231 E-3


1.34E-07 5.36E-02 3.07936 E-3


1.09E-07 4.39E-02 2.51766 E-3


6.38E-08 2.56E-02 1.47085 E-3

Fuga pequeña (5 mm) a 250 m

3.26E-09 1.31E-03 1.90573 E-4


2.17E-09 8.73E-04 1.27183 E-4


1.19E-09 4.76E-04 6.93767 E-5

EMRyC del CTM Ruptura en línea 32 in

2.41E-06 9.68E-01 5.71101 E-1


3.15E-07 1.26E-01 2.21444 E-1


1.71E-08 6.87E-03 4.42885 E-3


6.39E-10 2.57E-04 4.69795 E-5

_____________________________________________________________________________




La Tabla anterior indica que no todos los eventos contribuyen de igual manera al riesgo

total, así como tampoco se puede generalizar qué eventos con menor o mayor grado de

riesgo generen mayor o menor número de fatalidades. De hecho nótese cómo el evento

de ruptura catastrófica en tanque de almacenamiento es el que más contribuye al riesgo

total en un 33.5%, pero no es el evento que podría causar más fatalidades al año.

I.4.2.7 JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS SEGÚN GRADO La Tabla I.1.3.3-1 indica los eventos presentados en el apartado anterior jerarquizados

de acuerdo a su Grado de Riesgo y contribución al riesgo total. Sólo se muestran

aquellos eventos que además tuvieran el potencial de causar al menos una fatalidad.

Tabla I.1.3.3- 1.- Jerarquización de Eventos de Acuerdo a su Grado de Riesgo y Contribución al

Riesgo Total. Sólo se Indican los Eventos que Ocasionan al Menos una Fatalidad.

Jerarquía Dimensión de la fuga Grado de Riesgo (años-1)



1 Tanque de almacenamiento de GNL. Ruptura catastrófica

8.35E-05 33.5 13.4

2 Brazo de descarga. Ruptura en línea (36 in)

5.45E-05 21.9 9.72

3 Buque (200 000 m3). Fuga (1500 mm)

2.15E-05 8.63 13.8

4 Línea de transporte de 40 in de tanque a bombas de alta presión. Ruptura

1.49E-05 6 3.83

5 Línea de 20 in de la bomba de alta presión. Ruptura

1.17E-05 4.71 2.31

6 Recondensador de vapores de GNL. Ruptura

6.84E-06 2.74 1.22

_____________________________________________________________________________




7 EMRyC de la TGNLM. Ruptura en línea 32 in

5.23E-06 2.1 1.24

8 Tanque de almacenamiento de GNL. Fuga grande (100 mm)

4.45E-06 1.78 1.28

9 Línea de 20 in de la bomba de alta presión. Fuga grande (100 mm)

3.36E-06 1.35 1.71

10 Brazo de descarga. Fuga grande (100 mm)

3.31E-06 1.33 1.44

11

Línea de transporte de 40 in de tanque a bombas de alta presión. Fuga grande (100 mm)

1.94E-06 0.78 1.6

TOTAL 84.82

De acuerdo con la tabla anterior los eventos más importantes son los asociados a fugas

con diámetro de 100 mm o más y rupturas, relacionados con buques, brazos de carga,

tanques de almacenamiento, bombas de alta presión, recondensador y EMRyC en la

Terminal. De estos, los primeros cuatro concentran el 70.03 % del riesgo. De todos los

eventos evaluados sólo once tienen potencial de causar al menos una fatalidad por lo

que se recomienda contar con prácticas operativas y de mantenimiento orientadas a

eliminar la posibilidad de que estos eventos se presenten.

I.4.2.8 EVALUACIÓN DE RIESGOS Ya definido el grado de riesgo, el paso siguiente es determinar si dicho grado de riesgo

es aceptable o no y para ello hay que compararlo contra algún estándar o criterio. En

este estudio se hizo una evaluación contra los estándares del Reino Unido, Hong Kong,

Canadá, Holanda, Estados Unidos y Australia encontrándose falta de cumplimiento con

los estándares de Holanda y California para riesgo social y no-cumplimiento con los

_____________________________________________________________________________




estándares de Hong Kong y California en riesgo individual. Esto motivó la suposición de

medidas de mitigación, el cálculo de un nuevo grado de riesgo que las considerara y

una nueva comparación contra los estándares internacionales, al final se hicieron cinco

corridas (A, B, C, D y E) con distintas consideraciones las cuales se indican a

continuación.

Corrida A: Escenarios sin mitigación y con dique en tanques de almacenamiento.

Corrida B: Escenarios con tiempos de respuesta de 10 minutos en Terminal y 30

minutos en Buques, con dique en tanques de almacenamiento.

Corrida C: Escenarios con tiempos de respuesta de 10 minutos en Terminal y 30

minutos en Buques, con diques en tanques y equipos de proceso.

Corrida D: Igual a corrida C excluyendo rupturas catastróficas y fugas grandes (100

mm).

Corrida E: Igual a corrida C excluyendo rupturas catastróficas, fugas grandes (100 mm)

y escenarios de buques.

Antes de presentar los resultados obtenidos es importante definir riesgo social y riesgo

individual:

El riesgo individual se define como el riesgo a que esta sujeto un individuo si

permaneciera en un lugar determinado durante un año (por ejemplo en su domicilio), y

se interpreta como la probabilidad que tiene un individuo de fallecer a consecuencia de

los eventos evaluados en un periodo de un año. El riesgo individual se expresa

generalmente como una gráfica de contornos de riesgo que se centran alrededor de los

eventos evaluados.

El riesgo social se define como el riesgo a que está sujeta una población durante un

periodo de un año y se expresa con una gráfica, llamada curva FN (frecuencia

acumulada de eventos/año vs. fatalidades), que indica la frecuencia de tener N

fatalidades al año. La curva FN sirve también para determinar el número máximo de

fatalidades por año.

Los resultados obtenidos de estos cinco escenarios se muestran en la Tabla I. 1.3.4 - 1.

Tabla I. 1.3.4-1.- Resultados de la Evaluación de Riesgo contra Estándares Internacionales para los

Escenarios A, B, C, D y E propuestos con Medidas de Mitigación.

_____________________________________________________________________________




País Índice de Riesgo (año-1)

A B C D E

Social (RS)

Individual (RI)

RS

RI RS

RI RS

RI RS

RI RS

RI

Holanda

1E-5 y 10

fatalidade

s

1E-6

Índice

máximo

X X √ X √ X √ X √ X

Reino

Unido

1E-2 y 10

fatalidade

s

1E-4

índice

máximo

tolerable

√ √ √ √ √ √ √ √ √ √

Hong

Kong

1E-4 y 10

fatalidade

s

1E-5

índice

máximo

aceptable

√ X √ √ √ √ √ √ √ √

Australia NA

5E-5

aceptable

industrial

N

A √

N

A √

N

A √

N

A √

N

A √

Canadá NA

1E-4 máx.

aceptable

industrial

y

espacios

abiertos

N

A √

N

A √

N

A √

N

A √

N

A √

Californi

a

1E-7 y 10

fatalidade

s

1E-5

inaceptab

le

X X X √ X √ √ √ √ √

_____________________________________________________________________________




País Índice de Riesgo (año-1)

A B C D E

Social (RS)

Individual (RI)

RS

RI RS

RI RS

RI RS

RI RS

RI

Nota: Ver I.12 de Análisis y Evaluación de Riesgo en donde se indica el valor de RS y RI para

cada escenario

: NO CUMPLE; : SI CUMPLE; NA: NO APLICA

De la tabla anterior se puede establecer que aun los escenarios sin mitigación

(escenario A) llegan a cumplir por lo menos con algún criterio internacional. También se

aprecia que ninguna corrida logra cumplir con el criterio de Holanda para el riesgo

individual, sin embargo este incumplimiento es relativo ya que el valor obtenido en la

corridas B, C, D y E es de 1.00069E–6año-1 por lo que la diferencia es prácticamente

despreciable y así podría decirse que están en el límite del rango aceptable. Así

entonces las corridas D y E cumplen con todos los criterios de riesgo internacionales.

De hecho también la corrida C cumple con todos los criterios de riesgo individual y

donde no cumple es en cuanto a riesgo social.

De esta manera se muestra en la Figura I.1.3.4-1 la gráfica de contornos de riesgo

individual para la corrida A:

_____________________________________________________________________________




cartaManzanilloe13b53-4PLANOBASEMANZANILOIgniciones Noche

UrbanRuralIndustrial[None]

Población Noche

1.00069e-009 /AvgeYear 1.00069e-008 /AvgeYear 1.00069e-007 /AvgeYear 1.00069e-006 /AvgeYear 1.00069e-005 /AvgeYear

Risk Level

Study Folder: Safetimicro-TGNLMRun Row Selected: NightOutdoor RiskFactors: Combination 1Audit No: 3216394

Individual Risk ContoursRun Row Status

Figura I.1.3.4 -1.- Gráfica de Contornos de Riesgo Individual Escenario Base.

En esta gráfica se aprecia claramente cómo el riesgo logra mantenerse dentro de los

límites de la instalación en lo que respecta al nivel de riesgo individual que rebasa el

límite de Holanda (1E–5 año-1) también se aprecia que a lo largo del ducto el máximo

nivel de riesgo es de (1E-7año–1), que es también el nivel más alto con que se podría

afectar a la gasera. En cuanto a la población ubicada alrededor del proyecto nótese

cómo los niveles de riesgo varían entre (1E–6 año-1 y 1E-9 año-1), de hecho sólo aquella

población cercana a la Terminal es la que está expuesta entre (1E-6 año-1 y 1E-7 año-1).

Cabe mencionar que localmente de acuerdo a información proporcionada por el INEGI,

el nivel de riesgo individual en Manzanillo es del orden de 4E-3año-1, mientras que para

el estado de Colima es de 4.6E-3año-1; ahora bien, con base en estadísticas para el

estado de Colima la incidencia más baja es por anemia con un valor de 2.4E-5año-1,

mientras que la más alta es de 8.8E-4año-1 debido a enfermedades del corazón. Ya que

todos estos niveles resultan ser mucho más altos que los obtenidos en las corridas se

_____________________________________________________________________________




puede afirmar que el riesgo asociado a la Terminal no incrementa la posibilidad de

muerte (riesgo individual) de la población, ni siquiera para los escenarios sin mitigación.

La Figura I.1.3.4 -2 muestra los contornos de riesgo individual para la corrida D:

PLANOBASEMANZANILOe13b53-4cartaManzanilloIgniciones Noche

UrbanRuralIndustrial[None]

Población Noche

1.00069e-009 /AvgeYear 1.00069e-008 /AvgeYear 1.00069e-007 /AvgeYear 1.00069e-006 /AvgeYear

Risk Level

Study Folder: Safetimicro-TGNLM(Corrida D)Run Row Selected: NightOutdoor RiskFactors: Combination 1Audit No: 3957383

Individual Risk ContoursRun Row Status

Figura I.1.3.4 -2.- Gráfica de Contornos de Riesgo Individual con mitigación.

En esta gráfica se aprecia la dramática disminución en los alcances de los niveles de

riesgo al descartar a las rupturas catastróficas y fugas grandes, nótese cómo ahora la

población esta menos expuesta y que aquella más cercana a la Terminal esta sujeta a

un nivel de apenas 1E–7 año-1.

_____________________________________________________________________________




De la misma manera se presenta en la Figura I.1.3.4-3 la curva FN para riesgo social

del escenario A.

Anemia

Accidentes deTráfico

Accidentes diferentesa los del Tráfico

Enfermedades delCorazón

Manzanillo enGeneral

Figura I.1.3.4 -3.- Gráfica FN para Riesgo Social Escenario A.

La línea inclinada verde representa el límite máximo de acuerdo al criterio de Holanda y

la curva azul es el resultado de los eventos simulados para la TGNLM. Ya que una

porción de la curva azul rebasa el criterio verde se concluye que el riesgo social no es

aceptable. También se muestran valores correspondientes a fatalidades por anemia y

accidentes para el estado de Colima. Puede verse que la curva azul sólo se aproxima a

la anemia, que es la causa con menos incidencia de fatalidades, muy por debajo de los

valores correspondientes a accidentes, de lo que se desprende que sería menos

probable morir a causa de un evento en la Terminal que por un accidente de tráfico o de

otro tipo. Lo anterior considerando eventos sin mitigación.

En la Figura I.1.3.4-4 muestra la curva de riesgo social para la corrida D.

_____________________________________________________________________________




Figura I.1.3.4 -4.- Gráfica FN para Riesgo Social Escenario D.

Nuevamente se aprecia la notable disminución en los niveles de riesgo al excluir a las

fugas catastróficas y grandes. Aquí la curva amarilla denota el nivel de riesgo aceptable

también para Holanda, y cualquier curva por debajo de este nivel ya no requiere

medidas de mitigación. De lo anterior se desprende que para que este proyecto no

implique riesgo alguno, el diseño y prácticas operativas y de mantenimiento deben

garantizar por lo menos que no exista posibilidad alguna de tener fugas con diámetro

mayor a 25 mm y que los tiempos de respuesta sean tales que cualquier fuga esté

eliminada en 10 minutos o menos, además de que se cuente con diques de contención

para evitar la expansión de los derrames.

Así entonces se considera que el proyecto es viable toda vez que el diseño considere

las recomendaciones emanadas de este estudio con las cuales los niveles tanto de

riesgo social como de riesgo individual se mantienen por debajo de los criterios de

aceptación internacionales, y muy por debajo de los niveles de riesgo asociados a la

región.

_____________________________________________________________________________




Finalmente para la corrida D se tendría la siguiente jerarquización de riesgos (ver Tabla

I.1.3.4 -2).

Tabla I.1.3.4 -2.- Jerarquización de Riesgo Escenario D.

Jerarquía Evento




1

Línea 20 in Bb Ap

(Fuga 25 mm) 2.13E-06 53.92 0.40

2

Línea 36 in Brazo

Descarga (Fuga 25

mm) 7.32E-07 18.52 0.12

3

Línea 16 in

Recondesador

(Fuga 25 nmm) 2.94E-07 7.43 0.05

4

Línea 32 in EMRyC

TGNLM (Fuga 25

mm) 1.80E-07 4.55 0.05

5

Línea 36 in

Gasoducto (Fuga 25

mm) 1250 1.40E-08 0.35 0.00

TOTAL 84.78

_____________________________________________________________________________




Jerarquía Evento




1 Línea 20 in Bb Ap (Fuga 25 mm)

2.13E-06 53.92 0.40

2

Línea 36 in Brazo Descarga (Fuga 25

mm) 7.32E-07 18.52 0.12

3

Línea 16 in Recondesador (Fuga 25 nmm) 2.94E-07 7.43 0.05

4

Línea 32 in EMRyC TGNLM (Fuga 25

mm) 1.80E-07 4.55 0.05

5

Línea 36 in Gasoducto (Fuga 25

mm) 1250 1.40E-08 0.35 0.00 TOTAL 84.78

Ahora son sólo dos los eventos que contribuyen con el 72.4 % de los riesgos

ubicándose en la línea de 20” y la línea de 36” en brazo de descarga. Lo que se debe

resaltar es que ninguno de los eventos puede causar al menos una fatalidad y oscilan

en el rango de 10-6 a 10-9 que los ubica como eventos de muy baja probabilidad de

ocurrencia. Si el diseño y prácticas finales logran eliminar los escenarios catastróficos y

_____________________________________________________________________________




fugas grandes (100 mm), los eventos mostrados en la tabla anterior serían los únicos de

consideración para este proceso.

