Tesis Nom 020 Stps 2001
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UNIVERSIDAD DEL ISTMO
DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS
EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA
“ING. ANTONIO DOVALÍ JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA
TESIS
PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
PRESENTA ROLANDO PACHECO RAMOS
DIRECTOR DE TESIS ING. JOSÉ FRANCISCO GARCÍA OSUNA
SANTO DOMINGO TEHUANTEPEC, MARZO DE 2010
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
14
En la auditoría efectuada por personal de la Unidad de Verificación de Petróleos
Mexicanos, en la Planta Catalítica 1 en Septiembre de 2006; para cumplir con la norma
NOM-020-STPS-2002, una de las observaciones que dejaron, es la de retirar el
aislamiento térmico del equipo, para revisión visual y medición de espesores con
ultrasonido a fondo, esto debido a que se observa corrosión alta entre la unión del
equipo y las silletas.
Después de realizar la medición de espesores en el tanque sin el aislamiento, se
encontraron varias áreas con socavados de hasta 0.201 pulg, y en zonas afectadas (en
la parte del envolvente) valores mínimos de hasta 0.345 pulg [6].
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-
020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN
EN PEMEX.
En el cumplimiento de los requisitos mínimos de seguridad para el
funcionamiento de los RSP y calderas en los centros de trabajo, para la prevención de
riesgos a los trabajadores y daños en las instalaciones, establecidos en la NOM, Pemex
propuso un Método Alternativo para dicho cumplimiento.
En este sentido se desarrolló dicho Método Alternativo aplicándolo en el
cumplimiento de cada requisito establecido en la NOM.
El primer requisito a cumplir de la NOM, dice:
5.1 Mostrar a la Autoridad del Trabajo, cuando ésta se lo solicite, los documentos que la
presente Norma le obligue a elaborar o a poseer, incluyendo la autorización de
funcionamiento de aquellos equipos que la requieran.
El cumplimiento de este requisito, depende del desarrollo y cumplimiento de los
otros requisitos de la NOM, el cual fue objeto de este trabajo.
El siguiente requisito de la NOM, establece:
5.2 Presentar a la Secretaría, bajo protesta de decir verdad, la documentación e
información para obtener la autorización de funcionamiento y mantenerla vigente, con el
número de control asignado según lo establecido en el Capítulo 8, y en su caso, para
notificar la baja de los equipos que cuenten con número de control otorgado por la
Secretaría.
El Capítulo 8 de la NOM, establece:
8. Procedimiento para obtener la autorización de funcionamiento.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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8.1 El patrón puede optar por cualquiera de las opciones establecidas en los Apartados
8.2 y 8.3, para obtener la autorización de funcionamiento de los equipos que la
requieran.
Para nuestro trabajo, y en forma general se recomienda que para obtener la
autorización de funcionamiento de los equipos, se aplique la opción establecida en el
Apartado 8.3.
8.3 Trámite con participación de UV para obtener la autorización de funcionamiento del
equipo.
8.3.1 Presentar en la Delegación, el Formato N-020 por equipo, debidamente
requisitado, indicando en el bloque 1 la opción, "aviso de funcionamiento", anexando el
dictamen favorable emitido por una UV. Para que el dictamen emitido por la UV sea
reconocido por la Delegación, éste debe ser presentado dentro de los 90 días
posteriores a su emisión.
Para este trabajo el Formato N-020, queda de la siguiente manera:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÖLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
Bloque 1 Tipo de trámite:
Solicitud de autorización de funcionamiento Aviso de funcionamiento (con participación de UV)
Solicitud de ampliación de la vigencia No. de control S.T.P.S. _ ______________________ Aviso de ampliación de la vigencia (con participación de UV) No. de control S.T.P.S. _ _
Bloque 2 Datos del Patrón:
Nombre, razón o denominación social: Pemex Refinación (Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime)____ ________
Domicilio Completo del centro de trabajo en donde se ubica el equipo: Carretera transístmica km. 3.5 C.P. 70620, Salina Cruz, Oax. __
Bloque 3 Identificación del equipo:
Nombre o número de identificación: _______________________________13-F ____ ___________ ______ _________________ Número de serie:________________________________________ NO TIENE _ __ ___________________ ______
Ubicación física del equipo en el centro de trabajo (área, planta): _Sector 2 (Planta Catalítica 1)__ _____________ __ __ Tipo y uso:__________________________ Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora (Hidrocarburos) .
Bloque 4 Especificaciones técnicas del equipo:
Fabricante, lugar y año de fabricación: BUFETE INDUSTRIAL - Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime - 1975 . Código principal de diseño y fabricación:_________________ ASME Sección VIII División 1 Edición 1974 ________ Presión de diseño: _______________________ 12.65 kg/cm² (180 Psi) _________________ ____ Presión de operación:_______________________________________11.03 kg/cm² (157 Psi) _ _ _____________________________
Presión máxima de trabajo permitida :__________________________11.77 kg/cm² (167.40 Psi) __ _____ _____________ ____ _ Temperatura de diseño: _____________________________________ 60°C_ ______ ________________ __________ Temperatura de operación:________________________________________ 49°C__ __ _____ _____________ _____ ____
Capacidad volumétrica (para recipientes):______________________________12.93 m
3_ ______ ______________
Superficie de calefacción (para calderas)________________________________NO APLICA _ ___________________________________________ Número y tipos de dispositivos de seguridad (con presiones de calibración): Válvula de seguridad RV-13-F calibrada a 12.65 kg/cm² (180 Psi) .
Bloque 5 Condiciones del equipo:
Nuevo En operación Años_ _31___ De uso Años________
Bloque 6 Demostración de seguridad del equipo:
Del recipiente: Prueba de presión precisar________________________________
Exámenes no destructivos Expediente de integridad mecánica
Método alternativo Del dispositivo de seguridad: Pruebas de funcionamiento
Demostración documental
Bloque 7 Representación legal:
Nombre y firma Fecha 06 Enero de 2009
X
X
X
X
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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El siguiente requisito de la NOM, establece:
8.3.2 En el Formato N-020 se debe seleccionar una de las opciones citadas en el
bloque 6, como se establece en el Apartado 8.2.3, para indicar la demostración de la
seguridad del equipo y otra de las opciones para la demostración de la confiabilidad de
los dispositivos de seguridad, ambos ante la UV. Las visitas de verificación a realizar
por la UV, serán en fechas establecidas de común acuerdo con el patrón.
En este trabajo como se muestra en el formato N-020 y para este requisito se
seleccionó la opción Método Alternativo y por parte de la demostración de seguridad del
dispositivo de seguridad, se seleccionó la opción de demostración documental y que
debe cumplir con el requisito 9.6.
9.6 Demostración documental. El patrón debe contar con los documentos que validen la
calibración, con patrones trazables de los instrumentos de medición con los que fueron
ajustados o verificados los dispositivos de seguridad, con base en un programa de
calibración establecido.
Para el cumplimiento de este requisito se tiene la hoja de calibración de la RV-
13F en la cual se verifica el ajuste del dispositivo de seguridad, así como también se
realiza el siguiente formato 1 para el programa de calibración de los dispositivos de
seguridad, como se muestra a continuación:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÖLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
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CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEÓS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
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1 2
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8 9 10 10 11 11 11 11 11 11 11
11 11 11 11 11 11 11 11 11
12 13 14
15 16 17
18 19 20
Formato 1
Procedimiento para el llenado del formato 1:
1. Leyenda ÁREA ENCARGADA.
2. Leyenda PROGRAMA DE MANTENIMIENTO Y CALIBRACIÓN DE PSV´S.
3. Leyenda SUBDIRECCIÓN.
4. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
5. Leyenda SECTOR O ÁREA.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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6. Leyenda PLANTA.
7. Leyenda FECHA DE ELABORACIÓN.
8. Leyenda EQUIPO.
9. Leyenda RV.
10. Leyenda AÑO.
11. Leyenda MES.
12. Leyenda Ingeniero de Operación.
13. Leyenda Ingeniero de Inspección.
14. Leyenda Ingeniero de Mantenimiento.
15. 16 y 17. Nombres de los Ingenieros encargados del área.
18. 19 y 20. Firma de los Ingenieros (En atención al requisito 9.3.9 de la norma
donde establece que: todos los resultados de las revisiones deben estar
avalados por escrito y firmados por el responsable técnico de mantenimiento,
operación e inspección).
A continuación se muestra como queda el formato 1 para el Equipo 13-F:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
PEMEX REFINACIÓN Gerencia de Protección
Ambiental y Seguridad Industrial
PROGRAMA DE
MANTENIMIENTO Y CALIBRACIÓN DE PSV`S
SUBDIRECCION: PRODUCCIÓN
CENTRO DE TRABAJO: REFINERIA “ING. ANTONIO DOVALÍ JAIME”
SECTOR O ÁREA: 2
PLANTA: PLANTA CATALÍTICA 1
EQUIPO RV 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
NOV NOV
13-F 13F
Ingeniero de Operación Ingeniero de Inspección Ingeniero de Mantenimiento
Firma Firma Firma
El siguiente requisito de la NOM, establece:
9.4 Método alternativo. El patrón debe contar con la autorización que, en su caso,
otorga la Dirección General de Seguridad y Salud en el Trabajo, y los documentos
autorizados para su evaluación, así como tener el equipo preparado para su revisión en
la visita de inspección inicial o extraordinaria.
Para nuestro trabajo, en el Formato N-020 llenado del equipo 13-F,
seleccionamos la opción de Método Alternativo, que Pemex tiene autorizado por parte
de la STPS de acuerdo con el número de oficio 412/2/1034/DNI/2003 con fecha del 3
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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de septiembre de 2003. Y que cumple con lo establecido en los requisitos 8.3.3 y 8.3
así como con el requisito 9.3.3 y 9.3.4, con un sistema de administración de la
seguridad, únicamente aplicable a nivel institucional, y que es el punto de estudio y
desarrollo principal de este trabajo, ya que el modelo propuesto por Pemex como
Método Alternativo es único y hasta la fecha no existe algún trabajo o estudio que
desarrolle los alcances de esta metodología. Así mismo para la demostración de la
confiabilidad de los dispositivos de seguridad se seleccionó la demostración
documental, recomendable para todos los centros de trabajo que cuenten con un
Sistema de Administración Integral de Administración que cubra los aspectos de
calidad, seguridad y protección al medio ambiente.
El presente trabajo se realiza buscando o tratando de cumplir el requisito 9.3 de
la NOM respecto al expediente de integridad mecánica, así como las alternativas de
cumplimiento con el Método Alternativo de Pemex, para que se realice el expediente
con los requisitos mínimos documentales que debe de contener el expediente de
integridad mecánica.
El requisito 9.3 de la NOM, establece:
9.3 Expediente de integridad mecánica. Para acceder a esta opción, el patrón debe
contar con un sistema de administración de la seguridad dirigido a los equipos que
tenga elementos aplicables, entre otros, a la integridad mecánica de los equipos,
administración de la información, análisis de riesgos, administración de cambios y
auditorias.
El Método Alternativo de Pemex establece textualmente para el cumplimiento de
este requisito que “Petróleos Mexicanos cumplirá como está el requisito”, sin embargo
no establece el cómo lo cumplirá, objeto del presente trabajo y que se desarrolla a
continuación:
1. Se revisa y selecciona la información que corresponda a la integridad mecánica
del equipo, incluyendo análisis de riesgos, administración de cambios y
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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auditorías, con el fin de conformar su expediente, de acuerdo a lo que establecen
los requisitos 9.3.1, 9.3.2, 9.3.3, 9.3.4, 9.3.5, 9.3.6 y 9.3.7.
En este sentido el requisito 9.3.1 de la NOM establece:
9.3.1 El sistema de administración de la seguridad dirigido a los equipos debe estar
implementado de tal manera que se pueda demostrar, con evidencias, que se ejerce
control en los siguientes aspectos, como mínimo:
a. mantenimiento, inspección y reparaciones o modificaciones;
b. operación, incluyendo planes de emergencia;
c. documentación y registros.
Para este requisito se diseñan los formatos 2 y 3 siguientes que están basados
en la DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 y en la GPASI-IT-4002 Rev. 2 respectivamente,
como se muestra a continuación.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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Formato 2
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
1 2
3
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6
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8 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
11 12 13
14 15 16
17 18 19
Procedimiento para el llenado del formato 2:
1. Leyenda ÁREA ENCARGADA.
2. Leyenda PROGRAMA DE PRÓXIMA INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO.
3. Leyenda SUBDIRECCIÓN.
4. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
5. Leyenda SECTOR O ÁREA.
6. Leyenda PLANTA.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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7. Leyenda DG-GPASI-IT-00204-4 FECHA DE ELABORACIÓN.
8. Leyenda EQUIPO.
9. Leyenda AÑO.
10. Leyenda MES.
11. Leyenda Ingeniero de Operación.
12. Leyenda Ingeniero de Inspección.
13. Leyenda Ingeniero de Mantenimiento.
14. 15 y 16. Nombres de los Ingenieros encargados del área.
17. 18 y 19. Firma de los Ingenieros (En atención al requisito 9.3.9 de la norma
donde establece que: todos los resultados de las revisiones deben estar
avalados por escrito y firmados por el responsable técnico de mantenimiento,
operación e inspección).
A continuación se muestra como queda el formato 2 para el Equipo 13-F:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
PEMEX REFINACION Gerencia de
Protección Ambiental y Seguridad Industrial
PROGRAMA DE PRÓXIMA
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO
SUBDIRECCION: PRODUCCIÓN
CENTRO DE TRABAJO: REFINERIA “ING. ANTONIO DOVALÍ JAIME”
SECTOR O ÁREA: 2
PLANTA: PLANTA CATALITICA 1
DG-GPASI-IT-00204-4 ENERO/2009
EQUIPO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
MARZO MARZO
13-F
Ingeniero de Operación Ingeniero de Inspección Ingeniero de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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Formato 3
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
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3 4 5
6 7
8 9 10 11 12 13 14
15 16 17
18 19 20
21 22 23
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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Procedimiento para el llenado del formato 3:
1. Leyenda ÁREA ENCARGADA.
2. Leyenda DIAGNOSTICO SOBRE EL ESTADO FÍSICO DE EQUIPO EN
PLANTAS DE PROCESO Y UNIDADES DE SERVICIO.
3. Leyenda ANÁLISIS OPERACIONAL.
4. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
5. Leyenda SUBDIRECCIÓN.
6. Leyenda FECHA DE ANÁLISIS.
7. Leyenda UNIDAD O PLANTA.
8. Leyenda NOMENCLATURA.
9. Leyenda SERVICIO.
10. Leyenda DESCRIPCIÓN DE EL PROBLEMA.
11. Leyenda MOVIMIENTOS OPERACIONALES O TRABAJOS PROVISIONALES
EFECTUADOS O POR EFECTUAR TENDIENTES A RESOLVER EL
PROBLEMA.
12. Leyenda RESULTADOS OBTENIDOS.
13. Leyenda % PRODUCCIÓN AFECTADA PARA ELIMINAR EL PROBLEMA
14. Leyenda GRADO DE URGENCIA.
15. Leyenda Ingeniero de Operación.
16. Leyenda Ingeniero de Inspección.
17. Leyenda Ingeniero de Mantenimiento.
18. 19 y 20. Nombres de los Ingenieros encargados del área.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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21. 22 y 23. Firma de los Ingenieros (En atención al requisito 9.3.9 de la norma
donde establece que: todos los resultados de las revisiones deben estar
avalados por escrito y firmados por el responsable técnico de mantenimiento,
operación e inspección).
A continuación se muestra como queda el formato 3 para el Equipo 13-F, el
llenado del formato se realiza por parte del personal de Pemex Refinación, ya que estos
documentos son propiamente del área y confidenciales.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL DIAGNOSTICO SOBRE EL ESTADO FISICO DE EQUIPO EN PLANTAS DE PROCESO Y UNIDADES DE SERVICIO
ANÁLISIS OPERACIONAL CENTRO DE TRABAJO: REFINERIA ING. ANTONIO DOVALÍ JAIME SUBDIRECCIÓN: PRODUCCIÓN .
FECHA DE ANÁLISIS: UNIDAD O PLANTA: CATALITICA 1 .
NOMENCLATURA SERVICIO DESCRIPCIÓN DE
EL PROBLEMA
MOVIMIENTOS OPERACIONALES O TRABAJOS PROVISIONALES EFECTUADOS O
POR EFECTUAR TENDIENTES A RESOLVER EL PROBLEMA
RESULTADOS
OBTENIDOS
% PRODUCCIÓN AFECTADA PARA
ELIMINAR EL PROBLEMA
GRADO DE
URGENCIA
Ingeniero de Operación Ingeniero de Inspección Ingeniero de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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El siguiente requisito de la NOM, establece:
9.3.2 El sistema de administración de la seguridad dirigido a los equipos debe estar
instrumentado, básicamente, en forma de procedimientos o instructivos escritos y
aprobados por los responsables técnicos operativos de los equipos y por el patrón,
mismos que deben contemplar la generación de evidencias documentales de las
actividades.
El Método Alternativo de Pemex establece textualmente para el cumplimiento de
este requisito que “Petróleos Mexicanos cumplirá como está el requisito”, sin embargo
no establece el cómo lo cumplirá, estos procedimientos se mencionan en el requisito
7.2 de la NOM desarrollado más adelante en este trabajo y el cumplimiento de este.
El siguiente requisito de la NOM, establece:
9.3.5 El patrón debe exhibir en la inspección correspondiente, un expediente de
integridad mecánica, que debe ser el resultado de la implementación del sistema de
administración de la seguridad dirigido a los equipos, mediante procedimientos.
El Método Alternativo de Pemex establece textualmente para el cumplimiento de
este requisito que “Petróleos Mexicanos cumplirá como está el requisito”, sin embargo
no establece el cómo lo cumplirá. En el punto 2.2 de esta tesis se muestra como puede
conformarse un expediente de integridad mecánica en base al Método Alternativo,
aplicado al equipo 13-F, cabe mencionar que se debe cumplir con los requisitos 9.3.5,
9.3.6, 9.3.7, 9.3.8 y 9.3.9.
El siguiente requisito de la NOM, establece:
9.3.7 En la Tabla 1 se establece la documentación mínima que debe contener el
expediente de integridad mecánica de cada equipo. El patrón debe agregar la
información que sea necesaria para evidenciar el estado del equipo.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
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El Método Alternativo de Pemex establece textualmente para el cumplimiento de
este requisito que “Petróleos Mexicanos cumplirá como se indica en la tabla 1 de la
NOM”, sin embargo no establece el cómo lo cumplirá. Por esta razón se desarrolló de la
siguiente manera:
Documentos Mínimos a Contener en el Expediente de Integridad Mecánica
TABLA 1 DE LA NOM-020
DOCUMENTOS O REGISTROS
CUMPLIMIENTO O ALTERNATIVA
RECIPIENTE NUEVO
RECIPIENTE USADO
1. Índice del expediente. Aplica. Aplica.
2. Formato N-020 (copia del presentado a la STPS). Aplica. Aplica.
3. De fabricación:
a) dibujo, plano o documento (libro de proyecto, manual, catálogo) del equipo;
b) fotografía o calca de placa de datos del equipo adherida o estampada por el fabricante en el equipo;
c) certificado de cumplimiento con norma o código de fabricación;
d) certificado de pruebas hidrostáticas de fábrica.
Aplica. Aplica.
4. Descripción breve de la operación del equipo, función, riesgos inherentes y medios de control.
Aplica. Aplica.
5. Resumen cronológico de las revisiones y mantenimientos efectuados, congruentes con un programa que para tal efecto se tenga, debidamente registrados y documentados, de esas actividades.
No Aplica. Aplica.
6. Resumen cronológico de las modificaciones y alteraciones efectuadas al equipo, debidamente registrados y documentados, de esas actividades.
No Aplica. Aplica.
7 Resumen cronológico de las reparaciones que implicaron soldadura en el cuerpo sujeto a presión, debidamente registrados y documentados, de esas actividades.
No Aplica Aplica.
8. Resumen de los resultados de las revisiones en servicio efectuadas, debidamente registrados y documentados.
No Aplica. Aplica.
9. Identificación de los dispositivos de seguridad que protegen al equipo y documentación de las calibraciones.
Aplica. Aplica.
10. Resumen de transitorios relevantes y resultados del análisis efectuado para determinar sus consecuencias.
No Aplica. Aplica.
El cumplimiento de los puntos de la tabla 1 de la NOM, se presentan en el punto
2.2 de la presente tesis, donde se muestra como queda el expediente de integridad
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
34
mecánica del equipo 13-F. Así como también para los Puntos 5, 6, 7, 8, 9 y 10 de la
tabla 1 de la NOM, de acuerdo con la precisión de cumplimiento 6.2.6 del método
alternativo, los resúmenes consideran las actividades de operación, mantenimiento e
inspecciones efectuadas en el año inmediato anterior a la formulación de la solicitud de
autorización. Se incluyen los eventos importantes relacionados con la integridad
mecánica del equipo que sean recordados por el personal de mantenimiento, operación
e inspección.
El siguiente requisito de la NOM, establece:
9.3.8 La documentación del expediente de integridad mecánica debe contener la
información indicada en los Apartados 7.2.2 y 7.2.3.
La documentación indicada en los apartados 7.2.2 y 7.2.3 se detallan a
continuación así como el cumplimiento de estos.
Para este trabajo las alternativas de cumplimiento para el requisito del punto 3,
“Documentos o registros de fabricación” de la tabla anterior, para la documentación
específica se desarrolló de acuerdo con el punto 6.3.1 del Método Alternativo de Pemex
Caso 1, cuando el centro de trabajo sólo dispone de a) dibujo, plano o documento (libro
de proyecto, manual, catálogo) del equipo ya que no se dispone de los certificados de
cumplimiento con norma o código de fabricación y del certificado de pruebas
hidrostáticas de fabrica.