Con base entonces en la determinación de los niveles de riesgo y la evaluación de los

mismos se tienen dos escenarios posibles, el primero de ellos considera que no se

aplican medidas de mitigación y para este los eventos de mayor jerarquía están

relacionados con fugas catastróficas y grandes que tienen el potencial de causar

fatalidades. Aún así, estos eventos representan niveles de riesgo inferiores a los que

actualmente se presentan en la región, pero que rebasan algunos criterios

internacionales. El segundo escenario supone medidas de mitigación que eliminan a los

eventos catastróficos, con lo cual los niveles de riesgo llegan a cumplir con los criterios

internacionales y prácticamente eliminan la posibilidad de tener fatalidades, en términos

de jerarquización ahora los eventos más importantes se asociarían a las bombas de alta

presión y brazos con niveles de riesgo inferiores a 10-6 año-1.

No se tendrán situaciones de riesgo inminente toda vez que el proyecto cuente con los

programas de prevención de accidentes, señalamientos visibles, equipo de protección y

salvaguardas necesarias, así como programa de control de contingencias, brigada

contra incendios y para emergencias, así como programas de protección civil. También,

se deberá contar con procedimientos operativos, preventivos y de mantenimiento

debidamente implementados. Así como cumplir con las Normas actuales

correspondientes para el diseño, construcción y operación de Terminales de Gas

Natural Licuado y ductos para el transporte de Gas Natural (Ver Normatividad aplicable

y códigos internacionales).


______________________________________________________________________

Descripción de las Zonas de Protección CFE Terminal de Gas Natural Licuado de Manzanillo


II DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS DE PROTECCIÓN

II.1 RADIOS POTENCIALES DE AFECTACION. En la definición y justificación de las zonas de seguridad, los criterios utilizados se

muestran en la Tabla II. 1 -1.

Tabla II. 1 - 1.- Criterios Utilizados para Definir y Justificar las Zonas de Seguridad.

Zonas de Toxicidad (Concentración)

Inflamabilidad (Radiación Térmica)

Explosividad (Sobrepresión)

Alto Riesgo IDLH* 5 kw/m2 o 1,500

BTU/Pie2 h

0.070 kg/cm2 o

1.0 lb/plg2

Amortiguamiento TLV8 o TLV15** 1.4 kw/m2 o 440

BTU/Pie2 h

0.035 kg/cm2 o

0.5 lb/plg2

• *Peligro inmediato a la salud y la vida.

• **Niveles del valor límite de umbral.

Para la simulación de los eventos identificados, se utilizó el programa PHAST

Professional v6.42 (Software especializado para calcular las consecuencias de

liberación accidental de tóxicos y químicos inflamables a la atmósfera). La definición de

escenarios se realizó a partir de los resultados obtenidos de los análisis para

identificación de riesgos descritos en el apartado I.1.3.2.

Este trabajo considera que cuando el buque ingresa a la Terminal se convierte en un

factor de riesgo dentro de ella y por lo tanto está involucrado en eventos de fuga ya sea

por colisiones, deterioro, o desempeño deficiente tanto de materiales como del

elemento humano.

Ya que el análisis de riesgos dentro del buque queda fuera del contexto de este trabajo,

se acordó incluir sólo un evento de fuga por el casco del buque cuyo diámetro fuera de

1.5 m; este valor se ha reportado como un tamaño máximo creíble junto con diámetros

de 3 m, 5 m hasta mayores a 6 m, se considera representativo ya que las fugas en el

- 191 -


______________________________________________________________________



casco, de hecho, podrían variar desde fugas pequeñas hasta la ruptura completa del

mismo.

Los Buques Metaneros considerados para este trabajo tienen una capacidad de

200,000 m3, modelándose este tipo de Buque con los diámetros de fuga mencionados

anteriormente. Los escenarios modelados como fugas, se consideraron de dirección

horizontal y la altura considerada varió dependiendo del equipo y su ubicación.

Los tanques de almacenamiento de GNL con una capacidad de 165,000m3 cada uno,

se modelaron con ruptura catastrófica así como fugas grandes, medianas y pequeñas.

Las condiciones climáticas del sitio se basaron en la información proporcionada (Base

de datos de 10 años), y se utilizó una estabilidad atmosférica F con velocidad de viento

de 2 m/s, por ser ésta la que representa condiciones de dispersión más adversas.

Para no generar un número excesivo de modelaciones, se optó por escenarios

genéricos de acuerdo al proceso, así las definiciones de presión, temperatura y flujo

tomaron en cuenta los puntos más críticos del sistema.

En este proyecto, se consideró el transporte del gas natural desde la llegada de los

buques metaneros, pasando por los diferentes equipos y accesorios que maneja la

Terminal, tanques de almacenamiento, salida del GNL que comprende la EMRyC de la

TGNLM y el gasoducto de 36” y 5,04 Km. de longitud que va al Complejo

Termoeléctrico Manzanillo I y II así como su EMRyC.

Los reportes y memorias de las simulaciones realizadas se presentan en el Anexo I.9.

Las zonas de alto riesgo y amortiguamiento estimadas para cada uno de los eventos se

presentan en la Tabla II. 1 -2 siguiente.

El Gas Natural Licuado se modeló como una mezcla de Metano (96%) y Etano (4%).

- 192 -


______________________________________________________________________



Tabla II. 1 - 2.- Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento Estimadas para la TGNLM.

Localización Descripción ConsecuenciaZona de Alto Riesgo (m)

Zona de Amortiguamiento (m)

Incendio

chorro 68 86

Incendio

Charco 1638 2766

Fuga (1500 mm)

Explosión 860 1349

Incendio

chorro 10 12

Incendio

charco 136 237

Fuga grande

(100 mm)

Explosión 285 404

Incendio

o chorr11 14 Fuga mediana

(25 mm) Explosión 48 60

Buque (200 000

m3)

Fuga pequeña (5

mm)

Incendio

chorro 3 3

Incendio

Chorro 63 80

Incendio

Charco 1078 1836

Ruptura línea (36 in)

Explosión 898 1366

Incendio

Chorro 26 32

Incendio

Charco 342 591

Brazo de

descarga

Fuga grande

(100 mm)

Explosión 519 744

- 193 -


______________________________________________________________________



Localización Descripción ConsecuenciaZona de Alto

Zona de Amortiguamiento

Riesgo (m) (m)

Incendio

Chorro 11 13

Incendio

Charco 67 115

Fuga mediana

(25 mm)

Explosión 313 405

Incendio

Chorro 4 5

Incendio

Charco 3 4

Fuga pequeña

(5 mm)

Explosión 117 141

Incendio

Charco 1123 1896

Ruptura catastrófica

Explosión 2818 4519

Incendio

Chorro 133 209

Fuga grande

(100 mm)

Explosión 408 561

Incendio

Chorro 39 45 Fuga mediana


Incendio

Chorro No se genera 10

Tanque de

almacenamiento

de GNL

Fuga pequeña


Incendio

Chorro 35 44

Incendio

Charco 355 614

Línea de

transporte de 40

in de tanque a

bombas de alta

presión

Ruptura Línea 40 in

Explosión 530 761

- 194 -


______________________________________________________________________





Riesgo (m) (m)

Incendio

Chorro 15 19

Incendio

Charco 196 341

Fuga grande

(100 mm)

Explosión 424 587

Incendio

Chorro 7 9

Incendio

Charco 75 130

Fuga mediana

(25 mm)

Explosión 263 322

Incendio

Chorro 3 4

Incendio

Charco 22 38

Fuga pequeña

(5 mm)

Explosión 46 57

Incendio

Chorro 209 274


Explosión 354 472

Incendio

Chorro 189 248

Fuga grande

(100 mm)

Explosión 329 437

Incendio

Chorro 54 70

Fuga mediana

(25 mm)

Explosión 252 304

Incendio

Chorro 12 16

Recondensador

de vapores de

GNL

Fuga pequeña


- 195 -


______________________________________________________________________





Riesgo (m) (m)

Incendio

Chorro 258 330 Ruptura en línea de

20 in Explosión 421 582

Incendio

Chorro 220 280 Fuga grande


Incendio



Incendio

Chorro 30 37

Línea 20 in de

la Bomba de

alta presión

Fuga pequeña


Incendio

Chorro 38 48


Explosión 202 241

Incendio



Incendio



Incendio

Chorro 12 16

Línea del

Compresor

Fuga pequeña


Sistema de

retorno de Ruptura Línea 24 in

Incendio

Chorro 37 47

- 196 -


______________________________________________________________________





Riesgo (m) (m)

Incendio

Charco 74 128

Explosión 251 303

Incendio

Chorro 24 30

Incendio

Charco 57 99

Fuga grande

(100 mm)

Explosión 189 227

Incendio

Chorro 16 20

Incendio

Charco 4 6

Fuga mediana

(25 mm)

Explosión 88 106

Incendio

Chorro 12 15

Incendio

Charco 2 3

vapores al

buque

Fuga pequeña

(5 mm)

Explosión 75 91

Incendio

Chorro 207 271


Explosión 353 470

Incendio



Incendio

Chorro 54 70

ERMyC de la

TGNLM línea de

32 in.

Fuga mediana


- 197 -


______________________________________________________________________





Riesgo (m) (m)

Incendio

Chorro 12 16 Fuga pequeña


Incendio

Chorro 85 129


Explosión 26 39

Incendio



Incendio



Incendio

Chorro 5 6

Línea del

Gasoducto de

36 in.

Fuga pequeña


Incendio

Chorro 191 250


Explosión 261 364

Incendio



Incendio



Incendio

Chorro 9 11

EMRyC del

CTM línea de

32 in.

Fuga pequeña


- 198 -


______________________________________________________________________



El proceso cuenta con válvulas de control automáticas de cierre instantáneo, las

válvulas manuales en el by-pass de las válvulas de control y las trampas de envío y

recibo de diablos, tienen un tiempo de cierre entre 10 y 15 minutos, ya que dependen

de la capacidad de respuesta del operador. Para efectos de las simulaciones, el

programa reporta consecuencias a los 60 min. (sin mitigaciones).

El Análisis de consecuencias resultado de las modelaciones indicadas en la tabla

anterior, se muestra en el Anexo I.9 incluyendo las gráficas de los resultados para cada

escenario y describiendo los radios de afectación para cada evento.

De la evaluación de frecuencias realizada a cada uno de los escenarios de riesgo

(Anexo I.10) se puede observar que de manera general en casi todos los escenarios la

frecuencia de ocurrencia de un evento varía de manera inversamente proporcional al

tamaño de fuga del mismo, así las fugas pequeñas presentan frecuencias mas altas

que los demás tamaños de fugas, sin embargo se consideró muy conservador emplear

los valores de fugas pequeñas para desarrollar los diagramas de pétalos, por lo que se

seleccionaron las fugas medianas para representar gráficamente los probables radios

de afectación.

En el Anexo I.12 (Diagramas de pétalos) se presentan las zonas de alto riesgo y

amortiguamiento considerando valores de fugas medianas.

Tabla II. 1 - 3.- Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento considerando fugas medianas para la

TGNLM. (Anexo I.9).

Localización Descripción Consecuencia

Zona de Alto

Riesgo (m)


Buque (200 000 m3)


Incendio Chorro 11 14

- 199 -


______________________________________________________________________



Explosión 48 60


Incendio Charco 67 115

Brazo de descarga Fuga mediana (25 mm)

Explosión 313 405

Incendio de chorro 39 45 Tanque de almacenamiento de

GNL Fuga mediana

(25 mm)

Explosión 238 288

Incendio Chorro 7 9

Incendio Charco 75 130

Línea de transporte de 40 in de tanque a

bombas de alta presión


Explosión 263 322

Incendio chorro 54 70 Recondensador de vapores de GNL


Explosión 252 304

- 200 -


______________________________________________________________________



Incendio Chorro 125 158 Línea 20 in de la Bomba de alta

presión Fuga mediana

(25 mm)

Explosión 305 392

Incendio Chorro 20 26 Línea del Compresor Fuga mediana (25 mm)

Explosión 105 128


Incendio Charco 4 6

Sistema de retorno de vapores al buque


Explosión 88 106

Incendio Chorro 54 70 ERMyC de la TGNLM línea de 32 in.


Explosión 252 304

Incendio de Chorro 19 27 Línea del Gasoducto de 36 in.


Explosión 19 29

- 201 -


______________________________________________________________________



Incendio 39 50 EMRyC del CTM línea de 32 in.


Explosión 157 194

- 202 -


______________________________________________________________________



II.2 INTERACCIONES DE RIESGO.

La TGNLM estará ubicada a 5,04 Km. al Este del Complejo Termoeléctrico Manzanillo I

y II, colindando al Norte con la Laguna de Cuyutlán. Al Sur con terrenos Ejidales sin uso

(Ejido Campos), posterior a estos terrenos se encuentra la línea de costa con el Océano

Pacífico, al Este limita con el Canal Tepalcates y al Oeste a 420 m se encuentra una

planta de almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP) identificada como “Zeta

Gas del Pacífico S.A. de C.V.”

La gasera “Zeta Gas del Pacífico” ubicada aproximadamente a 420 m al Oeste de la

TGNLM, es una planta de almacenamiento de gas, esta empresa ya presentó su

Manifiesto de Impacto Ambiental.

En su estudio manifiesta que tiene una capacidad de almacenamiento de 800,000

barriles de Gas Licuado de Petróleo, y su predio comprende un área total de 49.4 ha, y

está diseñada para recibir 45,000 toneladas por mes de GLP y distribuir 10,000 barriles

por día.

Los riesgos identificados en su proceso de recibir y distribuir GLP se muestran en la

Tabla II.2.1, mostrando las Zonas de Alto Riesgo y Zonas de Amortiguamiento que

presentaron a la autoridad en su Estudio de Riesgo.

- 203 -


______________________________________________________________________



Tabla II.2 - 1.- Eventos de Riesgo Identificados para la Compañía Zeta Gas del Pacífico.

Evento Descripción Consecuencia Zona de Alto Riesgo (m)


Caso 1: Fuga

en alguna de

las esferas

(catastrófico)

Fractura de Tanque

estando lleno al 50%

Explosión de

nube de vapor 1,900 -

Caso 2:

Ruptura de

tanque esférico

(catastrófico)

Ruptura en tanque

estando lleno al 25%

Explosión de

nube de vapor

como bola de

fuego

1,490.78 2,557.88

In

antorc

cendio tipo

ha 58.52 116.74

Caso 3: fuga de

propano

Fuga por mala

alineación en

cabezal de 16” que

va de la esfera a

bombas de carga de

auto-tanques

Explosión 182.88 317.0

Incendio tipo

antorcha 51.21 102.11

Caso 4: Fuga

de propano

Fuga por

desalineamiento de

tubería principal de

14 in de descarga /

carga de buque-

tanque.

Explosión 231.04 400.51

Incendio tipo

antorcha 29.26 58.52

Caso 5: Fuga

de Propano

área de

refrigeración

Fuga por falla en

soldadura en línea

de alimentación de

8 in Explosión 88.39 153.0

Incendio tipo

antorcha

36.58 73.15 Caso 6: Fuga

de propano en

carga de auto-

tanques

Fuga por ruptura

total de manguera

flexible para llenado

de auto-tanques Explosión 115.52 200.56

- 204 -


______________________________________________________________________



De acuerdo con los resultados que presenta la gasera (Zeta Gas del Pacífico), se tienen

6 eventos de riesgo, de los cuales la fuga en alguna de las esferas llena al 50% (Caso I)

y la ruptura catastrófica de tanque esférico lleno al 25% (Caso II), serían los de mayores

consecuencias, ocasionando en el primer caso la explosión de una nube de vapor con

un radio de riesgo de casi 2 mil metros y en el segundo caso (Esfera llena al 25%) una

explosión como bola de fuego con un radio de riesgo de 1,490.8 metros. Ambos radios

de riesgo salen fuera de los límites de predio de la gasera y en su lado Este abarcan a

la TGNLM incluyendo el área de descarga de buques hasta llegar casi al límite del

predio de la TGNLM con el canal Tepalcates.

Esto indica que la empresa “Zeta Gas del Pacífico” en caso de una explosión por fuga

de gas en alguna de las esferas de almacenamiento, afecta 3 Km. de gasoducto. Si

bien el gasoducto va enterrado y esto lo protege, existe la posibilidad de que pueda

sufrir desalineación, fractura, o cambios forzados de dirección debido al impacto.