De acuerdo con el Caso 1 del Método Alternativo:
a) Confirmar que los documentos disponibles pertenecen al equipo. Debe
documentarse la metodología empleada.
b) Actualizar, si aplica, el dibujo, plano o documento (libro de proyecto, catalogo o
manual) del equipo. Puede actualizarse en un documento separado como se
indica en 6.2.2 a), del Método Alternativo.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
35
6.2.2 a) Si se dispone de documentos del fabricante con la información que se requiere
en el requisito 7.2.2 de la NOM, solo debe actualizarse la PMTP para las condiciones
actuales del recipiente, y generarse un documento separado.
El requisito 7.2.2 de la NOM establece:
7.2.2 La siguiente información puede estar en el certificado de fabricación o en un
documento respaldado por un ingeniero mediante su nombre, firma y anexando copia
de su cédula profesional:
a) presión y temperatura de diseño y de operación;
b) presión de trabajo máxima permitida;
c) dispositivos de seguridad (presión de calibración, área de desfogue y ubicación);
d) capacidad volumétrica, para recipientes sujetos a presión y recipientes
criogénicos;
e) capacidad generativa, para calderas;
f) fluidos manejados;
g) especificaciones de los materiales de las paredes sujetas a presión (designación
y esfuerzo a la tensión);
h) normativa o código de construcción aplicable.
Nota: Las especificaciones técnicas de los incisos b), c), d), e) y g) deben tener
respaldo en cálculos o tablas de la normativa o del código de construcción aplicable,
basados en las condiciones de diseño o de servicio del equipo.
Para el cumplimiento de este requisito se cuenta con el Plano aprobado para su
construcción 5375 M 360 SC Rev. 3 de BUFETE INDUSTRIAL para el Tanque de
Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F, así como también se muestra en el
plano todos los puntos y arreglos principales del equipo como lo marca el apartado
7.2.2 y 7.2.3 de la NOM.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
36
c) Confirmar que la especificación del material base de la cabeza y la envolvente
está de acuerdo con el Código ASME Sección VIII Edición 2001: Pressure
Vessels.
Para el cumplimiento de este inciso se dispone del Plano aprobado para su
construcción 5375 M 360 SC Rev. 3 de BUFETE INDUSTRIAL para el Tanque de
Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F donde se verifica que el equipo esta
construido de acuerdo al Código ASME Sección VIII división 1 y con materiales de
construcción SA-515-70 para el envolvente y las cabezas.
d) Realizar inspecciones para determinar la condición actual del recipiente,
conforme a los criterios mínimo siguientes. Reparar en esta etapa si se requiere.
1. Una inspección visual externa realizada con procedimientos escritos y
personal como se indica en los puntos 1 y 2 del inciso h). En esta inspección
debe determinarse como mínimo la condición del aislamiento, soportes y
entrehierros de expansión; el alineamiento y nivelación del recipiente, el
estado de las superficies de la envolvente y cabezas; el estado de las juntas
soldadas y caras accesibles de las bridas.
Para el cumplimiento de este inciso se realiza en base al procedimiento GPASI-
IT-4002 Rev. 2 “Procedimiento para efectuar el diagnóstico sobre el estado físico de
equipos y tuberías en unidades de proceso, servicios auxiliares y almacenamiento. Los
formatos se mostraron en el punto 9.3.1 de la NOM desarrollado en este trabajo.
Además el personal debe estar calificado en inspección no destructiva en un
método superficial y un volumétrico como nivel II como lo marca el punto 1 y 2 del inciso
h). Las constancias del personal se muestra en el siguiente formato 4. Este formato
también aplica para las constancias del personal que opera y da manteniendo a los
RSP cumpliendo de acuerdo a los procedimientos mencionados, por consiguiente
deben de estar avalados de acuerdo a la subdirección encargada del área.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
37
Formato 4
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
1
2
3
4
5
6
7
8 8
9 9
Procedimiento para el llenado del formato 4:
1. Leyenda ÁREA ENCARGADA.
2. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
3. Leyenda UNIDAD DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN
AMBIENTAL.
4. Leyenda OTORGA LA PRESENTE CONSTANCIA AL C:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
38
5. Leyenda POR CONTAR CON LA CAPACITACIÓN, ADIESTRAMIENTO Y
EXPERIENCIA REQUERIDA PARA LA APLICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO:
6. Leyenda PROCEDIMIENTO CON EL CUAL FUE CAPACITADO EL
PERSONAL.
7. Leyenda LUGAR Y FECHA EN DONDE FUE EXPEDIDO LA CONSTANCIA.
8. Leyenda NOMBRE Y FIRMA DE LOS ENCARGADOS DEL ÁREA EN
CUESTIÓN.
9. Leyenda SUBDIRECCIÓN DEL ÁREA ENCARGADA.
A continuación se muestra como queda el formato 4.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
39
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
Subdirección de Producción
Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime” Salina Cruz, Oax. Unidad de Seguridad Industrial y Protección Ambiental
Otorgan la presente
Constancia
Al C:
Por contar con la capacitación, adiestramiento y experiencia requerida para la aplicación del Procedimiento:
ASNT-TC-1A/1996, A98 “Recomended Practice for Personnel Qualification and Certification in Nondestructive
Testing”
En la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime” Salina Cruz, Oax.
Salina Cruz, Oax. a 6 de Enero del 2010.
------------------------------------------------------------ --------------------------------------------------------------
Subdirección del área Encargada Subdirección del área Encargada
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
40
2. Una evaluación de la corrosión y del espesor mínimo para las condiciones de
operación, realizada con procedimientos escritos y personal como se indica en
los puntos 1 y 2 del inciso h). Los procedimientos deben incluir los criterios de
selección de las áreas a verificar; el método de promedio de las lecturas de los
espesores; y la determinación del componente limitante para el recipiente.
Para el cumplimento de este requisito se realiza en base a los procedimientos:
DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6 “Procedimiento para el registro, análisis y
programación de la medición preventiva de espesores” y GPASI-IT-0002 Rev. 1
“Procedimiento para cálculo por presión interna del espesor mínimo requerido en
recipientes”, realizándose el cálculo del espesor mínimo requerido de acuerdo a este
último procedimiento.
A continuación se presenta el formato 5, el cual es utilizado para realizar el
cálculo para el espesor mínimo requerido del envolvente y la cabeza en base a la última
medición de espesores del equipo 13-F.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
41
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
1
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3
4
5 6
7 8
9
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11 28 29
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13 28 29
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23 28 29
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Formato 5
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
42
Procedimiento para el llenado del formato 5:
1. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
2. Leyenda ÁREA ENCARGADA.
3. Leyenda RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN.
4. Leyenda CÁLCULO DE CASQUETES O ENVOLVENTE.
5. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
6. Leyenda PLANTA.
7. Leyenda CLAVE.
8. Leyenda SERVICIO.
9. Leyenda DATOS.
10. Leyenda PRESIÓN DE DISEÑO (PD) en kg/cm2.
11. Leyenda TEMPERATURA DE DISEÑO (TD) en ºC.
12. Leyenda PRESIÓN USUAL DE OPERACIÓN (PO) en kg/cm2.
13. Leyenda TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO) en ºC.
14. Leyenda MATERIAL.
15. Leyenda ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S) en kg/cm2.
16. Leyenda EFICIENCIA DE SOLDADURA (E).
17. Leyenda DIAMETRO INTERIOR (D) en cm.
18. Leyenda ALTURA DEL CASQUETE (h) en cm (solamente para el cálculo del
casquete).
19. Leyenda RELACIÓN ENTRE (D/2h) (solamente para el cálculo del casquete).
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
43
20. Leyenda FACTOR DE PROPORCIÓN (K) (solamente para el cálculo del
casquete).
21. Leyenda ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA) en cm.
22. Leyenda RELEVADO DE ESFUERZO.
23. Leyenda RADIOGRAFIADO.
24. Leyenda MARGEN POR CORROSIÓN (C) en cm.
25. Leyenda FECHA DE CÁLCULO.
26. Leyenda tR = ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO (cm) = (PO*D*K)/((2*S*E)-
(0.2*PO)) + C DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002.
27. Leyenda tR = cm.
28. Valores numéricos de los datos.
29. FUENTE de donde se obtuvieron los datos.
A continuación se muestra como queda el formato 5 para el cálculo de la
envolvente y el casquete del Equipo 13-F.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
44
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
PEMEX REFINACIÓN
GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL
RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULO DE CASQUETES
REFINERIA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
1) PRESIÓN DE DISEÑO (PD): 12.65 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
2) TEMPERATURA DE DISEÑO (TD): 60 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
3) PRESIÓN USUAL DE OPERACIÓN (PO): 11.03 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
4) TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO): 49 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
5) MATERIAL: SA-515-70 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
6) ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S): 1202.25 kg/cm2 FUENTE: TABLA 1A CODIGO ASME SECCION II, PARTE D
7) EFICIENCIA DE SOLDADURA (E): 1.00 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
8) DIAMETRO INTERIOR (D): 150.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
9) ALTURA DEL CASQUETE (h): 38.80 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
10) RELACION ENTRE (D/2h): 1.93
11) FACTOR DE PROPORCIÓN (K): 0.93 FUENTE: TABLA UA-4.1 VALUES OF FACTOR K SECCION VIII
DIV. 1 PAG. 12 DE 12 GPASI-IT-0002
12) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 1.46 cm FUENTE: MEDICION DE ESPESORES MARZO 2007
13) RELEVADO DE ESFUERZO: NO FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
14) RADIOGRAFIADO: TOTAL FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
15) MARGEN POR CORROSIÓN (C): O.32 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
16) FECHA DE CÁLCULO: 01/01/09
tR = ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO (cm) = (PO*D*K)/((2*S*E)-(0.2*PO)) + C DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002
tR Casquete = 0.96 cm
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
45
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
PEMEX REFINACIÓN
GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL
RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULO DE LA ENVOLVENTE
REFINERIA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
1) PRESIÓN DE DISEÑO (PD): 12.65 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
2) TEMPERATURA DE DISEÑO (TD): 60 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
3) PRESIÓN USUAL DE OPERACIÓN (PO): 11.03 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
4) TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO): 49 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
5) MATERIAL: SA-515-70 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
6) ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S): 1202.25 kg/cm2 FUENTE: TABLA 1A CODIGO ASME SECCION II, PARTE D
7) EFICIENCIA DE SOLDADURA (E): 0.85 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
8) DIAMETRO INTERIOR (D): 150.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
9) RADIO INTERIOR (R): 75.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
10) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 0.87 cm FUENTE: MEDICION DE ESPESORES MARZO 2007
11) RELEVADO DE ESFUERZO: NO FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
12) RADIOGRAFIADO: POR PUNTOS FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
13) MARGEN POR CORROSIÓN (C): O.32 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
14) FECHA DE CÁLCULO: 01/01/09
tR = ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO (cm) = (PO*R)/((S*E)-(0.6*PO)) + C DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002
tR Envolvente = 1.13 cm
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
46
3. Si los resultados indican la existencia de otro tipo de defecto que no sea
corrosión, deben documentarse las acciones de inspecciones o pruebas
adicionales para caracterizar defectología y establecer los métodos de
evaluación. Usar la referencia Practica Recomendada API 579, Primera
Edicion, Enero 2000: Fitness for Service.
Este punto se realiza en base al procedimiento DG-GPASI-4004 “Procedimiento
para elaborar los informes de inspección y reparación de las unidades de proceso y
servicios auxiliares en los Centros de Trabajo de Pemex Refinación”, este
procedimiento se realiza en las refinerías de Pemex y contempla los registros de
elaboración de los informes y es realizado por parte de personal de Pemex Refinación
para su documentación y registro en el área.
e) Determinar el índice de degradación. Aplicar un intervalo mínimo de 1000 horas
de servicio.
Para el cumplimiento de este inciso se realiza en base al procedimiento:
DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6 “Procedimiento para el registro, análisis y
programación de la medición preventiva de espesores”, para determinar el índice de
degradación del equipo. Por consiguiente se realiza el siguiente formato 6 para el
cálculo del índice de degradación en base a la última medición de espesor del equipo
13-F como se muestra a continuación:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
47
Formato 6
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
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CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
48
Procedimiento para el llenado del formato 6:
1. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
2. Leyenda ÁREA ENCARGADA.
3. Leyenda RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN.
4. Leyenda CÁLCULOS DEL ÍNDICE DE DEGRADACIÓN.
5. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
6. Leyenda PLANTA.
7. Leyenda CLAVE.
8. Leyenda SERVICIO.
9. Leyenda DATOS.
10. Leyenda ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA) en cm.
11. FUENTE de donde se obtuvieron los datos.
12. Leyenda ef1 Cabezas Elípticas en cm.
13. Leyenda ef2 Envolvente en cm.
14. Leyenda FECHA DE CÁLCULO.
15. Leyenda ESPESOR MÍNIMO PREVIO (Tp) en cm.
16. FUENTE de donde se obtuvieron los datos.
17. Leyenda efi1 Cabezas Elípticas en cm.
18. Leyenda ei2 Envolvente en cm.
19. Leyenda DE DONDE: ff = Fecha de la última medición, fi = fecha de la
primera inspección realizada.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
49
20. Leyenda Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste = d = (ei-ef)/(ff-fi)
DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998.
21. Leyenda d1 =, resultado del desgaste en mpa.
22. Leyenda Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promedio = D =
(d1+d2+d3….+dn)/n DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL
DE 1998.
23. Leyenda D =, resultado del índice de degradación en mpa.
24. Leyenda Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promedio
ajustado estadísticamente = Dmax = D + (1.28*(D/n)) DE ACUERDO AL DG-
GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998.
25. Leyenda n =, Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en
el cálculo.
26. Leyenda Dmax = resultado del índice de degradación en mpa. ESTE
PROMEDIO DE DESGASTE AJUSTADO SE ANOTA EN LA COLUMNA
“VELOCIDAD DE DESGASTE” EN EL FORMATO DG-GPASI-IT-00204-3.
27. Valores numéricos de los datos.
Acontinuación se muestra como queda el formato 6 para el cálculo del índice de
degradación del Equipo 13-F.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
50
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
PEMEX REFINACIÓN
GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL
RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULOS DEL ÍNDICE DE DEGRADACIÓN
REFINERIA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (Ta) ef1 Cabezas Elípticas = 1.46 cm
FUENTE: CALIBRACIONES REALIZADAS ef2 Envolvente = 0.87 cm
EN MARZO DE 2007
FECHA DE CÁLCULO: ENERO 2009
ESPESOR MÍNIMO PREVIO (Tp) efi1 Cabezas Elípticas = 1.30 cm
FUENTE ESPESOR ORIGINAL ei2 Envolvente = 1.30 cm
PLANO 5375 M360 SC REV. 3 1975
DE DONDE: ff = 2007 fi = 1975
Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste = d = (ei-ef)/(ff-fi) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
d1 = -0.05 mpa
d2 = 0.13 mpa
Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promedio = D = (d1+d2+d3….+dn)/n DE ACUERDO AL DG -GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
D = 0.04 mpa
Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promedio ajustado estadísticamente = Dmax = D + (1.28*(D/n)) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
n = 2 = 1.41
Dmax = 0.08 mpa ESTE PROMEDIO DE DESGASTE AJUSTADO SE ANOTA EN LACOLUMNA “VELOCIDAD DE DESGASTE” EN EL FORMATO DG -GPASI-IT-00204-3
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
51
f) Determinar la vida remanente del equipo para las condiciones actuales de
operación.
Para este inciso se realiza en base al procedimiento DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6
“Procedimiento para el registro, análisis y programación de la medición preventiva de
espesores”, para determinar la vida remanente del equipo. Por consiguiente se realiza
el siguiente formato 7 para el cálculo de la vida remanente en base a la última medición
de espesor del equipo 13-F, como se muestra de la siguiente manera:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
52
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
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5 6
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9
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11 13 27
14
15 16 27
17 27
18
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21
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24
25
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Formato 7
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
53
Procedimiento para el llenado del formato 7:
1. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
2. Leyenda ÁREA ENCARGADA.
3. Leyenda RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN.
4. Leyenda CÁLCULO DE LA VIDA REMANENTE.
5. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
6. Leyenda PLANTA.
7. Leyenda CLAVE.
8. Leyenda SERVICIO.
9. Leyenda DATOS.
10. Leyenda ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA) en cm.
11. FUENTE de donde se obtuvieron los datos.
12. Leyenda ek1 Cabezas Elípticas en cm.
13. Leyenda ek2 Envolvente en cm.
14. Leyenda FECHA DE CÁLCULO.
15. Leyenda ESPESOR LÍMITE DE RETIRO (Lr) = tmin requerido en cm.
16. Leyenda Lr1 Cabezas Elípticas en cm.
17. Leyenda Lr2 Envolvente en cm.
18. Leyenda DE DONDE: fk = Fecha de la última medición, Dmax = resultado
del cálculo del Índice de Degradación.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
54
19. Leyenda Vida Útil Estimada = VUE = (ek-Lr)/ (Dmax) DE ACUERDO AL DG-
GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998.
20. Leyenda VUE1 =, resultado de la vida útil estimada en años.
21. Leyenda Vida Útil Estimada = VUE min.
22. Leyenda VUEmin =, resultado de la vida útil estimada mínima en años.
23. Leyenda Fecha de Próxima Medición = FPME = fk + (VUE min/3) DE
ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998.
24. Leyenda FPME =, valor de la fecha próxima de medición.
25. Leyenda Fecha de Retiro Probable = FRP = fk + VUE DE ACUERDO AL DG-
GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998.
26. Leyenda FRP =, valor de la fecha de retiro probable.
27. Valores numéricos de los datos.
Acontinuación se muestra como queda el formato 7 para el cálculo de la vida
remanente del Equipo 13-F.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
55
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
PEMEX REFINACIÓN
GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL
RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULO DE LA VIDA REMANENTE
REFINERIA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (Ta) ek1 Cabezas Elípticas = 1.46 cm
FUENTE: CALIBRACIONES REALIZADAS ek2 Envolvente = 0.87 cm
EN MARZO DE 2007
FECHA DE CALCULO: ENERO 2009
ESPESOR LÍMITE DE RETIRO (Lr) = tmin requerido Lr1 Cabezas Elípticas = 0.96 cm
Lr2 Envolvente = 1.13 cm
DE DONDE: fk = 2007
Dmax = 0.08 mpa
Vida Útil Estimada = VUE = (ek-Lr)/ (Dmax) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
VUE1= 63 Años
VUE2= -33 Años
Vida Útil Estimada = VUE min
VUE min = -33 Años
Fecha de Próxima Medición = FPME = fk + (VUE min/3) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
FPME = 1996
Fecha de Retiro Probable = FRP = fk + VUE DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
FRP = 1974
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
56
g) Determine la Presión Máxima de Trabajo Permisible. La PMTP que se calcule
para la continuidad de la operación del recipiente, debe prepararse en base con
la última edición del código ASME o la que se aplicó durante la construcción del
equipo, con las limitaciones siguientes:
1. El esfuerzo a la tensión que se use debe ser el valor más bajo de los grados o
tipo que aplique de la especificación del material como se indique en la
referencia del Código ASME Sección VIII Edición 2001: Pressure Vessels.
2. La PMTP resultante no debe de ser mayor que la PMTP original, a menos que
el equipo se someta a un proceso documentado de recalificación.
Para este requisito se realiza el cálculo de la Presión Máxima de Trabajo
Permitida, en base al procedimiento GPASI-IT-0002 “Procedimiento para cálculo por
presión interna del espesor mínimo requerido en recipientes” y a las mediciones
preventivas de espesores, por parte del personal de Pemex Refinación, en base al
procedimiento DG-GPASI-IT-00204 “Procedimiento para el registro análisis y
programación de la medición preventiva de espesores”. Así como tomando en cuenta el
esfuerzo a la tensión del material SA-515-70 con el cual fue construido el equipo 13-F.
Se presenta a continuación el formato 8, con el cual se realiza el cálculo para la
PMTP del envolvente y la cabeza en base a la última medición de espesor del equipo
13-F.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
57
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
1
2
3
4
5 6
7 8
9
10 28 29
11 28 29
12 28 29
13 28 29
14 28 29
15 28 29
16 28 29
17 28 29
18 28 29
19 28
20 28 29
21 28 29
22 28 29
23 28 29
24 28 29
25 28
26
27
Formato 8
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
58
Procedimiento para el llenado del formato 8:
1. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
2. Leyenda ÁREA ENCARGADA.
3. Leyenda RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN.
4. Leyenda CÁLCULO DE CASQUETES O ENVOLVENTE.
5. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
6. Leyenda PLANTA.
7. Leyenda CLAVE.
8. Leyenda SERVICIO.
9. Leyenda DATOS.
10. Leyenda PRESIÓN DE DISEÑO (PD) en kg/cm2.
11. Leyenda TEMPERATURA DE DISEÑO (TD) en ºC.
12. Leyenda PRESIÓN USUAL DE OPERACIÓN (PO) en kg/cm2.
13. Leyenda TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO) en ºC.
14. Leyenda MATERIAL.
15. Leyenda ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S) en kg/cm2.
16. Leyenda EFICIENCIA DE SOLDADURA (E).
17. Leyenda DIAMETRO INTERIOR (D) en cm.
18. Leyenda ALTURA DEL CASQUETE (h) en cm (solamente para el cálculo del
casquete).
19. Leyenda RELACIÓN ENTRE (D/2h) (solamente para el cálculo del casquete).
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
59
20. Leyenda FACTOR DE PROPORCIÓN (K) (solamente para el cálculo del
casquete).
21. Leyenda ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA) en cm.
22. Leyenda RELEVADO DE ESFUERZO.
23. Leyenda RADIOGRAFIADO.
24. Leyenda MARGEN POR CORROSIÓN (C) en cm.
25. Leyenda FECHA DE CÁLCULO.
26. Leyenda PMTPa = PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA ACTUAL =
(2*S*E*tA)/((K*D)+(0.2*tA)) DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002.