Por otra parte de acuerdo con los eventos de riesgo identificados en este estudio para

la TGNLM (Tabla II.1-1), el incendio de chorro en el buque Metanero provocado por una

fuga mediana se calcula en 11 m de radio y para la explosión es de 48 m. El evento

mayor como consecuencia de una fuga de 1.5 m, da como resultado una zona de alto

riesgo de 1,638 m Suponiendo que la fuga se debe al encallamiento del buque a la

entrada del canal Tepalcates, este radio de afectación de 1,638 m abarcaría la TGNLM

en su esquina sureste (SE), y canal de acceso Tepalcates hasta la mitad del mismo.

En caso de que esta misma fuga ocurra cuando el barco esté en la zona de descarga

después de que ha entrado por el canal Tepalcates y esté detenido, este mismo radio

de afectación abarcaría la TGNLM en su totalidad, Puente Tepalcates, además del

canal Tepalcates.

Los eventos de incendio de charco y explosión en área de tanques de almacenamiento

de la TGNLM dan como resultado que en el caso de la fuga mediana son de 39.1 m y

238.2 m respectivamente. El escenario de ruptura catastrófica da un radio de alto riesgo

- 205 -


______________________________________________________________________



de 2818 m para explosión y 1123 m por incendio de charco. El radio mayor afectaría a

la TGNLM por completo, Canal Tepalcates, Puente Tepalcates, Acueductos de CNA y

CFE y gasoducto.

En el brazo de descarga de GNL, el evento por fuga mediana podría provocar un

incendio de chorro con radio de 11 m y de 313 m por explosión. El evento mayor en

este escenario debido a ruptura en la línea produce una zona de alto riesgo por

incendio de charco de 1078 m siendo esta la de mayores proporciones en los tres

arreglos. Este radio de alto riesgo por explosión, afectaría parte de la TGNLM

incluyendo tanques de almacenamiento de GNL, zona de descarga de buques, parte

final del Canal Tepalcates y parte de los acueductos de CFE y CNA. Se considera que

el brazo de descarga es un elemento sujeto a tensiones, por lo que; este evento puede

darse si el buque se mueve y el brazo de descarga aún sigue conectado al barco, lo

que ocasionaría desprendimiento del brazo (ruptura en línea).

En la línea del gasoducto que va de la EMRyC de la TGNLM al CTM, el escenario de

mayores consecuencias sería la ruptura total de la línea de 36 in, ocasionando un

incendio de chorro que tendría un radio de riesgo de 85 m, este evento se considera

que se puede presentar en cualquier punto a lo largo del gasoducto, por lo tanto

afectaría la EMRyC que es donde inicia el gasoducto, adicional a esto antes de

abandonar el límite de predio de la TGNLM abarca también el área destinada a los

evaporadores (regasificación), generador diesel de emergencia, y por último antes de

abandonar el predio de la Terminal afecta la subestación eléctrica. Sin embargo, el

evento más probable que es la fuga mediana, tiene radios de 19 m para incendio de

chorro y 19 m para explosión.

Una vez que el gasoducto abandona la Terminal de Gas en forma subterránea,

aproximadamente a 420 m al Oeste de esta, se encuentra la empresa “Zeta Gas del

Pacífico”, el gasoducto pasa por el exterior de esta empresa en su margen norte. Por lo

tanto el radio de alto riesgo de 19 m, no llegaría a tocar ni el muro perimetral de la

- 206 -


______________________________________________________________________



Gasera en su lado Norte. Siguiendo el trazo del gasoducto, se indica que el derecho de

vía para el gasoducto incluye también dos acueductos hacia el CTM, y ducto sinergia de

agua helada separados una distancia máxima de 9 m, lo cual significa que el radio de

alto riesgo del gasoducto podría dañar estas instalaciones aledañas; las cuales tienen

el mismo derecho de vía que el gasoducto y se ubican paralelas a éste.. El gasoducto

termina a la entrada del CTM en su esquina sureste sin afectar equipo de proceso de la

central.

Para la EMRyC del CTM el escenario por explosión debido a la fuga mediana tiene un

radio de 157 m y por incendio de chorro de 39 m. El mayor radio de alto riesgo debido a

explosión alcanza los 261 m afectando al edificio administrativo, patio de ceremonias,

estacionamiento, acceso principal y vía de ferrocarril que entra a la central.

El resto de los escenarios que se analizaron para la TGNLM y que se indican en la

Tabla II.1-1 no rebasan los límites del predio de la Terminal y por lo tanto sus impactos

estarán dentro de la propiedad de la empresa.

En cuanto a la posibilidad de interacción de la Central hacia el ducto, se infiere la

posibilidad de que alguna fuga en equipo que use gas pudiera encontrar una fuente de

ignición y causar una explosión, la cual a su vez podría dañar al ducto y dejarlo al

descubierto. En este sentido es importante considerar que el hecho de que el ducto

esté enterrado representa una ventaja y actúa como protección.

La TGNLM deberá contar con un Programa de Prevención de Accidentes donde se

contemple la ayuda mutua para la atención de eventos de nivel externo e interno. Es

importante mencionar que se deben de cumplir con todas las medidas de seguridad y

recomendaciones indicadas en este estudio, además de las especificaciones propias

que debe cumplir el proyecto de acuerdo a su diseño y normas aplicables.

- 207 -


______________________________________________________________________



Ambientalmente se pueden identificar varias interacciones. Con base en información del

Centro Universitario de Investigaciones Oceanológicas de la Universidad de Colima, la

apertura del canal de Tepalcates posibilita que a través de él ingrese agua marina hacia

los vasos II y III, y que de estos mismos salga agua al bajar la marea, incluso parte del

flujo que ingresa por el canal de Tepalcates al vaso II ingresa al vaso I y termina

saliendo por el canal de descarga del Complejo Termoeléctrico de Manzanillo (CTM),

por lo que el canal podría considerarse como el principal aportador de agua marina a la

laguna ya que bajo estas condiciones el flujo que ingresa por el Canal de Ventanas sale

por el canal del CTM. Otra ventaja asociada al canal de Tepalcates es que durante los

periodos en los que ha estado abierto se reportan mejoras en la diversidad de peces lo

que favorece a la actividad pesquera que tiene lugar en la laguna.

Otra interacción evidente será la asociada al movimiento de buques. En principio este

movimiento implica la posibilidad de tener vertimientos de combustibles y aceites hacia

el cuerpo de agua, lo cual deberá evitarse aplicando las normas correspondientes. Esta

mancha de hidrocarburos puede tener repercusiones en la actividad biológica a nivel de

fitoplancton, zooplancton y desarrollo de larvas, tales repercusiones pueden ir desde

disminuciones en la actividad fotosintética por bloqueos en el paso de luz solar hasta

mortandad o desarrollo anormales por la presencia de componentes tóxicos asociados

a los componentes de estos hidrocarburos. Igualmente el vertido de agua de lastre por

buques que lleguen a cargar gas natural conlleva la introducción de especies exógenas

que pudieran competir con las especies nativas y en algún caso extremo eliminarlas si

es que encuentran condiciones favorables para su desarrollo, este fenómeno no es

exclusivo de las aguas de lastre ya que los organismos incrustados en el casco de los

buques son y podrían transportar a su vez especies exógenas. Otra posibilidad de

interacción es el aporte de metales pesados contenidos en el recubrimiento de los

cascos, dadas las condiciones de baja energía estos metales podrían terminar en los

sedimentos de la laguna y ahí tener afectaciones hacia el bentos y niveles tróficos

superiores por bioacumulación. SEMARNAT tiene reportado que la barra de la laguna

es zona de anidación de tortugas por lo que el tránsito continuo de embarcaciones

- 208 -


______________________________________________________________________



podría incidir en la fatalidad de adultos que lleguen a desovar y de crías recién

eclosionadas. En este sentido se recomendaría que la TNGL apoye los programas de

conservación y protección de la fauna existente en el área.

Otra interacción previsible aunque de baja probabilidad como se presentó en el

apartado I.1.3, es la emisión de gas natural, sea esta por accidentes o como emisiones

fugitivas. Toxicológicamente no reviste mayor importancia salvo la posibilidad de asfixia

por desplazamiento de oxigeno atmosférico. Por otro lado, el metano, constituyente

principal del gas natural, es un constituyente normal de la atmósfera que en ausencia

de contaminación se presenta en concentraciones de 1.6 ppm con lo que se constituye

como el hidrocarburo atmosférico más abundante. Se produce por fermentación de

materia orgánica o bien es liberado por fuentes subterráneas por lo que su presencia es

algo normal; tiene el inconveniente sin embargo, de ser un gas de invernadero 23 veces

más efectivo que el dióxido de carbono para captar calor; pese a ser muy poco reactivo

interviene en procesos químicos en la troposfera y estratosfera influyendo en lo niveles

del radical hidroxilo (que es el intermediario más importante de los procesos químicos

atmosféricos), ozono y vapor de agua estratosférico. Por lo tanto la peligrosidad del gas

natural radica más bien en su potencial de incendio y explosión. Las zonas de alto

riesgo por incendio, definidas en el apartado II. 1, denotan niveles que en seres

humanos pueden causar quemaduras de segundo grado sin llegar a fatalidades. Estos

radios pueden abarcar hasta 313 m por explosión y 125 m por incendio de chorro

considerando las fugas medianas.

Los derrames de gas natural sobre el cuerpo de agua implicarían también la posibilidad

de incendios con radios que están considerados en la discusión de los párrafos

anteriores. El metano que no se evapore del charco podría disolverse en el cuerpo de

agua; de acuerdo con las simulaciones realizadas el 99 % del gas natural que pueda

derramarse sobre la laguna termina evaporándose por lo que la cantidad que pueda

disolverse se considera despreciable. Por otro lado, puesto que el metano puede

formase por descomposición de materia orgánica, cabe esperar que en una laguna

- 209 -


______________________________________________________________________



costera sea un componente normal de la columna de agua que no afecte nocivamente

a las especies mientras el oxigeno disuelto este por arriba de 1.5 mg/l. La variación de

oxigeno disuelto frente al canal de Tepalcates en la Laguna de Cuyutlán, desde 1986,

están muy por arriba del nivel de 1.5 mg/l, aún cuando pueda decirse que niveles más

recientes (2004-2005) muestren una aparente disminución. En este sentido la

interacción negativa que podría darse ocurriría si se alcanzaran niveles inferiores a 1.5

mg/l de oxigeno disuelto en los cuales compuestos como metano, amonio y sulfuro de

hidrogeno producidos por bacterias anaeróbicas serían tóxicos. Aquí la interacción se

considera poco importante por que antes de que un derrame de gas natural pueda

causar toxicidad hacia los organismos la laguna de Cuyutlán ya tendría que tener

niveles bajos de oxigeno y estos serían más atribuibles a fuentes antropogénicas que a

la operación de la Terminal.

La TGNL contará con una planta de tratamiento de aguas residuales por lo que puede

inferirse la posibilidad de aporte de nutrientes y variaciones en temperatura en un rango

no significativo en la etapa de operación regular. Se recomienda que la planta tenga

una alta eficiencia y tratamiento terciario para no aportar nitrógeno ni fósforo.

- 210 -

_____________________________________________________________________________

Señalamiento de las Medidas de Seguridad CFE Terminal de Gas Natural Licuado de Manzanillo

- 213 -



III SEÑALAMIENTO DE LAS MEDIDAS DE SEGURIDAD EN MATERIA AMBIENTAL

III.1 ANALISIS AMBIENTAL EN LOS ESCENARIOS DE RIESGO EN LA TGNLM. El análisis de afectación ambiental está basado en los diagramas de pétalos contenidos

en el Anexo I.12. Para los escenarios de riesgo planteados en la TGNLM se tienen las siguientes

consideraciones:

Debido a que la principal sustancia química manejada es el Gas Natural Licuado (GNL),

los escenarios evaluados comprendieron incendio y explosión. Sin embargo, debemos

resaltar que para que el GNL se incendie o explote debe liberarse, vaporizarse y

alcanzar una mezcla gas-aire entre el 5% y el 15% y además estar presente una fuente

de ignición. El gas que se libere a la atmósfera no es venenoso.

Según estudios ornitológicos el sitio con menor población de aves corresponde al

espacio comprendido en las Unidades de Gestión Ambiental (UGAs): Ah2 1, Ent5 39,

Ag3 26, Ff4 17 y Ent4 40. Debe considerarse que las principales rutas de migración de

aves cubren franjas de varios kilómetros. La ruta más cercanas al sitio de estudio es la

Pacífico y considerando lo angosto de la barra de Campos (1.2 Km.) y de la Laguna

(2.35 Km.) su contribución como zona de transito es poco significativa, además los

vasos III y IV están mejor conservados y son más atractivos para este tipo de fauna.

El suelo tampoco se verá afectado permanentemente pues no deja residuos tóxicos,

salvo el impacto por radiación térmica que en pocas horas tiende a equilibrarse.

En términos generales, para los eventos analizados, cuya duración es de pocas horas,

el sistema ambiental regional tiene la capacidad de recuperar los valores normales en

sus componentes bióticos y abióticos.

en Materia Ambiental

_____________________________________________________________________________


- 214 -



Cabe resaltar que con base en el programa de ejecución del proyecto la primera

actividad a realizar es el desmonte y despalme, por lo que, cunado se instalen los

equipos de la TGNLM en el predio ya no existirá la actual flora y fauna.

Las Unidades de Gestión Ambiental (POET 2003) impactadas son las siguientes: Para los tres arreglos: UGA Ag3 26. - Clasificada como agricultura, política de aprovechamiento. Se ubica a lo

largo de toda la costa de Cuyutlán y consta de una franja de más de un kilómetro de

ancho en la parte sureste, sin embargo en la parte noroeste se angosta hasta llegar a

500 m de ancho, esta franja se caracteriza por que en ella se localizan la mayoría de las

huertas de palmeras de cocos, su superficie es muy plana y baja con algunos lomeríos

de dos metros de altura, ocasionalmente se inunda principalmente sobre suelos arcillo-

arenosos, palustres con manglares localizados sobre suelos solonchak, la vegetación

presente en la zona es la halófita con arbustos en parte con salinas sobre suelos

hidromórficos. El tipo de paisaje que presenta es el 1.3.1. El uso del suelo compatible

es pecuario y el condicionado es el de asentamientos humanos.

UGA Ent5 8. – El uso de suelo otorgado a esta unidad es el de espacio natural terrestre,

su política es de protección. Se ubica en la playa lacustre que constituye la parte norte

de los Vasos I y II de la laguna de Cuyutlán, formada esencialmente por aluvión. Su

característica principal es que constituye la única rivera lacustre en donde se desarrolla

el manglar. Se presenta un una sola unidad de paisaje (1.6). Superficie muy baja (2-3m)

plana, ocasionalmente inundada sobre depósitos areno-arcillosos con vegetación

halófita y arbustos en parte con salinas sobre suelos hidromórficos. El uso compatible

es el de flora y fauna y el condicionado es el de turismo de bajo impacto (ecoturismo).


_____________________________________________________________________________


- 215 -



UGA Ent5 39.- Se clasifica como espacio natural terrestre, su política es de protección.

Se denomina “dunas costeras”. El paisaje en que se ubica es el 1.2; dunas altas (10-25

m) con pendientes fuertes sobre arenas no consolidadas con vegetación de halófitas de

costa arenosa. Esta unidad presenta fragilidad muy alta, constituye el abastecimiento de

arenas de la playa de toda la barra arenosa que limita al sur a la laguna de Cuyutlán. El

uso compatible es el de flora y fauna, el condicionado es el de turismo de bajo impacto.

UGA Ent4 40. – Espacio natural terrestre. Su política es de conservación. Se constituye

por la playa de toda la barra arenosa que limita al sur la laguna de Cuyutlán. Esta UGA

es de fragilidad alta y en su espacio se desarrollan actividades naturales de muy alta

energía (oleaje). Constituye el sitio de desove de varias especies de varias especies de

tortugas

UGA If3 42. – Su clasificación es infraestructura. La política de uso es de

aprovechamiento. Está constituida por el “canal Tepalcates” el cual corta la barra

arenosa de la laguna de Cuyutlán en el vaso II, en su parte suroriental. El canal mide

1.15 Km. de longitud y 95 m de ancho en promedio. Su construcción llevó 10 años y se

terminó en mayo del 2000. El uso compatible es pesca y el condicionado turismo de

bajo impacto.

UGA Ff4 17. - Se clasifica como flora y fauna. Su política es de Protección. Se ubica en

la barra arenosa al sur del vaso II de la laguna con matorrales espinosos subcosteros

degradados, los usos compatibles son: espacio natural terrestre, el condicionado es

agricultura, asentamientos humanos y equipamiento e infraestructura.

UGA Ff4 43. – El uso predominante del suelo es flora y fauna, con una política de

conservación. Llanura litoral con vegetación de costa arenosa, matorral subcostero,

manglar, plantaciones de cocoteros e instalaciones, caracterizándose la unidad de

paisaje por contener matorral espinoso subcostero degradado.


_____________________________________________________________________________


- 216 -



UGA Mi3 11.- Se clasifica como Minería de materiales dimensionables (cantera) y su

política es de aprovechamiento. Es una de las más pequeñas en extensión territorial, se

localiza en la parte sur de la nanocuenca C-13, el entorno geológico lo conforman,

rocas graníticas y andesitas, la topografía esta representada por lomeríos de

pendientes pronunciadas (>20º - 35º) en algunos lugares en otros se presentan menos

inclinadas (10º -12º). El tipo de paisaje es el 6.1, que consiste en: Alturas medias

(h=200-500m.) tectónico-erosivas diseccionadas cálidas (temperatura media anual 25-

27°C) subhúmedas (700-900 mm.) muy inclinadas (15-20°) sobre granitos con selva

baja caducifolia, pastos y focos de agricultura de temporal sobre regosoles Eútricos y

Feozem háplico.

La siguiente figura muestra el mapa de las UGAs involucradas en el desarrollo del

proyecto de la TGNLM.

Para el Arreglo Alternativa 2 Omega se adicionan: UGA Ac4 31. - Clasificada como acuacultura, su política es aprovechamiento. Se

denomina Colomo-Tepalcates. Su ubicación corresponde a la parte oriental del vaso II

de la laguna de Cuyutlán. En este cuerpo se realiza la extracción de especies de

escama, camarón y jaiba, encierro de especies nativas y turismo de bajo impacto. Su

hidrodinámica esta muy relacionada al canal de Tepalcates. Debido a la reciente

apertura del mencionado canal, el agua de este vaso ha cambiado radicalmente,

revirtiendo su proceso de eutrificación a favor del desarrollo de la vida subacuática. Es

muy importante monitorear a detalle esta unidad para seguir su evolución y asesorar el

desarrollo de la acuacultura y pesca que están proponiendo. El uso condicionado para

esta unidad es el de ecoturismo (o turismo de bajo impacto).

UGA Ah21.- El uso de suelo predominante es de: “Asentamientos Humanos”. Su

política es la de aprovechamiento. Está ubicada en la población de Campos, al sur de la


_____________________________________________________________________________


- 217 -



ciudad de Manzanillo y al oeste de la Termoeléctrica “General Manuel Álvarez” de la

CFE. Esta UGA abarca las unidades de paisajes 1.2, 1.3.1, 1.3.2, que corresponden a

llanura litoral cálida con una temperatura media anual 25º-27º C, área subhúmeda a

semiseca con precipitaciones medias de 700-1000 mm, superficie baja (0-30m) plana a

muy poco inclinada (0º-3º), sobreyace a depósitos arenosos, arenosos-fangosos, rocas

volcánicas y granitos, vegetación de costa, con matorral subcostero y manglares. El uso

compatible es el de turismo de bajo impacto, pecuario y agrícola, por tratarse de una

comunidad semirural.

UGA Ent3 15. - Se clasifica como espacio natural terrestre, con una política de

protección. Se localiza en los cerros relictos que bordean la rivera norte del vaso II y IV

de la Laguna de Cuyutlán. Los tipos de paisajes son: 1.3.2, 1.8 y 4. En el área afloran

andesitas, granitos y aluviones, que permiten la formación de suelos regosoles y

feozem, con matorral espinoso subcostero y selva baja caducifolia y manglares, la

topografía se presenta con algunos Lomeríos con pendientes suaves de 15º 20º,

algunos montículos sobrepasan los 200 m, su temperatura es cálida (25º-27º C) la

precipitación pluvial varía de 700-800 mm, la política predominante en el área es de

restauración, el uso condicionado del suelo es el turismo de bajo impacto, e

incompatible con asentamientos humanos.

En la figura III.1 se representan las Unidades de Gestión Ambiental correspiendentes al

área de influencia del proyecto.


_____________________________________________________________________________


- 218 -



UGA’S / PROYECTO TGNLM

Figura III.1 Unidades de Gestión Ambiental en el área de influencia del proyecto


_____________________________________________________________________________


- 219 -



En el Capítulo II de este estudio, la Tabla II.1-2 contiene los radios de alto riesgo y

amortiguamiento para los diferentes escenarios con sus respectivas frecuencias.

Los radios de afectación que se describen a continuación plantean los escenarios para

los arreglos Base, Alternativa 1 y Alternativa 2 Omega que presentan similitudes en las

áreas de afectación. Considerando que el proyecto se desarrollará bajo normas y

criterios de seguridad, en caso de presentarse un accidente se calcula que sus

consecuencias serán equivalentes a los escenarios de fugas medianas (Anexo I.9,

Adendum I.3). Para todos los casos considerados los radios de afectación se restringen

mayoritariamente al predio de la TGNLM. Los factores ambientales con probable

afectación se presentan para cada evento descrito a continuación.

III.1.1 FUGA EN BUQUE Los radios de afectación para eventos de fugas medianas tienen probabilidad de

ocurrencia de 9.19E-6.

Los radios de afectación para incendio de chorro son de 11 m en zona de alto riesgo y

14 en amortiguamiento. Para explosión es de 48 m en zona de alto riesgo y 60 m en

amortiguamiento. Las afectaciones de estos escenarios quedarían dentro del propio

buque. El factor ambiental afectado se muestra en la Tabla III.1.1.

En los diagramas siguientes se muestran en círculos rojos las zonas de alto riesgo y en

azul las de amortiguamiento.


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- 220 -



ZONA DE ALTO RIESGO (m)DESCRIPCIÓNEVENTO ZONA DE

AMORTIGUAMIENTO (m)EVENTO

Buque grande (Incendio de Chorro)

Buque grande (Explosión)

1 5 1 6

1 48 601

Fuga mediana en Buque Arreglo Base





1 3 1 6

1 48 601

Fuga mediana en Buque Arreglo Alternativa 1


_____________________________________________________________________________


- 221 -







1 11 1 14

1 48 601

Fuga mediana en Buque Arreglo Alternativa 2 Omega.


_____________________________________________________________________________


- 222 -



Tabla III.1.1 Factores ambientales afectados se marcan con una X.

Buque (200 000 m3)

Explosión

Incendio chorro

FACTOR AMBIENTAL

1 Calidad del aire X X

2 Espesor de suelo fértil

3 Susceptibilidad a la Erosión eólica e hídrica

4 Características microbiológicas

5 Compactación 6 Permeabilidad

7 Calidad de agua de cuerpos superficiales

8 Escurrimientos

9 Hidrodinámica de cuerpos superficiales

10 Fisicoquímica de columna de agua

11 Batimetría costera y/o lagunar

12 Dinámica costera (Corrientes y oleaje)

13 Transporte litoral

14 Calidad de agua costera

15 Productividad primaria acuática

16 Flora terrestre y acuática

17 Fauna terrestre y acuática

18 Especies de valor comercial

19 Especies en status de conservación

20 Cadenas tróficas

21 Empleo

22 Nivel de ingresos


_____________________________________________________________________________


- 223 -



23 Uso de suelo

24 Salud poblacional y laboral

25 Agricultura 26 Ganadería 27 Pesca

28 Actividad minera (salinera)

29 Industria 30 Comercio 31 Cualidad estética 32 Elementos paisajísticos

III.1.2 FUGA EN BRAZO DE DESCARGA

A continuación se presentan los alcances de los radios de afectación para eventos de

fugas medianas cuya probabilidad de ocurrencia es de 6.27E-6.


13 en amortiguamiento. Para el incendio de charco son de 67 y 115 m para zonas de

alto riesgo y amortiguamiento respectivamente, y para explosión es de 313 m en zona

de alto riesgo y 405 m en amortiguamiento.

Para el arreglo Base la afectación de la zona de alto riesgo queda contenida

mayoritariamente en el predio de la TGNLM.

Para el arreglo Alternativa 1 la zona de amortiguamiento alcanza la margen Sur del

vaso II en una franja menor a 300 m de manglar; debido a los cambios de temperatura y

la poca profundidad del espejo de agua.

El arreglo Alternativa 2 Omega al incluir la UGA AC4 31 afecta el punto de atraque en el

muelle y alcanza el área de la dársena.

Los factores ambientales afectados se muestran en la Tabla III.1.2.


_____________________________________________________________________________


- 224 -







Brazo de descarga (Incendio de Chorro)

Brazo de descarga (Explosión)

3 11 3 14

3 313 4053

Fuga mediana en Brazo de descarga Arreglo Base


_____________________________________________________________________________


- 225 -







3 11 3 14

3 313 4053

Fuga mediana en Brazo de descarga Arreglo Alternativa 1.


_____________________________________________________________________________


- 226 -







3 11 3 13

3 313 4053

Fuga mediana en Brazo de descarga Arreglo Alternativa 2 Omega.


Brazo de descarga

Incendio Chorro Incendio Charco Explosión

FACTOR AMBIENTAL

1 Calidad del aire X X X






8 Escurrimientos


_____________________________________________________________________________


- 227 -














20 Cadenas tróficas 21 Empleo


23 Uso de suelo






_____________________________________________________________________________


- 228 -



III.1.3 FUGA EN TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE GNL




45 en amortiguamiento, y para explosión es de 238 m en zona de alto riesgo y 288 m en

amortiguamiento. Las afectaciones de estos escenarios quedarían dentro del predio de

la Terminal excepto en el arreglo Alternativa 1, .

En los arreglos Base y Alternativa 2 Omega las áreas de alto riesgo no rebasan los

límites del predio. El arreglo Alternativa 1 abarca un segmento de las vías de

comunicación telefónica, carretera y ferrocarril, además del tendido eléctrico y una

franja de mangle en la margen Sur del vaso II. Los factores ambientales afectados se

muestran en la Tabla III.1.3.




_____________________________________________________________________________


- 229 -





Tanque de almacenamiento de GNL (Incendio de Chorro)

Tanque de almacenamiento de GNL (Explosión)

4 86 4 89

4 871 13484

Fuga mediana en Tanque de almacenamiento Arreglo Base


_____________________________________________________________________________


- 230 -





Tanque de almacenamiento de GNL (Incendio de Chorro)

Tanque de almacenamiento de GNL (Explosión)

4 39.1 4 45.8

4 238.2 288.44

Fuga mediana en Tanque de almacenamiento Arreglo Alternativa 1.



Tanque de almacenamiento de GNL (Incendio de Chorro)4 439 45

Tanque de almacenamiento de GNL (Explosion)4 4238 288


_____________________________________________________________________________


- 231 -



Fuga mediana en Tanque de almacenamiento Arreglo Alternativa 2 Omega.


Tanque de almacenamiento de GNL

Incendio Chorro Explosión

FACTOR AMBIENTAL







8 Escurrimientos








16 Flora terrestre y acuática X X

17 Fauna terrestre y acuática X X


19 Especies en status de conservación X X

20 Cadenas tróficas X X 21 Empleo


_____________________________________________________________________________


- 232 -




23 Uso de suelo




29 Industria 30 Comercio 31 Cualidad estética 32 Elementos paisajísticos X X


_____________________________________________________________________________


- 233 -



III.1.4 FUGA EN LÍNEA DE TRANSPORTE DE 40 IN DE TANQUE A BOMBAS DE ALTA PRESIÓN



Los radios de afectación para incendio de chorro son de 7 m en zona de alto riesgo y 9

m en amortiguamiento. Para incendio de charco es de 75 en zona de alto riesgo y 130

m en amortiguamiento, y para explosión es de 263 m en alto riesgo y 322 m en

amortiguamiento. Las afectaciones de estos escenarios quedarían dentro de la

Terminal.

Para los tres arreglos la afectación queda contenida dentro del predio de la TGNLM. El

factor ambiental afectado se muestra en la Tabla III.1.4.




_____________________________________________________________________________


- 234 -





Lineas de transporte de 40 in de tanque a bombas de alta presion (Incendio de Chorro)

Lineas de transporte de 40 in de tanque a bombas de alta presion (Explosión)

5 39 5 50

5 263 3225

Fuga mediana en Línea de transporte de 40” Arreglo Base


_____________________________________________________________________________


- 235 -





Lineas de transporte de 40 in de tanque a bombas de alta presion (Incendio de Chorro)

Lineas de transporte de 40 in de tanque a bombas de alta presion (Explosión)

5 39 5 50

Fuga mediana en Línea de transporte de 40” Arreglo Alternativa 1

5 263 3225


_____________________________________________________________________________


- 236 -





Linea de transporte de 40 in de tanque a bombas de alta presion (Incendio de Chorro)

Linea de transporte de 40 in de tanque a bombas de alta presion (Explosión)

5 7 5 9

5 263 3225

Fuga mediana en Línea de transporte de 40” Arreglo Alternativa 2 Omega.


Línea de transporte de 40 in de tanque a bombas de alta presión


FACTOR AMBIENTAL







8 Escurrimientos



_____________________________________________________________________________


- 237 -















23 Uso de suelo






_____________________________________________________________________________


- 238 -



III.1.5 FUGA EN LÍNEA DE 16 IN EN RECONDENSADOR DE VAPORES DE GNL




70 m en amortiguamiento y para explosión es de 252 m en alto riesgo y 304 m en

amortiguamiento.

Para el arreglo Base la afectación queda contenida mayoritariamente en el predio de la

TGNLM, solo la zona de amortiguamiento alcanza un segmento de las vías de

comunicación ferrocarril y carretera.

Para el arreglo Alternativa 1 el radio de alto riesgo alcanza la margen Sur del vaso II

dañando una franja de 500 m de manglar; debido a los cambios de temperatura y la

poca profundidad del espejo de agua. También afecta las vías de comunicación

telefónica, carretera y férrea además del tendido eléctrico.

Para el arreglo Alternativa 2 Omega los radios de afectación quedan contenidos en el

predio de la TGNLM. Los factores ambientales afectados se muestran en la Tabla

III.1.5.




_____________________________________________________________________________


- 239 -





Recondensador de vapores de GNL (Incendio de Chorro)6 68 6 86

Recondensador de vapores de GNL linea de 40 in de la bomba de alta presion (Explosion)

6 252 3046

Fuga mediana en Línea de 16” Arreglo Base



Recondensador de vapores de GNL (Incendio de Chorro)6 116 6 152

Recondensador de vapores de GNL linea de 40 in de la bomba de alta presion (Explosion)

6 316 4326


_____________________________________________________________________________


- 240 -



Fuga mediana en Línea de 16” Arreglo Alternativa 1.



Recondensado de vapores (Incendio de Chorro)

Recondensado de vapores (Explosión)

6 54 6 70

6 252 3046

Fuga mediana en Línea de 16” Arreglo Alternativa 2 Omega.