27. Leyenda PMTPa = kg/cm2.
28. Valores numéricos de los datos.
29. FUENTE de donde se obtuvieron los datos.
A continuación se muestra como queda el formato 8 para el cálculo de la
envolvente y el casquete del Equipo 13-F.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
60
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
PEMEX REFINACIÓN
GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL
RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULO DE CASQUETES
REFINERIA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
1) PRESIÓN DE DISEÑO (PD): 12.65 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
2) TEMPERATURA DE DISEÑO (TD): 60 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
3) PRESIÓN USUAL DE OPERACIÓN (PO): 11.03 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
4) TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO): 49 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
5) MATERIAL: SA-515-70 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
6) ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S): 1202.25 kg/cm2 FUENTE: TABLA 1A CODIGO ASME SECCION II, PARTE D
7) EFICIENCIA DE SOLDADURA (E): 1.00 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
8) DIAMETRO INTERIOR (D): 150.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
9) ALTURA DEL CASQUETE (h): 38.80 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
10) RELACION ENTRE (D/2h): 1.93
11) FACTOR DE PROPORCIÓN (K): 0.93 FUENTE: TABLA UA-4.1 VALUES OF FACTOR K SECCION VIII DIV. 1 PAG. 12 DE 12 GPASI-IT-0002
12) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 1.46 cm FUENTE: MEDICION DE ESPESORES MARZO 2007
13) RELEVADO DE ESFUERZO: NO FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
14) RADIOGRAFIADO: TOTAL FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
15) MARGEN POR CORROSIÓN (C): O.32 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
16) FECHA DE CÁLCULO: 01/01/09
PMTPa = PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA ACTUAL = (2*S*E*tA)/((K*D)+(0.2*tA)) DE ACUERDO AL GPASI -IT-0002
PMTPa = 12.65 kg/cm2
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
61
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
PEMEX REFINACIÓN
GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL
RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULO DE LA ENVOLVENTE
REFINERIA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
1) PRESIÓN DE DISEÑO (PD): 12.65 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
2) TEMPERATURA DE DISEÑO (TD): 60 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
3) PRESIÓN USUAL DE OPERACIÓN (PO): 11.03 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
4) TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO): 49 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
5) MATERIAL: SA-515-70 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
6) ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S): 1202.25 kg/cm2 FUENTE: TABLA 1A CODIGO ASME SECCION II, PARTE D
7) EFICIENCIA DE SOLDADURA (E): 0.85 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
8) DIAMETRO INTERIOR (D): 150.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
9) RADIO INTERIOR (R): 75.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
10) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 0.87 cm FUENTE: MEDICION DE ESPESORES MARZO 2007
11) RELEVADO DE ESFUERZO: NO FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
12) RADIOGRAFIADO: POR PUNTOS FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
13) MARGEN POR CORROSIÓN (C): O.32 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
14) FECHA DE CÁLCULO: 01/01/09
PMTPa = PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA ACTUAL = (S*E*tA)/(R + 0.6*tA) DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002
PMTPa = 11.77 kg/cm2
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
62
h) Tener en el momento de la verificación, un sistema documentado de las
verificaciones en servicio para el equipo. Debe incluir los puntos siguientes como
mínimo:
1. Procedimientos de verificación (inspección).- Que considere los puntos
indicados en el numeral 7.2.1 c) de la NOM y que incluya los criterios de
aceptación, rechazo o de evaluación adicional. Las referencias API 510
Octava Edición y adenda No. 2 de Diciembre del 2000: Pressure Vessel
Inspection Code: Maintenance Inspection, Rating, Repair and Alterations;
Practica Recomendada API 572, Segunda Edición, Febrero de 2001:
Inspection of Pressure Vessels (Towers, Drums, Reactors, Heat Exchangers
and Condensers) y Practica Recomendada API 573, Primera Edicion, Octubre
de 1991: Inspection of Fired Boilers and Heaters, deben aplicarse como guías
para el desarrollo de los procedimientos. Los procedimientos deben ser
aprobados por personal calificado en inspección no destructiva en un método
superficial y un volumétrico como nivel II al menos, o un profesional del área
de metalurgia, química o mecánica con experiencia en diseño, construcción,
reparación, operación o supervisión de actividades de inspección no
destructiva de recipientes a presión.
Este requisito se atiende en el desarrollo realizado en el presente trabajo para el
cumplimiento del punto 7.2 de la NOM.
2. Personal verificador (inspector).- Calificado de conformidad con los requisitos
técnicos establecidos en la referencia ASNT-TC-1A/1996, A98. Recomended
Practice for Personnel Qualification and Certification in Nondestructive Testing,
por medio de exámenes escritos (examen general, practico y especifico),
avalado por un nivel III del método. El centro de trabajo debe disponer de las
evidencias del cumplimiento con los requisitos de las referencias citadas.
Por consiguiente, con el cumplimiento de este punto se hizo referencia en el
inciso d) del Método Alternativo donde se muestra los formatos para las constancias del
personal verificador.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
63
3. Programa de verificaciones permanentes.- El sistema de verificación debe
incluir una inspección visual detallada y monitoreo de espesores para cada
equipo con una frecuencia de 5 años como mínimo, durante toda la vida útil
del equipo para inicio de la aplicación de la NOM, el centro de trabajo debe
tener disponible los resultados de la inspección descrita en el inciso d)
anterior.
Este punto queda verificado de acuerdo con los programas de próxima medición
de espesor como se vio anteriormente en este trabajo.
i) Dictamen interno.- El centro de trabajo debe de tener un mecanismo
documentado donde se indique el estado de la integridad mecánica del equipo
para las condiciones actuales de operación. Este dictamen debe de tener como
base el resultado de las verificaciones, como se indica en el punto 3 y la
aplicación de las acciones que se requieren en 6.3.1 a), b), c), d), e), f), y g). el
dictamen debe de cumplir con la formalidad requerida en el numeral 9.3.9 de la
NOM y formará parte del expediente.
Para el cumplimiento de este punto se muestra en el apartado 2.2 de esta tesis
un expediente de integridad mecánica, así como los puntos mencionados.
j) Identificar el equipo en forma permanente como se indica en el numeral 5.6 de la
NOM, con la identificación de la planta. Además de la identificación, deberá
indicar al menos la presión máxima permitida para el espesor actual, la
temperatura coincidente con esa presión y la fecha en que se realiza la marca.
El cumplimiento de este punto se muestra en el requisito 5.6 de la NOM que
establece:
5.6 Cada uno de los equipos que se encuentren en funcionamiento en el centro de
trabajo deben tener una etiqueta, placa, marcado por golpe o similar, con el nombre del
equipo o número de identificación, utilizando los medios apropiados para no dañar las
paredes expuestas a presión. Dicha identificación debe estar relacionada en el listado a
que se refiere el apartado 5.3.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
64
El requisito 5.3 de la NOM, establece:
5.3 Contar con un listado de todos los equipos que se encuentren instalados en el
centro de trabajo, no importando si requieren o no de la autorización de funcionamiento.
Dicho listado debe contener al menos la siguiente información por equipo:
a) nombre genérico del equipo;
b) nombre o número de identificación del equipo;
c) número de serie del fabricante, y fecha de fabricación, cuando exista;
d) número de control asignado por la Secretaría, cuando así corresponda;
e) presión de operación;
f) fluidos manejados en el equipo;
g) superficie de calefacción o capacidad volumétrica, la que aplique;
h) lugar en donde se ubica el equipo físicamente dentro del centro de trabajo.
Nota: Para los recipientes portátiles que funcionen sin ubicación fija en un centro de
trabajo, y para aquellos destinados a contener líquidos criogénicos que pueden ser
cambiados por otros de las mismas características y especificaciones, se debe contar
con un registro para poder identificar su ubicación en cualquier momento.
Para el cumplimiento de este requisito se realiza el Formato 9, que incluye toda
la información establecida en dicho requisito.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
65
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
Formato 9
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4 5
6 7
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
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29 30 31
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
66
Procedimiento para el llenado del Formato 9:
1. Logo de la empresa.
2. Nombre o razón social de la empresa y leyenda CENSO DE EQUIPOS.
3. Logo de la empresa.
4. Leyenda SECTOR O ÁREA EN DONDE SE UBICAN LOS RSP.
5. Leyenda FECHA DE LA ELABORACIÓN.
6. Leyenda PLANTA O INSTALACIÓN EN DONDE SE UBICAN LOS RSP.
7. Leyenda RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL CENSO DE EQUIPOS.
8. Leyenda NÚMERO DE LISTA DE EQUIPO.
9. Leyenda NOMBRE GENÉRICO DEL EQUIPO.
10. Leyenda NÚMERO O TAG DE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO.
11. Leyenda SERVICIO DEL EQUIPO.
12. Leyenda PRODUCTO QUE MANEJA EL EQUIPO.
13. Leyenda CAPACIDAD VOLUMÉTRICA DEL EQUIPO EN m3.
14. Leyenda PRESIÓN DE OPERACIÓN DEL EQUIPO EN kg/cm2.
15. Leyenda TEMPERATURA DE OPERACIÓN DEL EQUIPO EN ºC.
16. Leyenda SECCIÓN TRANSVERSAL DEL EQUIPO > 15.2 cm2, (si/no).
17. Leyenda PRESIÓN DE AJUSTE DE LA PSV EN kg/cm2.
18. Leyenda NÚMERO DE SERIE DEL FABRICANTE.
19. Leyenda FECHA DE FABRICACIÓN (día/mes/año).
20. Leyenda NÚMERO DE CONTROL DE LA SECRETARÍA (cuando exista).
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
67
21. Leyenda NOTAS.
22. Tipo de fluido que maneja el equipo, si es un cambiador de calor se pone el fluido
que maneja en tubos y cuerpo.
23. Leyenda Ingeniero de Operación.
24. Leyenda Ingeniero de Inspección.
25. Leyenda Ingeniero de Mantenimiento.
26. , 27 y 28. Nombres de los Ingenieros encargados del área.
29. , 30 y 31. Firma de los Ingenieros. (En atención al requisito 9.3.9 de la norma
donde establece que: todos los resultados de las revisiones deben estar
avalados por escrito y firmados por el responsable técnico de mantenimiento,
operación e inspección.
A continuación se muestra como queda el formato 9 para el Equipo 13-F:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
68
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
LOGO CENSO DE EQUIPOS LOGO
SECTOR O ÁREA: SECTOR No. 2 FECHA DE ELABORACIÓN:
PLANTA O INSTALACIÓN: PLANTA CATALÍTICA 1 RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN:
No.
No
mb
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en
érico
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a
Notas
01 Tanque 13-F
Tanque de
Balance de
Carga de la
Depropanizadora
V. HC`s 12.93 11.03 49 Si 12.62 No
tiene 21/Septiembre/1975
No
tiene Ninguna
T = Tubos; C = Cuerpo; H2O = Agua; V. H2O = Vapor de Agua; HC’s = Hidrocarburos; V. HC’s = Vapor de Hidrocarburos.
Ingeniero de Operación Ingeniero de Inspección Ingeniero de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
69
Formato 10
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
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Para el cumplimiento del requisito 5.6 de la NOM, se realiza el Formato 10 que
incluye toda la información necesaria para este requisito.