Recondensador de vapores de GNL


FACTOR AMBIENTAL








_____________________________________________________________________________


- 241 -



8 Escurrimientos














23 Uso de suelo






_____________________________________________________________________________


- 242 -



III.1.6 FUGA EN LÍNEA DE 20 IN DE LA BOMBA DE ALTA PRESIÓN




20 m en amortiguamiento, y para explosión es de 88 m en alto riesgo y 106 m en

amortiguamiento.


TGNLM, solo alcanza un segmento de las vías de comunicación ferrocarril y carretera.

Para el arreglo Alternativa 1 el radio de alto riesgo alcanza la margen Sur del vaso II

dañando una franja de 500 m de manglar; debido a los cambios de temperatura y la

poca profundidad del espejo de agua. También afecta las vías de comunicación


Para el arreglo Alternativa 2 Omega los radios de afectación quedan contenidos en el

predio de la TGNLM. Los factores ambientales afectados se muestran en la Tabla

III.1.6.




_____________________________________________________________________________


- 243 -





Linea de 20 in de la bomba de alta presion (Incendio de Chorro)7 125

305

7

7

158

392Linea de 20 in de la bomba de alta presion (Explosion)7

Fuga mediana en Línea de 20” Arreglo Base.



Linea de 20 in de la bomba de alta presion (Incendio de Chorro)7 125

305

7

7

158

392Linea de 20 in de la bomba de alta presion (Explosion)7

Fuga mediana en Línea de 20” Arreglo Alternativa 1.


_____________________________________________________________________________


- 244 -





Linea de 20 in de la bomba de alta presion (Incendio de Chorro)

Linea de 20 in de la bomba de alta presion (Explosión)

7 125 7 158

7 305 3927

Fuga mediana en Línea de 20” Arreglo Alternativa 2 Omega.


Línea 20 in de la Bomba de alta presión


FACTOR AMBIENTAL







8 Escurrimientos


_____________________________________________________________________________


- 245 -
















23 Uso de suelo






_____________________________________________________________________________


- 246 -



III.1.7 FUGA EN LÍNEA DE 16 IN DEL COMPRESOR.





amortiguamiento.

Los radios de la zona de amortiguamiento para los arreglos Base y Alternativa 1

interaccionan con un segmento de las vías de comunicación. Para el arreglo Alternativa

2 Omega la afectación queda contenida en el predio de la TGNLM. Los factores

ambientales afectados se muestran en la Tabla III.1.7.





Linea del compresor (Incendio de Chorro)8 189

105

8

8

248

128Linea del compresor (Explosion)8


_____________________________________________________________________________


- 247 -



Fuga mediana en Línea de 16” del compresor Arreglo Base



Linea del compresor (Incendio de Chorro)8 189

105

8

8

248

128Linea del compresor (Explosion)8

Fuga mediana en Línea de 16” del compresor Arreglo Alternativa 1.


_____________________________________________________________________________


- 248 -





Linea de 16 in del compresor (Incendio de Chorro)

Linea de 16 in del compresor (Explosión)

8 20 8 26

8 105 1288

Fuga mediana en Línea de 16” del compresor Arreglo Alternativa 2 Omega.


Línea del Compresor


FACTOR AMBIENTAL







8 Escurrimientos


_____________________________________________________________________________


- 249 -









15 Productividad primaria acuática X X





20 Cadenas tróficas X X

21 Empleo


23 Uso de suelo






_____________________________________________________________________________


- 250 -



III.1.8 FUGA EN LÍNEA DE 24 IN EN EL SISTEMA DE RETORNO DE VAPORES AL BUQUE.




20 m en amortiguamiento. Para incendio de charco es de 4 en zona de alto riesgo y 6 m

en amortiguamiento, y para explosión es de 88 m en alto riesgo y 106 m en


Terminal.

Para los arreglos Base y Alternativa 2 Omega, la afectación queda contenida en el

predio de la TGNLM. Para la Alternativa 1 la afectación alcanza un segmento de las

vías carretera y ferrocarril. El factor ambiental afectado se muestra en la Tabla III.1.8.




_____________________________________________________________________________


- 251 -





Sistema de retorno de vapores al buque (Incendio de Chorro)

Sistema de retorno de vapores al buque (Explosión)

9 16 9 20

9 88 1069

Fuga mediana en Línea de 24” Arreglo Base.





9 16 9 20

9 88 1069


_____________________________________________________________________________


- 252 -



Fuga mediana en en Línea de 24” Arreglo Alternativa 1.





9 16 9 20

9 88 1069

Fuga mediana en en Línea de 24” Arreglo Alternativa 2 Omega.


Sistema de retorno de vapores al buque


FACTOR AMBIENTAL







8 Escurrimientos


_____________________________________________________________________________


- 253 -
















23 Uso de suelo






_____________________________________________________________________________


- 254 -



III.1.9 FUGA EN LÍNEA DE 32 IN EN LA EMRyC DEL TGNLM.





amortiguamiento.


TGNLM. Afectando las vías de comunicación (telefónica, carretera y vía férrea además

del tendido eléctrico).

En el arreglo Alternativa 1 el radio de alto riesgo interacciona con las vía férrea y

carretera y una franja menor a 500 m de mangle de la margen Sur del vaso II de la

Laguna de Cuyutlán. Los factores ambientales afectados se muestran en la Tabla

III.1.9.




_____________________________________________________________________________


- 255 -





EMRyC de la TGLNM linea de 32 in (Incendio de Chorro)10 207

252

10

10

271

304EMRyC de la TGLNM linea de 32 in (Explosion)10

Fuga mediana en Línea de 36” de la EMRYC de TGNLM Arreglo Base.



EMRyC de la TGLNM linea de 32 in (Incendio de Chorro)10 207

252

10

10

271

304EMRyC de la TGLNM linea de 32 in (Explosion)10


_____________________________________________________________________________


- 256 -



Fuga mediana en Línea de 36” de la EMRYC de TGNLM Arreglo Alternativa 1.



EMRyC de la TGLN linea de 32 in (Incendio de Chorro)

EMRyC de la TGLN linea de 32 in (Explosión)

10 54 10 70

10 252 30410

Fuga mediana en Línea de 36” de la EMRYC de TGNLM Arreglo Alternativa 2 Omega.


ERMyC de la TGNLM línea de 32 in.


FACTOR AMBIENTAL







8 Escurrimientos


_____________________________________________________________________________


- 257 -
















23 Uso de suelo






_____________________________________________________________________________


- 258 -



III.1.10 FUGA EN LÍNEA DEL GASODUCTO DE 36 IN A CTM.


fugas medianas cuya probabilidad de ocurrencia es de 9.18E-8..



amortiguamiento. Los factores ambientales afectados se muestran en la Tabla III.1.10.



2b2b

2e

Fuga mediana en Línea de 36” del gasoducto a la CTM Arreglo Base.


_____________________________________________________________________________


- 259 -



2b2b

2e

Fuga mediana en Línea de 36” del gasoducto a la CTM Arreglo Alternativa 1.



Linea del gasoducto de 36 in (Incendio de Chorro)

Linea del gasoducto de 36 in (Explosión)

11

11

19

19

27

29

11

11

2b2b

2e


_____________________________________________________________________________


- 260 -



Fuga mediana en Línea de 36” del gasoducto a la CTM Arreglo Alternativa 2 Omega.


Línea del Gasoducto de 36 in.


FACTOR AMBIENTAL


2 Espesor de suelo fértil X X





8 Escurrimientos










18 Especies de valor comercial X X


20 Cadenas tróficas


_____________________________________________________________________________


- 261 -



21 Empleo


23 Uso de suelo


25 Agricultura X X 26 Ganadería 27 Pesca


29 Industria 30 Comercio 31 Cualidad estética X X 32 Elementos paisajísticos X X


_____________________________________________________________________________


- 262 -



III.1.11 FUGA EN LÍNEA DE 32 IN EN LA EMRyC DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA.





amortiguamiento y son iguales en los tres arreglos.

Los radios de afectación en este escenario son similares en los tres arreglos. La

afectación de los radios de alto riesgo y de amortiguamiento rebasan los límites de la

CTM, alcanzando vías de comunicación adyacentes y las viviendas y establecimientos

comerciales localizados frente a la CTM Los factores ambientales afectados se

muestran en la Tabla III.1.11.




_____________________________________________________________________________


- 263 -





Línea de 32 in EMRyC del CTM (Incendio de Chorro)12 157 19412

Fuga mediana en Línea de 32” en la EMRYC de la CTM Arreglo Base.


_____________________________________________________________________________


- 264 -



22

2

Fuga mediana en línea de 32” en la EMRYC de la CTM Arreglo Alternativa 1


_____________________________________________________________________________


- 265 -





ERMyC del CTM linea de 32 in (Incendio de Chorro)

EMRyC del CTM linea de 32 in (Explosión)

12

12

39

157

50

194

12

12

2 b2 b

2e

Fuga mediana en Línea de 36” del gasoducto a la CTM Arreglo Alternativa 2 Omega.


EMRyC del CTM línea de 32 in.


FACTOR AMBIENTAL







8 Escurrimientos


_____________________________________________________________________________


- 266 -
















23 Uso de suelo

24 Salud poblacional y laboral X X



29 Industria X X 30 Comercio X X 31 Cualidad estética X X 32 Elementos paisajísticos X X


_____________________________________________________________________________


- 267 -



III.2 Medidas de Mitigación y Compensación Las Medidas de Mitigación y Compensación son aplicables a todos los escenarios planteados para fugas medianas. Medidas de mitigación:

Diseñar un plan de contingencias en coordinación con empresas cercanas, y los

sistemas municipal y estatal de protección civil.

Proponer a las autoridades municipales la implementación de un plan para restringir

nuevos asentamientos y reubicar los existentes.

Atender las medidas de mitigación establecidas en el capítulo VI de la Manifestación de

Impacto Ambiental respecto a los componentes bióticos.

Construir muros perimetrales en la TGNLM con capacidad para resistir radiación

térmica de 25 kw/m2 y sobrepresión de 1 psi.

Reforzar la estructura de la duna cercana al canal de navegación y enfrente de la

TGNLM mediante el sembrado de matorrales e instalación de tablaestacado.

Colocar el gasoducto subterráneo y protegido según el diseño descrito en el Capítulo II

de la MIA en todo el trayecto.

Implementar, barreras de protección con capacidad para amortiguar radiación térmica

de hasta 5 kw/m2 y sobrepresiones de 0.5 psi en los frentes expuestos de las zonas de

explotación minera y de asentamientos comerciales.


_____________________________________________________________________________


- 268 -



Implementar barreras de protección al frente de los asentamientos privados con

capacidad para amortiguar radiación térmica de hasta 5 kw/m2 y sobrepresiones de 0.5

psi.

Construir muros perimetrales en la EMRyC de la CTM por el promovente con capacidad

para resistir radiación térmica de 25 kw/m2 y sobrepresión de 1 psi, ya que los radios de

afectación sobrepasan los límites del predio de la CTM.

Medidas de Compensación Reconstrucción de barreras de protección en asentamientos comerciales y urbanos en

los que resulte necesario, mediante acuerdo con los propietarios.

Restablecimiento de las vías de comunicación telefónica, carretera y férrea además del

tendido eléctrico.


_____________________________________________________________________________


- 269 -



IV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El Estudio de Riesgo que se presenta es un complemento de la Manifestación de

Impacto Ambiental con apego a los requerimientos de la autoridad ambiental plasmados

en el articulo 18 del reglamento en materia de evaluación de impacto ambiental de la

Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente, incorporando los

escenarios y medidas preventivas resultantes del análisis de los riesgos ambientales

relacionados con el proyecto; describiendo las zonas de protección entorno a las

instalaciones y señalando las medidas de seguridad en materia ambiental.

Los objetivos del Estudio de Riesgo Ambiental son:

• Evaluar todos los impactos posibles asociados con el proyecto.

• Proporcionar a las autoridades predicciones cuantitativas de los efectos

• Servir como base para la elaboración de los planes de prevención de desastres.

• Determinar la probabilidad de que ocurran accidentes por explosión, incendio,

fuga o derrame de gas natural.

• Establecer los posibles radios de afectación.

• Cuantificar la severidad de la afectación en los distintos radios

• Presentar las medidas de seguridad a implantar para prevenir que ocurran los

accidentes.

• Sugerir acciones de prevención, mitigación de accidentes y compensación en

caso de que ocurran accidentes.

• Identificar y cuantificar las probables afectaciones en caso de ocurrir un

accidente en la instalación para desarrollar las Medidas Preventivas, los Planes

de Respuesta a Emergencias, Programas de Prevención de Accidentes y

Medidas de Mitigación, Sistemas de Seguridad, Sistemas de combate de

Incendios y Programas de Mantenimiento Preventivo a Equipos que garanticen

una operación segura de la TGNLM.


_____________________________________________________________________________


- 270 -



En conclusión, este análisis de riesgo considera la influencia de los fenómenos

naturales como: sismicidad, fenómenos hidrometeorológicos y tsunamis, a que

estará expuesta la planta y se especifica las medidas preventivas que deberán

considerar en el diseño.

Respecto a los escenarios de incendio y explosión por fugas, asumiendo que se

cumple con las medidas de seguridad pasivas y activas especificadas en los

capítulos I y II, se descarta la ocurrencia de eventos causados por fugas iguales o

mayores a 100 mm y las rupturas catastróficas, por lo que los escenarios de fugas

medianas y pequeñas se consideraron para el análisis de los impactos, sin embargo,

su probabilidad de ocurrencia se encuentra en ordenes de 10-6/año y su inició y

terminación se calcula en términos de una hora, con tiempos de respuesta ante el

accidente menores a 10 minutos (Anexo I.9 y Adendum I.3.1. Con lo cual el riesgo

de accidentes fatales para la población es menor debido a la TGNLM que por

causas actualmente presentes en el entorno. Cabe resaltar que con base en el

programa de ejecución del proyecto la primera actividad a realizar es el desmonte y

despalme, por lo que, cunado se instalen los equipos de la TGNLM en el predio ya

no existirá la actual flora y fauna.

IV. 1 CONSIDERACIONES En el estudio de Evaluación de Riesgo del proyecto de la Terminal de Almacenamiento

y Manejo de Gas Natural Licuado de Manzanillo, Colima se muestra la preocupación

por dar una respuesta sistemática y ordenada a cualquier contingencia o situación de

riesgo que se pudiera presentar por problemas operacionales, descarga, incendio y

explosión de hidrocarburos.

Asimismo, la interacción con los procesos ambientales han sido la preocupación

principal que ha dirigido este estudio, el cual fue diseñado cuidadosamente, apegado a

las normas mexicanas e internacionales, aplicando las medidas de mitigación para

atender los impactos resultantes del proceso que garanticen la continuidad de los flujos


_____________________________________________________________________________


- 271 -



de materia y energía en los ecosistemas identificados en el sistema ambiental regional,

lo cual asegura su capacidad de carga.

IV. 2 IMPACTOS RELEVANTES Y MEDIDAS DE MITIGACIÓN

Los componentes ambientales muestran condiciones que permiten inferir que el

Sistema Ambiental Regional tiene la capacidad de soportar la ejecución de actividades

del desarrollo del proyecto TGNLM, que no comprometen su integridad funcional y

beneficiarán a alguno de los indicadores ambientales relevantes (hidrodinámica y

calidad del aire).

Con la instalación de las obras de la TGNLM, la hidrodinámica de la Laguna de

Cuyutlán se puede mejorar gracias a la variación del aporte de agua de mar por la

modificación parcial del Canal de Tepalcates (Canal de acceso y Dársena de Ciaboga)

al implementarse una obra de regulación hidráulica para mantener el flujo y nivel

hidrológico de la Laguna de Cuyutlán en sus cuatro vasos.

En lo referente a la acumulación de sedimentos en el Canal de Tepalcates, debido a su

ampliación para el Canal de acceso de buques metaneros, se diseñarán las escolleras

del canal de acceso de tal forma que minimicen la entrada de sólidos resultantes del

transporte litoral y se deberán realizar periódicamente dragados de mantenimiento.