1 12
2 13
3 14
4 15
5 16
6 17
7 18
8 19
9 20
10 21
11 22
Procedimiento para el llenado del Formato 10:
1. Leyenda TAG.
2. Leyenda SERVICIO.
3. Leyenda CAPACIDAD VOLUMETRÍCA.
4. Leyenda PRESIÓN DE OPERACIÓN.
5. Leyenda TEMPERATURA DE OPERACIÓN.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
70
6. Leyenda PRESIÓN DE CALIBRACIÓN PSV.
7. Leyenda PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA (PMTP).
8. Leyenda NÚMERO DE SERIE.
9. Leyenda FECHA DE FABRICACIÓN.
10. Leyenda No. DE CONTROL DE LA SECRETARÍA.
11. Leyenda FECHA DE PLACA.
12. TAG o identificación del equipo.
13. Nombre del equipo.
14. Volumen del equipo en m3.
15. Presión de operación en kg/cm2 y PSI. (si es un intercambiador de calor se
anota la presión en lado Cuerpo y Tubos).
16. Temperatura de operación en ºC. (si es un intercambiador de calor se
anota la temperatura en lado Cuerpo y Tubos).
17. Calibración del dispositivo de seguridad en kg/cm2 y PSI.
18. Presión máxima de trabajo permitida calculada con el espesor mínimo
actual en kg/cm2 y PSI. (si es un intercambiador de calor se anota la
presión en lado Cuerpo y Tubos).
19. Número de serie del equipo (cuando exista).
20. Fecha de fabricación del equipo.
21. Número de control de la secretaría (cuando exista).
22. Fecha de la placa.
A continuación se muestra como queda el formato 10 para el Equipo 13-F:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
71
TAG 13-F
SERVICIO TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA
CAPACIDAD VOLUMÉTRICA 12.93 m³
PRESIÓN DE OPERACIÓN 11.03 Kg/cm² (157 Psi)
TEMPERATURA DE OPERACIÓN 49 °C
PRESIÓN DE CALIBRACIÓN PSV 12.65 Kg/cm² (180 Psi)
PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA (PMTP)
12.65 Kg/cm² (180 Psi)
NUMERO DE SERIE No tiene
FECHA DE FABRICACIÓN 1975
No. CONTROL DE LA STPS
FECHA DE PLACA OCTUBRE / 2007
Formato 2
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
Por consiguiente para el requisito 7 de la NOM, referente a las condiciones
mínimas de seguridad para los equipos y así mismo para el requisito 7.1 para las
condiciones físicas y operativas se realiza el siguiente Formato 11 de check list para la
inspección visual en campo y verificar estos requisitos.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
72
Formato 11
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA
“ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
1
2 3 4 5 6 7
8
9 10 11 9 10 11 9 10 11 9 10 11 9 10 11
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
73
Procedimiento para el llenado del formato 11:
1. Leyenda CONDICIONES FÍSICAS Y OPERATIVAS.
2. Leyenda EQUIPO.
3. Leyenda En caso de que el equipo se ubique cerca de pasillos de tránsito
de vehículos o maniobras, ¿Está resguardado contra golpes o impactos?
4. Leyenda El sistema de soporte del equipo, ¿Está en condiciones para las
medidas contra la corrosión, degradación, inestabilidad, vibraciones y
nivelación?
5. Leyenda El equipo dispone de, ¿Espacios libres para las actividades de
operación, mantenimiento y revisión?
6. Leyenda El equipo opera a temperaturas extremas, ¿Está protegido con
aislante y con las señalizaciones establecidas en la NOM-026-STPS-1998?
7. Leyenda ¿El equipo cuenta con instrumentos de medición de presión y
dispositivos de seguridad?
8. Leyenda NOTAS.
9. Leyenda Si.
10. Leyenda No.
11. Leyenda No Aplica (N/A).
A continuación se muestra como queda el formato 11 para el Equipo 13-F:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
74
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13 -F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA
“ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
CONDICIONES FÍSICAS Y OPERATIVAS
EQUIPO
En caso de que el equipo se ubique cerca de pasillos de tránsito de vehículos o maniobras, ¿Está resguardado contra golpes o impactos?
El sistema de soporte del equipo, ¿Está en condiciones para las medidas contra la corrosión, degradación, inestabilidad, vibraciones y nivelación?
El equipo dispone de, ¿Espacios libres para las actividades de operación, mantenimiento y revisión?
El equipo opera a temperaturas extremas, ¿Está protegido con aislante y con las señalizaciones establecidas en la NOM-026-STPS-1998?
¿El equipo cuenta con instrumentos de medición de presión y dispositivos de seguridad?
NOTAS
Si No N/A Si No N/A Si No N/A Si No N/A Si No N/A
13-F
Se le retiro el aislante térmico para hacerle inspección.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
75
1 2
3
4
5
6
7
8 9 10 11
12 12 12 12 12 12 12 12
13 13 13 13 13 13 13 13
14 15 16
17 18 19
20 21 22
Formato 12
Formato 2
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE
AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE
LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ,
OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
Además los equipos en caso de que cuenten con instrumentos de medición de
presión y dispositivos de seguridad deberán estar sujetos a programas de revisión y
mantenimiento y, en su caso, de calibración de acuerdo con lo siguiente:
Se realiza el formato 12 para los instrumentos de medición de presión en el cual,
el rango de calibración debe abarcar entre 1.5 y 4 veces la presión normal de
operación.
Procedimiento para el llenado del formato 12:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
76
1. Leyenda ÁREA ENCARGADA.
2. Leyenda CENSO DE INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DE PRESIÓN
(MANÓMETROS).
3. Leyenda SUBDIRECCIÓN.
4. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.
5. Leyenda SECTOR O ÁREA.
6. Leyenda PLANTA.
7. Leyenda FECHA DE ELABORACIÓN.
8. Leyenda TAG DE MANÓMETRO.
9. Leyenda RANGO DE CALIBRACIÓN en kg/cm2.
10. Leyenda FECHA DE CALIBRACIÓN.
11. Leyenda FECHA DE PRÓXIMA CALIBRACIÓN.
12. Leyenda AÑO.
13. Leyenda MES.
14. Leyenda Ingeniero de Operación.
15. Leyenda Ingeniero de Inspección.
16. Leyenda Ingeniero de Mantenimiento.
17. 18 y 19. Nombres de los Ingenieros encargados del área.
22. 21 y 22. Firma de los Ingenieros (En atención al requisito 9.3.9 de la norma
donde establece que: todos los resultados de las revisiones deben estar
avalados por escrito y firmados por el responsable técnico de mantenimiento,
operación e inspección).
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
77
PEMEX REFINACION Gerencia de Protección Ambiental y Seguridad
Industrial
CENSO DE INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DE PRESIÓN
(MANÓMETROS)
SUBDIRECCION: PRODUCCIÓN
CENTRO DE TRABAJO: REFINERIA “ING. ANTONIO DOVALÍ JAIME”
SECTOR O ÁREA: 2
PLANTA: PLANTA CATALITICA 1
ENERO/2009
TAG DE
MANÓMETRO
RANGO DE
CALIBRACIÓN (kg/cm
2)
FECHA DE CALIBRACIÓN FECHA DE PROXIMA CALIBRACIÓN
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
PI-1096 0-14 NOV NOV
Ingeniero de Operación Ingeniero de Inspección Ingeniero de Mantenimiento
Firma Firma Firma
Formato 2
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE
AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE
LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ,
OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
A continuación se muestra como queda el formato 12 para el Equipo 13-F:
Para los dispositivos de seguridad se realiza el formato 13, en el cual se describe
la información necesaria para este requisito y además indicando el punto de ajuste,
fechas de calibración, próxima calibración, área de orificio, tamaño y tipo. El punto de
ajuste del dispositivo de alivio de presión en ningún caso no deberá ser superior a la
presión máxima de trabajo permitida del RSP. También cabe mencionar que el
desfogue de los fluidos serán enviados a un lugar seguro para no dañar a los
trabajadores y a las instalaciones.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
78
Formato 13
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA
“ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
1 2 3
4 5
6 7
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
21
22 23 24
25 26 27
28 29 30
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
79
Procedimiento para el llenado del Formato 13:
1. Logo de la empresa.
2. Nombre o razón social de la empresa y leyenda CENSO Y PROGRAMA
DE CALIBRACIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE ALIVIO DE PRESIÓN.
3. Logo de la empresa.
4. Leyenda SECTOR O ÁREA en donde se ubican los RSP.
5. Leyenda FECHA DE LA ELABORACIÓN.
6. Leyenda PLANTA O INSTALACIÓN en donde se ubican los RSP.
7. Leyenda FUENTE de donde se obtuvo la información.
8. Leyenda NÚMERO DE LISTA DE EQUIPO.
9. Leyenda NOMBRE GENÉRICO DEL DISPOSITIVO.
10. Leyenda NÚMERO DE IDENTIFICACIÓN DEL DISPOSITIVO.
11. Leyenda SERVICIO del dispositivo.
12. Leyenda PRODUCTO que maneja el dispositivo.
13. Leyenda PUNTO DE AJUSTE en kg/cm2.
14. Leyenda FECHA DE CALIBRACIÓN (dd, mm, aa).
15. Leyenda FECHA DE PRÓXIMA CALIBRACIÓN (dd, mm, aa).
16. Leyenda ÁREA DEL ORIFICIO CALCULADA en cm2.
17. Leyenda TAMAÑO DEL ORIFICIO SELECCIONADO en cm2.
18. Leyenda TIPO DE ORIFICIO.
19. Leyenda PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA en kg/cm2.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
80
20. Leyenda NOTAS.
21. Leyenda TIPO DE FLUIDO que maneja el dispositivo.
22. Leyenda Ingeniero de Operación.
23. Leyenda Ingeniero de Inspección.
24. Leyenda Ingeniero de Mantenimiento.
25. 26 y 27. Nombres de los Ingenieros encargados del área.
28. 29 y 30. Firma de los Ingenieros (En atención al requisito 9.3.9 de la
norma donde establece que: todos los resultados de las revisiones deben
estar avalados por escrito y firmados por el responsable técnico de
mantenimiento, operación e inspección.
A continuación se muestra como queda el formato 13 para el Equipo 13-F:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
81
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA
“ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
LOGO CENSO Y PROGRAMA DE CALIBRACIÓN DE LOS
DISPOSITIVOS DE ALIVIO DE PRESIÓN LOGO
SECTOR O AREA: SECTOR No. 2 FECHA DE ELABORACIÓN:
PLANTA O INSTALACIÓN: PLANTA CATALITICA 1 FUENTE: HOJAS DE DISEÑO DE VALVULAS DE SEGURIDAD Y ALIVIO
No.
No
mb
re G
en
érico
de
l D
isp
ositiv
o
Nú
me
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e
Ide
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n d
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Dsis
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Servicio Producto
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2 (
Psi)
Fe
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do
cm
2
Tip
o d
e O
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Pre
sió
n M
áxim
a
de
Tra
ba
jo
Pe
rmitid
a d
el
Eq
uip
o k
g/c
m2
(Psi)
Notas
01
Válvulas de Alivio
de
Presión
13F Tanque 13-F V. HC`s 12.65 (180)
17/Mayo/2006 17/Mayo/2011 5.45 8.30 J 12.65 (180) Ninguna
02
03
04
T = Tubos; C = Cuerpo; H2O = Agua; V. H2O = Vapor de Agua; HC’s = Hidrocarburos; V. HC’s = Vapor de Hidrocarburos.
Ingeniero de Operación Ingeniero de Inspección Ingeniero de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
82
Formato 14
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
Por consiguiente para el cumplimiento del requisito 7.2 de la NOM, sobre las
condiciones documentales respecto a los procedimientos con que debe contar el centro
de trabajo, como son: procedimientos de operación para el arranque, paro y atención a
emergencias; de mantenimiento de los RSP, calibración de los dispositivos de
seguridad y de los instrumentos de medición de presión; y de inspección de los RSP
(inspección visual y ensayos no destructivos) y de seguridad empleados en los trabajos
con riesgo (trabajos en altura, acceso a espacios confinados, barricadas, tarjeta
candado). De acuerdo con el requisito se realiza el siguiente formato 14 para la
recopilación de la información.
1
2 3 4
5 6 7 8
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
83
Procedimiento para el llenado del Formato 14:
1. Leyenda NOMBRE O RAZÓN SOCIAL DE LA EMPRESA.
2. Leyenda PLANTA O INSTALACIÓN.
3. Leyenda SECTOR O ÁREA.
4. Leyenda existe.
5. Numero de lista de procedimiento.
6. Leyenda Procedimiento de Operación, Mantenimiento o Inspección
según sea el caso.
7. Leyenda Si.
8. Leyenda No.
A continuación se muestra como queda el formato 14 para el Equipo 13-F:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
84
Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime
Planta: Catalítica 1 Sector: No 2 Existe
No. Procedimientos de Operación Si No
1 Procedimiento de Arranque Normal en la Planta Catalítica 1. 2 Procedimiento de Paro de la Planta Catalítica 1.
3 Procedimiento para Paro de Emergencia por Falla de Agua de Enfriamiento en la Planta Catalítica 1.
4 Procedimiento para Paro de Emergencia por Falla de Energía Eléctrica en Planta Catalítica 1.
5 Procedimiento para Paro de Emergencia por Falla de Vapor de alta en Planta Catalítica 1.
6 Procedimiento para Paro de Emergencia por Falla de Aire de Instrumentos en Planta Catalítica 1.
7 Procedimiento de Control de Corrientes Fuera de Especificación en Planta Catalítica 1.
8 Procedimiento para la Identificación del Producto en Planta Catalítica 1.
9 Procedimiento para el Control de Proceso de Producción de Gasolina, Butanos, Propileno y Gas Ácido.
10 Procedimiento para la Entrega de los Circuitos de Protección de la Planta Catalítica 1.
11 Procedimiento para Efectuar Simulacros Operacionales.
12 Procedimiento de Ataque de una Emergencia Mayor en una Planta de Proceso.
Formato 6
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
Estos procedimientos son del área en el cual están involucrados los RSP, en
este caso de estudio los procedimientos de Operación para el arranque, paro y atención
a emergencias de los RSP son de la Planta Catalítica 1.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
85
Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime
Planta: Catalítica 1 Sector: No 2 Existe
No. Procedimientos de Mantenimiento Si No
1 Procedimiento Para Elaborar los Informes de Inspección y Reparación de las Unidades de Proceso y Servicios Auxiliares en los Centros de Trabajo de PEMEX-Refinación.
2
Procedimiento para la Aplicación y Control de Medidas Anticorrosivas en la Sección de Fraccionamiento y Recuperación de Vapores de las Plantas Catalíticas de PEMEX-Refinación.
3 Procedimiento para la Aplicación y Control de Medidas Anticorrosivas en las Unidades de Tratamiento de Aguas Amargas.
4 Procedimiento para la Aplicación y Control de Medidas Anticorrosivas en las Unidades de Generación de Aminas.
5 Procedimiento para Efectuar el Diagnostico Sobre el Estado Físico de Equipos y Tuberías en Unidades de Proceso, Servicios Auxiliares y Almacenamiento.
6 Procedimiento para el Registro y Control de Válvulas de Relevo de Presión.
7 Procedimiento para censo y Programa de Calibración de Instrumentos Claves y Críticos de la Planta Catalítica 1.
8 Procedimiento para la Inspección, Mantenimiento y Pruebas de Válvulas de Relevo de Presión.
9 Procedimiento para la Inspección, Prueba y Mantenimiento de Válvulas de Relevo de Presión de esta Refinería.
10 Procedimiento para la Calibración de Instrumentos Claves y Críticos en Áreas de Proceso y Servicios Auxiliares.
11 Procedimiento para Calibración y Control de Equipos Patrón de Referencia.
12 Procedimiento para la Calibración y Control de los Patrones de Trabajo de Instrumentos.
Formato 6
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
Estos procedimientos dependen del tipo de Centro de Trabajo, por lo tanto los
siguientes procedimientos son realizados por parte de Pemex Refinación.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
86
Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime
Planta: Catalítica 1 Sector: No 2 Existe
No. Procedimientos de Inspección Si No
1 Procedimiento para la Calificación y de Certificación de Personas que Realizan Pruebas no Destructivas.
2 Procedimiento para el Registro, Análisis y Programación de la Medición Preventiva de Espesores.
3 Procedimiento para Pruebas no Destructivas de Inspección con Líquidos Penetrantes.
4 Procedimiento General de la Inspección Radiográfica de Soldadura de Reparaciones de Materiales Base.
5 Procedimiento para la Medición de Espesores Usando Ondas Ultrasónicas Longitudinales.
6 Procedimiento para Inspección Ultrasónica de Soldadura.
7 Procedimiento para Cálculo por Presión Interna de Espesores Mínimos Requeridos en Recipientes.
8 Procedimiento para la Inspección con Partículas Magnéticas Fluorescentes en Vía Húmeda para Interiores de Recipientes.
9 Procedimiento para la Autorización de Trabajo en Instalaciones Industriales de la Subdirección de Producción de PEMEX-Refinación.
10 Procedimiento para Reglas de Seguridad para Efectuar Trabajos en Espacios Confinados.
11 Procedimiento para Reglamento de Seguridad para Contratistas.
Formato 6
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
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Estos procedimientos son realizados por parte del personal de Pemex
Refinación, para la inspección de equipos.
Para el punto 7.2.4 de la NOM referente a los registros de operación,
mantenimiento y revisiones, se cumplirá de acuerdo con la precisión 6.2.4 del Método
Alternativo como se menciona a continuación:
El centro de trabajo debe tener formalmente el resguardo de las evidencias de
esas actividades de conformidad con los requisitos de administración de la
información requeridos por el sistema de administración de la seguridad interno.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
87
Los registros de operación, mantenimiento e inspección deben ser documentos
rastreables a la identificación de los equipos al que pertenecen.
Toda la documentación mencionada en este requisito es información confidencial
propiamente de Pemex Refinación, por lo que no puede ser mostrada en este trabajo.
2.1 RESUMEN DE LAS CONDICIONES FÍSICAS QUE DEBEN CUMPLIR TODOS
LOS RSP, REQUIERAN O NO DE AUTORIZACIÓN DE FUNCIONAMIENTO
ESPECIFICAMENTE PARA EL EQUIPO 13-F.
Se presenta en forma enlistada las condiciones físicas que deben cumplir los
RSP como se describe a continuación:
1. El RSP debe estar identificado con un TAG único. Para el caso de los RSP
que requieren de autorización de funcionamiento, este TAG debe
corresponder con el indicado en la autorización de funcionamiento y en la
documentación presentada, de acuerdo con el requisito 5.3 de la NOM.
En la fig. 2.1 se muestra el TAG de identificación del equipo 13-F.
2. Tener instalada la placa de datos del fabricante. En caso de que no se cuente
con ella se puede optar por el método alternativo, donde la placa puede ser
elaborada por el Centro de Trabajo, indicando la fecha de elaboración, para el
cumplimiento del requisito 5.6 de la NOM.
En la fig. 2.2, se muestra placa del equipo con datos de: TAG, Servicio, Capacidad
Volumétrica, Presión y Temperatura de Operación, Presión de Calibración de PSV,
Presión Máxima de Trabajo Permitida, Numero de Serie, Fecha de Fabricación, No. de
Control de la STPS y Fecha de Placa.
3. Coincidir con el plano del RSP en lo referente a materiales, ubicación de
boquillas, ubicación de dispositivos de seguridad y de instrumentos,
dimensiones generales, de acuerdo con el requisito 7.2.2 y 7.2.3.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
88
En la Fig. 2.3, vemos el equipo 13-F en campo con sus arreglos principales y en el
expediente de integridad mecánica se anexa el plano de diseño del equipo 13-F, donde
se muestran los principales detalles de este punto.
4. Todos los dispositivos de alivio de presión deben estar instalados, calibrados
y con una placa de datos que indique su TAG, su punto de ajuste y fecha de
calibración, de acuerdo con el requisito 7.1.5 de la NOM.
En la fig. 2.5 se muestra la RV-13F que protege al equipo y su respectiva placa de
identificación.
5. Todos los indicadores de presión deberán contar con su identificación, estar
calibrados y su rango debe ser 1.5 a 4 veces la presión de operación, de
acuerdo con el requisito 7.1.5 de la NOM.
En la fig. 2.6 se muestra el PI-1096 que protege al equipo y su respectiva placa de
identificación.
6. Las tierras físicas deben estar instaladas y conectadas, sin pintar, con
adecuado mantenimiento y tener los registros de prueba de continuidad
eléctrica, de acuerdo con el requisito 7.1.2 de la NOM.
En la fig. 2.7 se muestra la conexión a tierra del equipo en buenas condiciones.
7. La protección anticorrosiva debe estar en buenas condiciones, de acuerdo
con el requisito 7.1.2 de la NOM.
En la fig. 2.8 se muestra el equipo sin protección anticorrosiva, al cual se le retiro el
aislamiento que se dejo como observación por parte de la UV de Pemex.
8. Para RSP con aislamiento, el aislamiento debe estar completo, en buenas
condiciones y no mostrar evidencias de humedad, de acuerdo con el requisito
7.1.2 de la NOM.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
89
En este punto, el equipo 13-F no cuenta con aislamiento térmico, ya que se dejo como
observación por parte de la UV de Pemex que se retirara para hacerle inspección a
fondo.
9. El sistema de soportado debe estar en buenas condiciones, sin indicios de
corrosión, golpes y deflexiones, de acuerdo con el requisito 7.1.2 de la NOM.
En la fig. 2.9, el sistema de soportado se encuentra en perfectas condiciones.
10. Los pasillos, barandales, rejillas y escaleras deben estar en buenas
condiciones como se muestra en la fig. 2.10, de acuerdo con el requisito 7.1.2
de la NOM.
11. Todos los espárragos de las bridas deben estar completos, sin indicios de
corrosión y del diámetro y material indicado en el plano, de acuerdo con el
requisito 7.1.2 de la NOM.