Con la instalación de la TGNLM, la afectación a la fauna identificada será mínima,

provocándose la migración de las especies presentes en la zona hacia los vasos III y IV

de mayor resguardo. No obstante, la fauna identificada en el sitio del proyecto se

relaciona a zonas alteradas (zonas agrícolas).

Por su parte, la fauna acuática, en este caso la Tortuga marina, sufrirá una ligera

afectación en sus zonas de anidación por la ampliación del canal de Tepalcates y por


_____________________________________________________________________________


- 272 -



acreción y erosión de la línea de costa. Para minimizar este impacto se realizará un

programa de monitoreo para la protección de esta especie en coordinación con el

Centro Ecológico de Cuyutlán “El Tortugario” .

EL vertido del material de dragado del canal de acceso y dársena de ciaboga de la

TGNLM será depositado en la zona de Trinchera, localizada en el mar a más de 20

kilómetros del área del proyecto, logrando con esto evitar la afectación de organismos

bentónicos de sustrato duro y blando. Asimismo, parte del material de dragado se

empleará en el relleno del área de construcción de la TGNLM.

Para evitar la Interrupción de las vías de comunicación durante la construcción de la

TGNLM, se calendarizarán y priorizaran las obras en el programa de ejecución del

proyecto, a fin de garantizar las vías de comunicación entre la ciudad de Manzanillo, el

poblado de Campos y la autopista a Colima.

IV.2.1 ANÁLISIS DE IMPACTOS

Para el análisis de impacto por la posible ocurrencia de los eventos de riesgo

identificados, los escenarios evaluados comprendieron incendio y explosión. Sin

embargo, debemos resaltar que para que el GNL se incendie o explote debe liberarse,

vaporizarse y alcanzar una mezcla gas-aire entre el 5% y el 15% y además estar

presente una fuente de ignición. El gas que se libere a la atmósfera no es venenoso. El

suelo tampoco se verá afectado permanentemente pues no deja residuos tóxicos, salvo

el impacto por radiación térmica, que en algunas horas tiende a equilibrarse.

En términos generales, para los eventos analizados, cuya duración es de pocas horas,

el sistema ambiental regional tiene la capacidad de recuperar los valores normales en

sus componentes bióticos y abióticos.

En el escenario de fuga en Buque, los alcances de los radios de afectación para

eventos de fugas medianas la probabilidad de ocurrencia es de 9.19E-6. Los radios de


_____________________________________________________________________________


- 273 -



afectación para incendio de chorro son de 11 m en zona de alto riesgo y 14 en

amortiguamiento. Para explosión es de 48 m en zona de alto riesgo y 60 m en

amortiguamiento. Las afectaciones de estos escenarios quedarían dentro del área de

atraque del propio buque. Este escenario es más probable pero con menor número de

fatalidades y afectaciones.

En el escenario de ruptura en línea de 36´´ en brazo de descarga para eventos de fugas

medianas la probabilidad de ocurrencia es de 6.27E-6. Los radios de afectación para

incendio de chorro son de 11 m en zona de alto riesgo y 13 en amortiguamiento. Para el

incendio de charco son de 67 y 115 m para zonas de alto riesgo y amortiguamiento

respectivamente, y para explosión es de 313 m en zona de alto riesgo y 405 m en

amortiguamiento. Este escenario es más probable pero con menor número de

fatalidades y afectaciones.

Para los arreglos Base y Alternativa 2 Omega, la afectación queda contenida

mayoritariamente en el predio de la TGNLM, mientras que para el arreglo Alternativa 1

el radio de alto riesgo alcanza la margen Sur del vaso II dañando una franja menor a

300 m de manglar; debido a los cambios de temperatura y la poca profundidad del

espejo de agua.

En lo referente a la fuga mediana en tanque de almacenamiento la probabilidad de

ocurrencia es de 9.19E-6. Los radios de afectación para incendio de chorro son de 39 m

en zona de alto riesgo y 45 en amortiguamiento. Para explosión los radios son de 238 m

para zona de alto riesgo y 288 m para amortiguamiento. Las afectaciones de estos

escenarios quedarían dentro de la Terminal. Este escenario es más probable pero con

menor número de fatalidades y afectaciones.

El escenario de fuga mediana en línea de transporte de 40´´ de tanque a bombas de

alta presión, la probabilidad de ocurrencia es de 3.30E-6. Los radios de afectación para

incendio de chorro son de 7 m en zona de alto riesgo y 9 m en amortiguamiento. Para

incendio de charco es de 75 en zona de alto riesgo y 130 m en amortiguamiento, y para

explosión es de 263 m en alto riesgo y 322 m en amortiguamiento. Las afectaciones de

estos escenarios quedarían dentro de la Terminal para los tres arreglos.


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En la ruptura en línea de 16´´ en recondensador de vapores de GNL, para eventos de

fugas medianas la probabilidad de ocurrencia es de 6.27E-6. Los radios de afectación

para incendio de chorro son de 54 m en zona de alto riesgo y 70 m en amortiguamiento

y para explosión es de 252 m en alto riesgo y 304 m en amortiguamiento.

Para los arreglos Base y Alternativa 2 Omega, la afectación queda contenida

mayoritariamente en el predio de la TGNLM, mientras que para el arreglo Alternativa 1

el radio de alto riesgo alcanza la margen Sur del vaso II dañando una franja menor de

500 m de manglar; debido a los cambios de temperatura y la poca profundidad del

espejo de agua. Asimismo, ocurrirán afectaciones de las vías de comunicación


En el escenario de ruptura en línea de 20´´ de la bomba de alta presión, para eventos

de fugas medianas la probabilidad de ocurrencia es de 5.37E-6. Los radios de afectación

para incendio de chorro son de 125 m en zona de alto riesgo y 158 m en

amortiguamiento, y para explosión es de 305 m en alto riesgo y 392 m en


Terminal.

En la ruptura en línea de 16´´ del compresor, para eventos de fugas medianas la

probabilidad de ocurrencia es de 6.27E-6. Los radios de afectación para incendio de

chorro son de 20 m en zona de alto riesgo y 26 m en amortiguamiento y para explosión

es de 105 m en alto riesgo y 128 m en amortiguamiento. Este escenario es más

probable pero menos con menor número de fatalidades y afectaciones.

En el escenario de ruptura en línea de 24´´ en el sistema de retorno de vapores al

buque, para eventos de fugas medianas la probabilidad de ocurrencia es de 4.72E-6.


20 m en amortiguamiento. Para incendio de charco es de 4 en zona de alto riesgo y 6 m

en amortiguamiento, y para explosión es de 88 m en alto riesgo y 106 m en

amortiguamiento. Las afectaciones de estos escenarios quedarían dentro de la Terminal

para los tres arreglos.


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En la ruptura en línea de 32´´ en la EMRyC de la TGNLM, para eventos de fugas

medianas cuya probabilidad de ocurrencia es de 3.86E-6. Los radios de afectación para

incendio de chorro son de 54 m en zona de alto riesgo y 70 m en amortiguamiento y

para explosión es de 252 m en alto riesgo y 304 m en amortiguamiento.

Por lo que se refiere al escenario de ruptura en línea del gasoducto de 36´´ a CTM, para

eventos de fugas medianas la probabilidad de ocurrencia es de 9.18E-8. Los radios de

afectación para incendio de chorro son de 19 m en zona de alto riesgo y 27 m en

amortiguamiento y para explosión es de 19 m en alto riesgo y 29 m en amortiguamiento.

Este escenario es más probable pero menos con menor número de fatalidades y

afectaciones.

Para los tres arreglos la afectación es similar, alcanza a las UGAs: Ah2 1, Ag3 26, Ff4

17, interaccionando con instalaciones de Zeta Gas, las vías de comunicación, tendido

eléctrico, asentamientos privados a bordo de carretera y área de aprovechamiento

agrícola.

En la ruptura en línea de 32´´ en la EMRyC de la CTM para eventos de fugas medianas

la probabilidad de ocurrencia es de 3.86E-6. Los radios de afectación para incendio de

chorro son de 39 m en zona de alto riesgo y 50 m en amortiguamiento y para explosión

es de 157 m en alto riesgo y 194 m en amortiguamiento.

En general, considerando que la aplicación de los programas de prevención y mitigación reduce el alcance de las rupturas catastróficas y fugas mayores o iguales a 100 mm, se asume que los escenarios máximos esperados son equivalentes a las fugas medianas, cuyos impactos afectan principalmente al predio de la TGNLM. Además, el análisis de frecuencias indica que las fugas medianas tienen mayor probabilidad que las fugas grandes o rupturas catastróficas.


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IV.2.2 IMPACTOS POSITIVOS Entre los impactos positivos que incluye la instalación de la TGNLM se encuentran:

• Disminución considerable de las emisiones de gases invernadero y

contaminantes de la CT Manzanillo.

• Eliminación del oleoducto que suministra combustoleo a la CT Manzanillo y

que corre por el ladero de la vía del ferrocarril.

• Rehabilitación del vaso lacustre de la Laguna de Cuyutlán, al tener un

suministro constante y controlado de agua de mar, que contribuirá a mantener

la flora y la fauna que ha sido diezmada en los últimos años por el

azolvamiento del Canal Tepalcates.

• Se garantizan los servicios ecológicos del sistema reduciendo: estrés

fisiológico, toxicidad, agotamiento de procesos primarios, índices de migración

y mortalidad, así como el aumento de las poblaciones, principalmente de

aquellas en estatus.

• Mantenimiento de las actividades pesqueras y salineras en los vasos 1, 2 y 3

de la Laguna de Cuyutlán.

• Se mantendrá la integridad de las interacciones funcionales entre la Laguna,

la duna y la zona marina adyacente.

• Las consecuencias del evento de riesgo más catastrófico no alcanza áreas

pobladas sin considerar las medidas de seguridad y salvaguardias que se

incluirán en el diseño.

• Repotenciación energética para el desarrollo industrial de la región Centro-

Occidente de México.


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IV. 3 RECOMENDACIONES TÉCNICO OPERATIVAS. Recomendaciones derivadas de la lista de verificación

1. Se deberá establecer en las bases de diseño la limitación para usar equipo

prototipo o que no haya sido suficientemente probado a nivel internacional.

2. Se deberá establecer en las bases de diseño la obligatoriedad al cumplimiento

de las Normas Mexicanas

Recomendaciones derivadas del análisis preliminar de peligros

1. Contar con sistema contra incendio que abarque a toda la instalación, con énfasis

en los recipientes y líneas por donde fluya gas natural.

2. Contar con programas de seguridad, operación y mantenimiento diseñados de

manera que se tenga control de las fuentes de ignición.

3. Elaborar análisis de consecuencias y actualizarlos periódicamente a fin de conocer

los radios de afectación que pudieran resultar de fugas o derrames del gas natural

y considerarlos en la elaboración de planes de respuesta a emergencias,

procedimientos de evacuación y diseño y localización de equipos.

4. Contar con diques y dispositivos de contención para derrames de líquidos que

cumplan con especificaciones de estándares aplicables así como también con la

función implícita de evitar el incremento de las zonas de afectación, sobre suelo o

concreto así como sobre agua.

5. Evaluar el potencial de asfixia por fugas de gas natural, determinando a partir de

qué cantidad fugada puede llegar a considerase como un peligro serio.

6. Verificar que se desarrollen procedimientos para recepción de barcos y descarga

de gas natural que especifiquen las condiciones seguras de calma que permitan el

paso seguro de los barcos por el canal de acceso así como también la adecuada


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conexión o desconexión de las garzas, tales procedimientos deben especificar

cuando no permitir el acceso a los barcos.

7. Desarrollar planes de contingencia para el caso de que por condiciones inseguras

no sea posible el acceso de los barcos a la Terminal.

8. Desarrollar planes de emergencia para el caso de que los barcos encallen o se

impacten contra el canal de acceso o las instalaciones de descarga de la Terminal,

tales planes deberán incluir como manejar o evitar la posibilidad de que el gas

natural licuado sea derramado.

9. Asegurar que los programas de dragado y desazolve de las instalaciones sean

adecuados para garantizar en todo momento la seguridad de los barcos.

10. Desarrollar programas, planes y procedimientos de mantenimiento que eviten la

aparición o desarrollo de fugas de gas natural.

11. Implantar un programa de inspección basada en riesgo (RBI por sus siglas en

inglés) a fin de manejar efectivamente la inspección de los equipos.

12. Implantar un programa de confiabilidad de equipos a fin de asegurar la

disponibilidad de todos los elementos del proceso.

13. Desarrollar programas y procedimientos de respuesta a emergencias que permitan

actuar eficientemente en caso de que se presenten fugas de gas natural.

14. Desarrollar los procedimientos y manuales de operación de manera que

especifiquen claramente cuáles son las condiciones seguras de operación, qué

efectos se tendrían si se operara fuera de ellas, y cómo actuar en casos de

emergencia.

15. Verificar que existan procedimientos detallados para las operaciones de descarga

de gas natural que expliquen en detalle el uso del nitrógeno.

16. Verificar que las condiciones de operación y almacenamiento del sistema de

nitrógeno sean adecuadas a los requerimientos del proceso, minimizando con


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procedimientos y accesorios la posibilidad de que se contamine con gas natural

así como también de que exista sobrepresión peligrosa que pudiera resultar en

explosiones.

17. Desarrollar la lógica de posición de falla de las válvulas e instrumentos neumáticos

de manera que no se desarrollen situaciones peligrosas en caso de falla de aire de

instrumentos.

18. Contar con un plan de contingencias y sistemas de respaldo en caso de falla de

aire de instrumentos.

19. Evaluar el potencial de riesgo por explosión de los sistemas de aire comprimido.

20. Desarrollar planes, programas y procedimientos de operación y mantenimiento que

aseguren la disponibilidad y seguridad en la operación del sistema de enfriamiento,

especificando las condiciones seguras de operación, qué hacer si se encuentran

fuera de dicho rango y cómo actuar en caso de emergencia.

21. Instrumentar el sistema de enfriamiento de manera que se puedan detectar a

tiempo situaciones que puedan afectar nocivamente a su operación.

22. Desarrollar procedimientos y mecanismos de paro seguro tanto en la Terminal

como en la Central en caso de falla del sistema de enfriamiento.

23. Contar con un plan de contingencia y sistemas alternos de suministro en caso de

falla del sistema de enfriamiento.

24. Verificar que en todas las operaciones y equipos se tenga un paro seguro en caso

de falla de suministro eléctrico.

25. Contar con alternativas de suministro eléctrico.

26. Desarrollar plan de contingencias en caso de falla de electricidad.

27. Verificar que el diseño y condiciones de operación del proceso sean eficientes

para evitar cambios de fase no deseados del gas natural.


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28. Verificar que los materiales del proceso sean de características adecuadas al

fluido y condiciones de operación.

29. Tener controles y alarmas por alta temperatura, así como también planes de

actuación en caso de presentarse este tipo de situaciones.

30. Contar con equipamiento adecuado para evitar el estrés por calor.

31. Programar las actividades rutinarias al aire libre de manera que se tome en cuenta

la temperatura ambiente en la zona.

32. Proporcionar el equipo de protección personal adecuado para evitar quemaduras

por intercambio de temperaturas y contar con el equipamiento médico necesario

para atenderlas.

33. Tener un monitoreo adecuado del personal para garantizar su disponibilidad en

actividades no rutinarias al aire libre, por ejemplo atención a emergencias.

34. Identificar la susceptibilidad a la corrosión de cada equipo, así como de otros

mecanismos de degradación y plantear un programa de inspección adecuado a los

resultados de tal identificación, de preferencia utilizando la metodología de

inspección basada en riesgo (RBI por sus siglas en inglés).

35. Se requiere de un estudio detallado que identifique la vulnerabilidad de la Terminal

a huracanes, tsunamis y a la dinámica de la barra. Tal estudio debe considerar no

solamente la probabilidad de que un huracán o tsunami afecte directamente a la

Terminal sino también la magnitud de los daños que pudiera ocasionar. En cuanto

a la dinámica de la barra, el estudio debe establecer cuál ha sido el

comportamiento de la barra y con base en éste estimar la configuración que

pudiera tener en el futuro tanto de manera natural como resultante de eventos

como huracanes o tsunamis. La Terminal tendrá que desarrollar o adecuar sus

planes de contingencia en caso de huracanes o tsunamis de acuerdo con los

resultados de dicho estudio.


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36. Verificar que en el diseño y localización de los equipos de proceso se usen

factores de seguridad y configuraciones adecuadas a la posibilidad de afectación

por huracanes o sismos.

37. En el diseño, construcción y mantenimiento de las obras para el canal de acceso

se deberá tener en cuenta la erosión y depósito que a largo plazo sean causadas,

de manera que no afecten nocivamente a la Terminal ni al paso de los barcos. Hay

que tener un estudio de la dinámica de los sedimentos frente al canal de acceso

antes de comenzar la obra para tener la referencia de cuál es el comportamiento

normal de los sedimentos en la zona que permite hacer las estimaciones a futuro,

de cómo se verá afectada esta dinámica por la existencia del canal de acceso.

38. Considerar en el diseño de equipos e instalaciones, así como en su localización,

factores de seguridad adecuados a la posibilidad de ocurrencia de sismos en la

zona.

39. Incluir en los análisis de consecuencias que se realicen escenarios de ruptura

catastrófica ya que estos podrían darse como consecuencia de sismos de gran

intensidad.

40. Desarrollar o modificar los planes de emergencia y evacuación de manera que

consideren rutas que sean seguras durante eventos de sismos y que tomen en

cuenta la posibilidad de daño a los equipos y la existencia de fugas de gas natural.

41. Construir las instalaciones de manera que se tome en cuenta la altura del oleaje,

tanto en condiciones normales y en caso de sismo, para evitar que éste pueda

ingresar a la Terminal.

42. Contar con planes de contingencia en caso de sismo que incluyan cómo proceder

con los barcos si estos se encontraran descargando en la Terminal.

43. Diseñar el sistema de drenajes, los sistemas de contención y la altura de los

equipos de manera que se tomen en cuenta la posibilidad de inundación en la

zona y las variaciones del nivel del mar.


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44. Desarrollar procedimientos específicos de arranque normal y de arranque posterior

a paro de emergencia. Tales procedimientos deberán detallarse de manera que la

operación se realice bajo condiciones de seguridad.

45. Desarrollar procedimientos de mantenimiento que especifiquen que el equipo que

se entregue a mantenimiento esté vacío, proporcionando también las instrucciones

necesarias para que el personal encargado verifique que así sea.

46. Establecer un sistema de permisos a fin de tener un control adecuado y seguro de

las operaciones de mantenimiento que se realicen.

47. Proporcionar el equipo de protección personal y herramientas adecuadas al tipo de

trabajo de mantenimiento que se realice.

48. Programar las actividades de mantenimiento de manera que no puedan afectar

nocivamente a la seguridad del proceso.

49. Acordonar y señalizar las áreas donde se realicen labores de mantenimiento de

manera tal que sean fácilmente identificables.

50. Desarrollar planes de contingencia por emergencia que puedan ocurrir durante la

ejecución de trabajos de mantenimiento tales como lesionados, incendios,

explosiones, etc.

51. Contar con instrumentación confiable que permita parar el proceso en forma

segura ante situaciones de emergencia previamente identificadas.

52. Contar con procedimientos de paro normal y paro de emergencia que especifiquen

cómo realizar la operación bajo condiciones de seguridad indicando de manera

detallada todos los pasos a seguir.

53. Contar con mecanismo manuales de paro que puedan accionarse con seguridad

cuando los mecanismos automáticos fallen, la activación de mecanismos de paro

manuales debe realizarse por personal capacitado a fin de evitar que tal activación

ocurra de manera equivocada o insegura.


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54. Contar con una brigada de emergencia debidamente capacitada en todos los tipos

de evento que puedan llegar a presentarse en la Terminal.

55. Organizar a la brigada de emergencia de manera que siempre existan elementos

suficientes dentro de la Terminal.

56. Contar con el equipo de protección personal adecuado a las emergencias que

puedan existir en la Terminal y localizarlo en sitios accesibles.

57. En la definición del sistema contra incendio, tomar en cuenta los resultados de los

análisis de consecuencias para definir en donde colocar rociadores o elementos de

control de incendio que puedan ser operados a distancia y donde colocar hidrantes

de manera que los incendios puedan ser mitigados por brigadistas.

58. Tomar en cuenta los resultados de los análisis de consecuencias en el

espaciamiento y localización de equipos a fin de evitar la propagación de eventos

dominó en casos de explosiones o incendios.

59. Restringir el acceso a áreas con equipo que maneje alta tensión y permitirlo sólo a

personal calificado, especificando previamente mediante procedimientos los

cuidados y circunstancias bajo las cuales se pueda acceder a ellas.

60. Ubicar los equipos eléctricos de manera que se minimice la posibilidad de que las

fugas de gas natural u otras sustancias inflamables puedan alcanzarlos, se sugiere

tomar en cuenta los resultados de dispersión de las distintas fugas modeladas en

los análisis de consecuencias.

61. Una vez definido el tipo y ubicación de talleres, laboratorios y almacenes de

materiales auxiliares habrá que hacer evaluaciones de riesgo que tomen en cuenta

los inventarios de las sustancias que ahí se encuentren.

62. Definir la ubicación de talleres, laboratorios y almacenes de materiales auxiliares

de manera que se minimice la posibilidad de que sean fuentes de ignición para

fugas de gas natural, se sugiere tomar en cuenta los resultados de dispersión de

las simulaciones realizadas en los análisis de consecuencias.


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63. De acuerdo con el tipo de sustancias químicas que lleguen a tenerse en la

instalación habrá que tener una separación de drenajes adecuada para que

aquellos que contengan o puedan contener sustancias químicas sean enviados a

una ubicación segura desde donde se les pueda dar tratamiento o recuperarlos a

fin de que no sean contaminantes hacia el ambiente ni tampoco nuevas fuentes de

riesgo.

64. Manejar los desechos peligrosos y no peligrosos de manera segura, observando

en todo momento los requerimientos que la legislación tenga establecidos.

65. Dar una planeación adecuada a las actividades de mantenimiento de manera que

se eviten conflictos con la operación, contando con equipos de respaldo suficientes

y personal calificado para que los equipos no se desgasten innecesariamente.

66. Se deberá contar con una iluminación eficiente en toda la instalación de manera

que no se afecte el desempeño de las actividades, particularmente cuando estas

deban realizarse de noche o bajo condiciones de pobre iluminación natural.

67. Diseñar la ventilación en edificios, talleres, almacenes y laboratorios de manera

que se evite la formación de atmósferas tóxicas o explosivas de acuerdo al tipo de

materiales que en ellos se manejen.

68. Definir un sistema de recorridos y de circuito cerrado a fin de poder monitorear

toda la instalación, incluyendo áreas de acceso remoto o difícil, áreas de poco

tránsito y almacenes.

69. Definir cómo responde el proceso en caso de que los venteos de emergencia

hacia quemadores abran cuando no sea necesario, o bien cierren cuando se

requiera que abran, considerando qué sucedería en cada venteo o si todos fallaran

simultáneamente.

70. Definir cómo responde el proceso en caso de que las válvulas de gas natural con

interruptor de vacío abran cuando no sea necesario, o bien cierren cuando se


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requiera que abran, considerando qué sucedería en cada válvula o si todas

fallaran simultáneamente.

71. Definir cómo responde el proceso en caso de que las válvulas de alivio de presión

vacío en tanques abran cuando no sea necesario, o bien cierren cuando se



72. Definir cómo responde el proceso en caso de que las válvulas de alivio de presión

en vaporizadores abran cuando no sea necesario, o bien cierren cuando se



73. Contar con programas de pruebas y calibración de instrumentos de manera

periódica a fin de garantizar su correcta operación en todo momento.

74. Definir el número de sensores e indicadores en cada tanque de manera que sea

posible identificar fácilmente si alguno de ellos está funcionando mal.

75. Documentar adecuadamente la interrelación entre la temperatura del fondo real en

el tanque y las lecturas de los diferentes sensores a fin de poder identificar con

seguridad y sin confusiones si está fallando el sistema de calentamiento

automático en el fondo de tanques.

76. Contar con plan de contingencia en caso de calentamiento del fondo de tanques.

77. Documentar adecuadamente las presiones de calibración y funcionamiento del

sistema de desfogues a la atmósfera, realizando los análisis de consecuencias

correspondientes para determinar su diseño seguro y la interacción de estos radios

de afectación con la presencia de fuentes de ignición y ubicación de equipos.

78. Contar con avisos o alarmas que permitan informar al personal que está

ocurriendo un desfogue a la atmósfera.


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79. Contar con procedimientos que le indiquen al personal como proceder si ocurre un

desfogue a la atmósfera de gas natural.

80. Documentar bajo qué condiciones se activa el sistema de venteo de baja presión y

realizar los cálculos de diseño suficientes para determinar sus límites seguros de

operación, contando con los planes de contingencia necesarios en caso de que

éstos límites sean rebasados.

81. Documentar bajo qué condiciones se activa el sistema de alivio cerrado y realizar

los cálculos de diseño suficientes para determinar sus límites seguros de

operación, contando con los planes de contingencia necesarios en caso de que

estos límites sean rebasados.

82. Contar con un programa de mantenimiento a equipo de seguridad que garantice la

correcta operación de las válvulas de alivio.

83. Contar con plan de contingencia en caso de que la válvula de control automático

para liberar exceso de presión de gas en el sistema de alivio cerrado hacia

quemadores falle en posición cerrada.

84. Definir las consecuencias que se tendrían en caso de que la válvula de control

automático para liberar exceso de presión del gas en sistema de alivio cerrado

hacia quemadores falle en posición abierta y no pueda cerrarse.

85. Describir y documentar la filosofía de operación del sistema de alivio cerrado y sus

quemadores, especificando cómo se garantiza que la flama no se apague así

como también de qué manera se evita que la flama se propague hacia el proceso.

86. Evaluar las consecuencias de emitir gas natural sin quemar por el sistema de alivio

cerrado.

87. Realizar el estudio de emisiones de productos de combustión por los quemadores

del sistema de alivio cerrado.


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88. Definir la ubicación de los venteos atmosféricos, de los equipos de proceso y de

los quemadores de manera que se evite la posibilidad de que alguna fuga o venteo

se encienda al pasar por los quemadores.

89. Contar con un programa de mantenimiento y pruebas del sistema CDE1 Descarga

que garantice su adecuado funcionamiento en todo momento.

90. Contar con un programa de mantenimiento y pruebas del sistema CDE2 Descarga


91. Contar con un programa de mantenimiento y pruebas del sistema CDE Terminal


92. Proporcionar una sesión de adiestramiento entre el personal de la Terminal y el del

barco para acordar cuándo y cómo activar el sistema CDE. Esta sesión debe

realizarse siempre sin importar si las mismas personas han participado

previamente en operaciones de descarga.

93. Incluir en los planes de contingencia y de atención de emergencias que fallen los

sistemas CDE o bien que se activen de manera indebida.

94. Implantar la orden de no proceder con la carga o descarga de barcos si no se

confirma la interconexión de los sistemas de cierre de emergencia de barco y

Terminal.

95. Contar con planes de contingencia en caso de que no se pueda establecer una

interconexión entre los sistemas de cierre de emergencia de barco y Terminal.

96. Documentar las diferencias entre los sistemas CDE1, CDE2 y PERC en lo

concerniente a los brazos de descarga y contar con planes de contingencia en

caso de que el sistema PERC falle o se active de manera indebida.

97. Contar con programas de mantenimiento y calibración que garanticen el adecuado

funcionamiento de los detectores de fuego y gas en todo momento.


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98. Desarrollar los procedimientos necesarios para que todo el personal sepa cómo

actuar en caso de activarse los sistemas de detección de fuego y gas.

Recomendaciones derivadas del análisis para la identificación de riesgos, mediante la aplicación del HAZOP.

1. Verificar que el programa de mantenimiento garantice la correcta operación de las

Válvulas Motorizadas a distancia.

2. Verificar que la alarma de alta presión en los buques metaneros, sea visible para

todo el personal.

3. Desarrollar procedimientos específicos para la descarga que garanticen el

monitoreo continuo de toda la operación.

4. Realizar análisis de consecuencias para el Gas Natural Licuado.

5. Realizar periódicamente pruebas de funcionamiento del sistema contra incendio

del área de descarga.

6. Evaluar la conveniencia de recuperar los desfogues de las válvulas de seguridad.

7. Evaluar la conveniencia/ necesidad de contar con filtros previos al medidor.

8. Contar con un programa de inspección que garantice la integridad física de los

equipos.

9. Contar con avisos y protecciones en las rutas de tuberías.

10. Difundir periódicamente los procedimientos de respuesta a emergencias.

11. Verificar que la capacitación periódica de las brigadas de emergencia abarque o

incluya todos los eventos posibles.

12. Considerar en el programa de mantenimiento el adecuado intervalo de inspección

de válvulas de seguridad.


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13. Especificar en los procedimientos de descarga y operación la correcta alineación

de las válvulas.

14. Considerar la aplicación de candados en aquellas válvulas que requieran estar

normalmente cerradas.

15. Contar con indicación visual de la posición de las válvulas de bloqueo manuales.

16. Desarrollar plan de contingencia en caso de contaminación de gas natural licuado

con nitrógeno.

17. Solicitar certificado de calidad previo a la descarga de gas natural.

18. Contar con un plan de contingencia por presencia de Ácido Sulfhídrico (H2S) en

gas natural.

19. Contar con un plan de contingencia por presencia de agua en gas natural.

20. Verificar y/o determinar si el diseño de la instalación permite operar con

combustibles distintos al gas natural, elaborando los procedimientos o

prohibiciones requeridos de acuerdo a los resultados que se obtengan.

21. Contar con plan de contingencia en caso de falla de nitrógeno.

22. Evaluar la conveniencia de contar con respaldo de nitrógeno.

23. Verificar la correcta programación de suministro de nitrógeno.

24. Verificación periódica de funcionamiento de la planta de energía eléctrica.

25. Desarrollar planes de emergencia por falla de la planta de energía eléctrica, así

como procedimientos para paros de emergencia y paros programados.

26. Desarrollar planes de emergencia por falla del sistema contra incendio.

27. Realizar pruebas periódicas de funcionamiento del sistema contra incendio.

28. Realizar y verificar programas de mantenimiento a sistemas auxiliares de servicios.


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29. Desarrollar el programa de inspección de conformidad con los mecanismos de

degradación posibles en el sitio debido a la salinidad del entorno costero.

30. Contar con programa de mantenimiento que evite la aparición de fugas y que

considere su corrección inmediata en caso de presentarse.

31. Establecer la prohibición de realizar trabajos de mantenimiento en líneas y equipos

de gas natural si no se verifica previamente el barrido con nitrógeno.

32. Verificar que los procedimientos de mantenimiento incluyen las precauciones para

evitar que los recipientes y equipos a intervenir tengan materiales peligrosos.

33. Verificar la adecuada instalación y diseño del sistema de tierras.

34. Contar con plan de contingencia en caso de Sismos, Huracán y fenómenos

naturales adversos.

35. Verificar que el diseño y anclaje del gasoducto sea acorde con las características

de sismicidad del sitio.

36. Revisar el diseño civil y mecánico de los equipos de la TGNLM y verificar que toma

en cuenta la sismicidad de la zona.

37. Verificar que el diseño y anclaje de los equipos pueda resistir la fuerza de un

huracán severo.

38. Verificar que la Terminal se diseñe sin posibilidad de inundación ni de arrastre de

materiales.

39. Comprobar que el sistema contra incendio permita el enfriamiento simultáneo de

todos los recipientes.

40. Diseñar los pararrayos de acuerdo a las características del sitio.

41. Asegurar el dragado uniforme y periódico del canal.

42. Programar las visitas de los buques de manera tal que ingresen con condiciones

seguras de oleaje y visibilidad.


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43. Establecer el número máximo seguro de buques que puedan atracar a un mismo

tiempo.

44. Establecer bajo que condiciones de oleaje y viento se considera seguro proceder

con la descarga y no permitirla si estas no se cumplen.

45. Realizar pruebas periódicas de funcionamiento del sistema contra incendio en al

área de tanques.

46. Realizar análisis de consecuencias para el área de tanques de almacenamiento de

gas natural licuado.

47. Evacuar al personal que no participe en las brigadas de emergencia.

48. Contar con plan de contingencia en caso de falta de suministro de gas natural.

49. Verificar que se cumplan los procedimientos de operación.

50. Definir procedimiento de paro emergencia y procedimientos de arranque después

de paro de emergencia.

51. Definir los requerimientos de capacitación para operadores, brigadistas, personal

de mantenimiento y personal de nuevo ingreso, especificando también la

frecuencia de capacitación y la realización de evaluaciones periódicas para

comprobar la suficiencia.

52. Especificar en los procedimientos de arranque y paro la correcta alineación de las

válvulas.

53. Especificar en el procedimiento de operación cómo proceder cuando las lecturas

de dos instrumentos sean erróneas.

54. Establecer un sistema de administración del cambio. Dicho sistema deberá

considerar que al sustituir piezas de equipo los repuestos no afecten nocivamente

al diseño original y características eficientes de operación, especificando la

creación de memoria.

55. Contar con procedimientos detallados para las actividades de mantenimiento.


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56. Verificar que los desfogues atmosféricos de válvulas de alivio conducen la emisión

a lugares seguros.

57. Efectuar pruebas periódicas en el sistema contra incendio del área de bombas.

58. Contar con el programa de mantenimiento garantice la correcta operación de los

equipos.

59. Realizar análisis de consecuencias por fuga de gas natural para el área de

bombas.

60. Verificar que el sistema contra incendio en el área del evaporador funcione

adecuadamente.

61. Verificar y observar que el programa de mantenimiento garantice la correcta

operación de los equipos.

62. Contar con indicadores de válvula que sean visibles a distancia.

63. Considerar tener desfogues cerrados en caso de que la apertura de válvulas de

alivio atmosféricas implique riesgo.

64. Verificar y observar que el programa de mantenimiento garantice la correcta

operación de las bombas para agua de mar.

65. Evaluar la conveniencia / necesidad de contar con filtro previo a la bomba para

agua de mar.

66. Contar y verificar que la frecuencia de inspección y limpieza del sistema de filtrado

en la succión de las bombas de agua de mar es el adecuado para eliminar

cualquier posibilidad de taponamiento.

67. Especificar y observar en el programa de mantenimiento la frecuencia de

inspecciones, trabajos y sustitución de equipos, accesorios y repuestos.

68. Contar con los repuestos mínimos necesarios en el almacén de refacciones y

programar suministro oportunamente.


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69. Contar con bitácoras de mantenimiento de los equipos.

70. Realizar monitoreos periódicos del espesor de los equipos y tuberías.

71. Realizar análisis de consecuencias en el área del recondensador.

72. Contar con procedimientos detallados para las actividades de mantenimiento.

73. Realizar análisis de Consecuencias en el área del compresor.

74. Realizar análisis de Consecuencias en el sistema de brazo de retorno de vapores

al buque.

75. Contar con un almacenamiento de reserva de nitrógeno.

76. Verificar el cumplimiento de los programas de capacitación y/o actualización al

personal de operación y mantenimiento del sistema.

77. Inspecciones periódicas y programadas en las protecciones catódicas.

78. Verificar que se cumpla el derecho de vía para el gasoducto.

79. Verificar que se cumplan las inspecciones en las protecciones mecánicas, de

acuerdo a lo programado.

80. Cambiar y mantener en buen estado los señalamientos que indican la trayectoria a

lo largo del derecho de vía.

81. Cumplir con el programa de inspecciones anuales a lo largo del gasoducto.

82. Verificar que la bitácora de mantenimiento e inspecciones estén en orden.

83. Realizar análisis de consecuencias para el gasoducto.

84. Impedir que en el derecho de vía se realicen actividades agrícolas o de excavación

85. Cumplir con las inspecciones programada de las protecciones catódicas.

86. Verificar que los procedimientos de mantenimiento incluyen las precauciones para

evitar que en el gasoducto tengan residuos de gas natural.


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87. Contar con programas de inspección de emergencia a causa de fenómenos

naturales.

88. Verificar que el diseño del tendido del ducto resista la fuerza de un huracán

severo.

89. Contar con el número suficiente de brigadas especializadas para atención a

emergencias a causa de fenómenos naturales.

90. Verificar que el diseño y anclaje de la línea del ducto y sus equipos auxiliares

pueda resistir la fuerza de incremento del nivel del mar o un tsunami.

Recomendaciones derivadas de la Simulación de Consecuencias

1. Verificar que los recipientes, tuberías e instalaciones pueden soportar las

sobrepresiones y radiaciones térmicas a que pudieran verse expuestas en caso de

un accidente.

2. Es importante verificar que el equipo que se coloque en las inmediaciones del tanque sea

resistente a los niveles de radiación térmica y sobrepresión a que pudiera estar expuesto.

También se sugiere contar con un sistema de combate de incendios que pueda ser

operado a distancia y que actúe sobre el tanque y el área del derrame, al menos.

Finalmente, se debe tener un estricto control de las fuentes de ignición al menos en la

zona susceptible al flamazo, que en este caso particular podría implicar a toda la

instalación.

3. Evitar que posibles derrames se viertan a la laguna, sobre todo en la operación de

descarga de GNL hacia la Terminal

4. Considerar en caso de que no se tenga contemplado, la colocación de diques en

tanques de almacenamiento y áreas susceptibles a derrames.

5. No realizar trabajos que generen chispa o incremento de temperatura cerca de

tuberías y equipos que contengan o conduzcan GNL.


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6. No intervenir líneas o equipos que contengan GNL si no se tiene un procedimiento,

y se ha avisado previamente al jefe de turno y brigada correspondiente, además

de llevar a cabo la señalización de acuerdo a procedimientos establecidos.

7. Realizar simulacros de eventos específicos de fugas (seleccionar los más críticos)

con la finalidad de determinar el tiempo de respuesta promedio, y basándose en

estos resultados considerar el contar con dispositivos que permitan disminuir los

tiempos y controlar el evento de forma eficiente.

8. Instalar sistema contra incendio adecuado que pueda operarse a distancia, control estricto

de fuentes de ignición, sistemas de inspección y mantenimiento que eviten la formación de

fugas.

9. En el combate de incendios, considerar los radios de afectación obtenidos de

manera que se proteja la integridad de los brigadistas y equipos aledaños

importantes, considerando la instalación de dispositivos que permitan el combate a

distancia y que puedan activarse en el menor tiempo posible.

10. Revisar las rutas de evacuación y sitios de reunión para confirmar que son

accesibles de manera segura, aún cuando puedan presentarse los peores

escenarios (eventos de incendio y explosión).

11. Considerar la posibilidad de que el sistema contra incendios se ubique dentro de

cabina de concreto reforzado y que las tuberías de este mismo sistema sean

subterráneas. También se recomienda el contar con un sistema contra incendios

de respaldo el cual puede usar agua de mar.

12. Asegurar el acceso a las instalaciones para evitar posibles actos de vandalismo o

sabotaje.

13. Implementar un procedimiento para la detección y control de fuentes de ignición.

14. Tener siempre a la mano y en lugar visible la hoja de datos de seguridad del GNL,

para asegurar el manejo adecuado de la sustancia.


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15. Implementar de manera eficiente el Programa para la Prevención de Accidentes

(PPA).

16. Desarrollar un procedimiento para el uso de listas de verificación de seguridad y

llevarlo a cabo de forma periódica.

17. Contar con brigada de emergencias capacitada adecuadamente, para atender a

todos los riesgos de la instalación y que tenga el número adecuado de brigadistas

y equipo en todos los turnos de trabajo.

18. Contar con procedimientos claros, específicos y al alcance del personal

responsable de la operación de cada sistema.

19. Contar con programas de capacitación y actualización permanentes para todas las

áreas del proceso en donde se incluya a personal especializado y no

especializado.

20. Estar en contacto permanente con la unidad de protección civil de la región y

adherirse a sus programas con el fin de intercambiar experiencias y participar en

simulacros y capacitación para emergencias.

21. Contar con un programa de auditorias de seguridad para el gasoducto y las

Estaciones de Medición Regulación y Control.

22. Se deberá contar en forma conjunta con la empresa “Zeta Gas del Pacífico” con un

programa de manejo de siniestros.

23. Asegurar que el Plan General de Respuesta a Emergencias sea difundido a las

industrias cercanas, poblaciones y al Municipio, de igual forma, conocer el Plan de

Respuesta a Emergencias de las industrias cercanas, especialmente el de Zeta

Gas del Pacífico”.

24. Contar con procedimiento de primeros auxilios y dar capacitación a todo el

personal.

25. Llevar bitácora para reporte de fugas, daños o desperfectos encontrados.


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26. Se recomienda cumplir con la Normativa aplicable a ductos terrestres por parte de

CFE, PEMEX y códigos internacionales.

27. Se deberá considerar la interacción de las afectaciones que corresponden a la

empresa “Zeta Gas del Pacífico”, con las instalaciones de la Terminal, su

gasoducto y viceversa, y considerar procedimientos de seguridad adicionales y

equipo especial en caso de que sea necesario.

Recomendaciones del Análisis de Frecuencia

1. Implantar un programa de inspección basado en riesgos.

2. Se debe contar con un programa de mantenimiento tal, que garantice la no

aparición de fugas.

3. Establecer por escrito los mecanismos de degradación a que son susceptibles

los equipos y difundir esta información al personal de la instalación.

4. Definir la ubicación de sensores y alarmas de manera que tomen en cuenta la

susceptibilidad al desgaste o daño en los equipos.

5. No emplear materiales distintos a los especificados en el diseño a menos que

exista una evaluación adecuada que establezca que el material nuevo es menos

susceptible que el anterior a los mecanismos de degradación.


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Recomendaciones del análisis de Evaluación del Riesgo

1. Eliminar rupturas y fugas catastróficas en buques y equipos.

2. Tener tiempos de respuesta menores a 10 minutos para fugas en los equipos

dentro de la Terminal. Esto implica que a los 10 minutos la fuga debe dejar de

existir.

3. Tener tiempos de respuesta menores a 30 minutos para fugas en los Buques

tanto en la dársena como en el canal. Esto implica que a los 30 minutos la fuga

dejará de existir.

4. Contener cualquier derrame en diques que limiten su expansión por lo menos al

50 % de lo que alcanzaría si no se contuviera.

5. Contar con programas de inspección y mantenimiento que garanticen la

integridad de los equipos así como también que la probabilidad de ocurrencia de

fugas sea inferior a las consideradas en este estudio y que en caso de

presentarse sus diámetros no rebasen 25 mm.

6. Gestionar con las autoridades competentes que los asentamientos poblacionales

no se acerquen a la Terminal y que las habitaciones localizadas a lo largo de la

barra sean reubicadas.

7. Realizar evaluaciones periódicas de los niveles de riesgo tomando en cuenta

datos poblacionales actualizados.


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Recomendaciones Generales

1. Respecto a los tanques de almacenamiento de GNL, se deben identificar los

puntos de la instalación que sean susceptibles de fuga o falla, y la disponibilidad

de alarmas, redundancias y controles en casos de contingencias así como de la

disponibilidad de los sistemas automáticos y manuales contra-incendio.

2. En el proceso de recepción de GNL, se recomienda que el área de maniobras a

utilizar, sea delimitada y señalizada, sobre todo por que los buques metaneros

que llegaran a descargar GNL son de dimensiones considerables necesitando

que la ruta de llegada esté bien indicada. Así mismo, vigilar que se establezcan

estrictas medidas de seguridad en esta operación, y una estricta supervisión del

personal de operación de la TGNLM.

3. Considerar el uso de alarmas para indicar que los tanques de almacenamiento

están a su nivel adecuado y evitar con esto posibles derrames.

4. Indicar claramente al personal, con pláticas de capacitación y señalamientos

visibles, el peligro de incendio y explosión que se ocasionaría si los equipos o

tuberías que contienen GNL, encuentran un punto de ignición en las instalaciones

(Chispa o aumento de la temperatura), para que eviten fumar o prender fuego en

áreas no autorizadas.

5. Asegurar que el operador del buque metanero y tripulación, conozcan

perfectamente el procedimiento de descarga de GNL del buque hacia la TGNLM,

antes de realizar la maniobra.

6. Asegurar la calidad de los equipos para el manejo de grandes volúmenes de GNL

y evitar dañar e impactar estos equipos y tuberías del proceso (colocar

protecciones y señalamientos, así como delimitar espacios).

7. Asegurar la implementación de programas de capacitación necesarios y

adecuados que garanticen el buen desempeño del personal en sus tareas


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encomendadas, para que de esta forma se eviten errores humanos durante la

operación de los procesos y sistemas.

8. Implementar un programa de auditorias de seguridad, así como dar el

seguimiento adecuado de los lineamientos que se establecen en los

procedimientos para la operación de la TGNLM.

9. Considerar el que la TGNLM y la gasera (“Zeta Gas del Pacífico”), lleven a cabo

en forma conjunta un programa de manejo de siniestros. Así como un programa

de simulacros interno y externo para dar respuesta coordinada a emergencias.

10. Tener implementado el Plan General de Respuesta a Emergencias y darlo a

conocer a las industrias cercanas, poblaciones y al Municipio, de igual forma,

conocer el Plan de Respuesta a Emergencias de las industrias cercanas,

especialmente el de Zeta Gas del Pacífico.

11. Implementar un procedimiento de reporte de accidentes por fugas (llevar

Bitácora), así como un procedimiento para primeros auxilios.

12. Se recomienda garantizar la especificación de las instalaciones conforme a los

códigos internacionales de seguridad aplicables. Por último, Se recomienda

analizar el costo beneficio de las interacciones de riesgo encontradas entre la

gasera Zeta Gas del Pacífico, y la TGNLM debido a la cercanía entre ambas

plantas.


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IV.4 ANALISIS DE AFECTACIONES A LOS COMPONENTES AMBIENTALES Y RECOMENDACIONES Para los escenarios de fugas medianas los radios de alto riesgo y amortiguamiento no

sobrepasan los límites del sitio en donde se instalará la TGNLM, excepto en los

siguientes casos:

• Recondensador de vapores (proyecto Alternativa 1)

Afecta un segmento de aproximadamente 500 m de la margen sur de la

Laguna de Cuyutlán en el Vaso II frente a la TGNLM, la cual incluye mangle

y fauna asociada.

• Línea de 20 in de la bomba de alta presión (los tres arreglos)

En el arreglo Base afectaría un tramo de aproximadamente 400 m de las

vías de comunicación, mientras que el arreglo Alternativa 1 afectaría un

tramo de aproximadamente 500 m de la Laguna de Cuyutlán en el Vaso II

frente a la TGNLM, la cual incluye mangle y fauna asociada. En el arreglo

Alternativa 2 Omega no existirá el mangle y faunas asociada y sí a las

líneas de comunicación en un tramo no superior a 700 m.

• Línea de gasoducto de 36 in a CTM

En su trayecto la afectación incluye 20 m de UGAs de aprovechamiento

agrícola y las vías de comunicación.

• EMRyC de la TGNLM (proyecto Alternativa 1)

La afectación incluiría aproximadamente 500 m de vías de comunicación.

Para el arreglo Alternativa 2 Omega al ser construido sobre el vaso II de la Laguna se

tiene una afectación de aproximadamente 3000 m de mangle en la margen sur, cabe

aclarar que en esta zona el mangle está perturbado.


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