En la fig. 2.11 se muestran los espárragos de las bridas en buenas condiciones.
12. Toda la tornillería de las estructuras, soportes y anclajes, deben estar
completas, sin indicios de corrosión como se muestra en la fig. 2.12, de
acuerdo con el requisito 7.1.2 de la NOM.
13. Las bases de concreto deben estar en buenas condiciones, de acuerdo con el
requisito 7.1.2 de la NOM.
En la fig. 2.13 se muestra que las bases de concreto están en buenas condiciones sin
presencia de fisuras.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
90
Fig. 2.1 TAG del equipo 13-F. Fig. 2.2 Placa del equipo 13-F soldado en el
equipo.
Fig. 2.3 Equipo 13-F donde se muestra Fig. 2.4 Válvula de seguridad RV-13F
sus principales arreglos montada equipo 13-F.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
91
Fig. 2.5 Indicador de presión PI-1096 montado Fig. 2.6 Conexión de cable a tierra.
en el equipo
Fig. 2.7 Protección anticorrosiva del equipo 13-F. Fig. 2.8 Sistema de soportado del equipo 13-F.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
92
Fig. 2.9 Pasillos, barandales, rejillas y Fig. 2.10 Espárragos de brida del equipo 13-F.
escaleras del equipo 13-F.
Fig. 2.11 Tornillería, soportes y anclajes Fig. 2.12 Base de Concreto del equipo 13-F. del equipo 13-F.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
93
Se realizó la inspección visual en campo del equipo 13-F de todos los puntos
citados anteriormente, y se muestra en el formato 15 los puntos más importantes.
Posteriormente se le dará seguimiento para realizar los trabajos previos para el
mantenimiento del equipo.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
94
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA
“ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
1
2
3 4 5 6 7 8 9
Formato 15
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
95
Procedimiento para el llenado del Formato 15:
1. Leyenda INSPECCIÓN VISUAL DE EQUIPOS Y CENTRO DE TRABAJO.
2. Leyenda PLANTA O INSTALACIÓN.
3. Leyenda EQUIPO.
4. Leyenda TAG ROTULADO.
5. Leyenda PINTURA / AISLANTE TÉRMICO.
6. Leyenda CABLE DE TIERRA.
7. Leyenda CIMIENTOS.
8. Leyenda ROMBO DE SEGURIDAD.
9. Leyenda OTRAS NOTAS.
A continuación se muestra como queda el formato 14 para el Equipo 13-F:
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
96
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA
“ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
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INSPECCIÓN VISUAL DE EQUIPOS EN LA REFINERÍA ING. ANTONIO DOVALI JAIME
PLANTA CATALITICA 1
EQUIPO TAG
ROTULADO PINTURA / AISLANTE TÉRMICO CABLE DE TIERRA CIMIENTOS
ROMBO DE
SEGURIDAD OTRAS NOTAS
13-F OK NO ESTA PINTADO LIMPIAR OK NO TIENE/ ROTULAR
SE RETIRO EL AISLAMIENTO TÉRMICO PARA REALIZAR INSPECCIÓN A FONDO
DEL EQUIPO
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
97
2.2 RESUMEN DE LA DOCUMENTACIÓN ESPECIFICA DE CADA RSP QUE
REQUIERE AUTORIZACIÓN DE FUNCIONAMIENTO (EXPEDIENTE DE
INTEGRIDAD MECÁNICA PARA EL EQUIPO 13-F).
Después de haber desarrollado la metodología de la NOM y el Método
Alternativo de Pemex se muestra como queda un Expediente de Integridad Mecánica
con toda la documentación requerida para su elaboración.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
98
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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EXPEDIENTE
DE INTEGRIDAD
MECÁNICA
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
99
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
Expediente Del
Tanque de Balance de
Carga de la Depropanizadora 13-F
Método Alternativo
Caso 1
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
100
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
INDICE DEL EXPEDIENTE DEL TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-
F
1. Formato N-020.
2. Plano de localización General del equipo.
3. Confirmar que los documentos disponibles pertenecen al Equipo.
4. Confirmar la especificación del material base de la cabeza y la envolvente del Equipo.
5. Inspecciones realizadas para determinar la condición actual del equipo conforme a lo
siguiente.
5.1 Inspección visual externa realizada con procedimientos escritos y personal capacitado.
5.2 Evaluación de la corrosión y del espesor mínimo para las condiciones de operación del
equipo.
5.3 Inspecciones o pruebas adicionales para caracterizar defectología cuando exista otro
tipo de defecto que no sea corrosión.
5.4 Calculo del índice de degradación y de la vida remanente del equipo para las
condiciones actuales de operación.
6. Calculo de la Presión Máxima de Trabajo Permitida (PMTP).
7. Dictamen interno del estado de la integridad mecánica del equipo para las condiciones
actuales de operación.
8. Identificación del equipo en forma permanente placa marcado por golpe.
9. Identificación de los dispositivos de seguridad e instrumentos de medición y control que
protegen al equipo y documentación de las calibraciones.
10. Descripción breve de la operación del equipo, función, riesgos inherentes y medios de
control del equipo.
11. Resumen cronológico de los transitorios relevantes, las revisiones en servicio,
mantenimientos, modificaciones, alteraciones y reparaciones efectuadas al equipo.
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
101
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS
A PRESIÓN TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
1. FORMATO N-020. SOLICITUD/AVISO
Bloque 1 Tipo de trámite:
Solic itud de autorización de funcionamiento
Aviso de funcionamiento (con participación de UV)
Solic itud de ampliación de la vigencia No. de control S.T.P.S. _ ______________________
Aviso de ampliación de la vigencia (con participación de UV) No. de control S.T.P.S. _ _
Bloque 2 Datos del Patrón:
Nombre, razón o denominación social: Pemex Refinación (Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime)____ ________
Domicilio Completo del centro de trabajo en donde se ubica el equipo: Carretera transístmica km. 3.5 C.P. 70620, Salina Cruz, Oax. __
Bloque 3 Identificación del equipo:
Nombre o número de identificación: _______________________________13-F ____ ___________ ______ _________________
Número de serie:________________________________________ NO TIENE _ __ ___________________ ______
Ubicación física del equipo en el centro de trabajo (área, planta): _Sector 2 (Planta Catalítica 1)__ _____________ __ __
Tipo y uso:__________________________ Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora (Hidrocarburos) .
Bloque 4 Especificaciones técnicas del equipo:
Fabricante, lugar y año de fabricación: BUFETE INDUSTRIAL - Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime - 1975 .
Código principal de diseño y fabricación:_________________ ASME Sección VIII División 1 Edición 1974 ________
Presión de diseño: _______________________ 12.65 Kg/cm² (180 Psi) _________________ ____
Presión de operación:_______________________________________11.03 Kg/cm² (157 Psi) _ _ _____________________________
Presión máxima de trabajo permitida :__________________________11.77 Kg/cm² (167.40 Psi) __ _____ _____________ ____ _
Temperatura de diseño: _____________________________________ 60°C_ ______ ________________ __________
Temperatura de operación:________________________________________ 49°C__ __ _____ _____________ _____ ____
Capacidad volumétrica (para recipientes):______________________________12.93 m3_ ______ ______________
Superficie de calefacción (para calderas)________________________________NO APLICA ____________________________________________ Número y tipos de dispositivos de seguridad (con presiones de calibración): Válvula de seguridad RV-13-F calibrada a 12.65 Kg/cm² (180 Psi) .
Bloque 5 Condiciones del equipo:
Nuevo En operación Años_ _31___ De uso Años________
Bloque 6 Demostración de seguridad del equipo:
Del recipiente: Prueba de presión precisar________________________________
Exámenes no destructivos
Expediente de integridad mecánica
Método alternativo
Del dispositivo de seguridad:
Pruebas de funcionamiento
Demostración documental
Bloque 7 Representación legal:
Nombre y firma Fecha 06 Enero de 2007
X
X
X
X
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
102
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
2. Plano de localización General del equipo.
Se tiene el plano SM-C-2001-E-846 Rev. 1 “Localización de Equipos de Planta Catalítica 1”
donde se muestra la localización del Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F.
En el siguiente diagrama se muestra el plano de Localización General de Equipos donde se ubica
el equipo 13-F.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
104
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
3. Confirmar que los documentos disponibles pertenecen al Equipo.
Se comparan e inspeccionan visual y físicamente las características y arreglos principales del
Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F, contra el Plano aprobado para su
construcción 5375 M 360 SC Rev. 3 de BUFETE INDUSTRIAL para dicho Tanque, confirmando
que dicho documento corresponde al Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F.
En el siguiente diagrama se muestra el plano del equipo 13-F.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
106
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
4. Confirmar la especificación del material base de la cabeza y la envolvente del Equipo.
De acuerdo al Plano 5375 M 360 SC Rev. 3 de BUFETE INDUSTRIAL aprobado para
construcción para el Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F, se tiene que el
material base de las cabezas y de la envolvente es el SA-515-70, de acuerdo con el Código
ASME Sección VIII División 1 Edición 1974.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
107
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
5. Reporte de exámenes no destructivos. (Inspecciones realizadas para determinar la
condición actual del equipo).
5.1 Inspección visual externa realizada con procedimientos escritos y personal capacitado.
5.2 Evaluación de la corrosión y del espesor mínimo para las condiciones de operación del
equipo.
5.3 Inspecciones o pruebas adicionales para caracterizar defectología cuando exista otro
tipo de defecto que no sea corrosión.
5.4 Calculo del índice de degradación y de la vida remanente del equipo para las
condiciones actuales de operación.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
108
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
5.1 Inspección visual externa realizada con procedimientos escritos y personal capacitado.
Realizada por parte del personal de Pemex Refinación en Agosto de 2005 y en Febrero de 2006,
aplicando el procedimiento GPASI-IT-4002 Rev. 2 de Enero 1994 “Procedimiento para efectuar el
diagnóstico sobre el estado físico de equipos y tuberías en unidades de proceso, servicios
auxiliares y almacenamiento”, en el cual contempla los requisitos de seguridad en el acceso a los
equipos, la frecuencia de las revisiones, la capacitación y adiestramiento requeridos del personal
que realiza las revisiones, el uso de instrumentos de medición en las actividades de revisión,
registros de los reportes de resultados de las revisiones y la conservación de esta información.
Este procedimiento está aprobado por personal calificado en inspección no destructiva en un
método superficial y un volumétrico como nivel II.
El personal Inspector, está calificado de conformidad con los requisitos técnicos establecidos en
la ASNT-TC-1A/1996, A98. Recomended Practice for Personnel Qualification and Certification in
Nondestructive Testing.
En esta inspección se determinó la condición de los soportes y entrehierros de expansión, el
alineamiento y nivelación del recipiente, el estado de las superficies de la envolvente y cabezas,
el estado de las juntas soldadas y caras accesibles de las bridas.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
109
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
5.2 Evaluación de la corrosión y del espesor mínimo para las condiciones de operación del
equipo.
Realizada en base a la última evaluación de corrosión realizada en Marzo de 2007, por parte del
personal de Pemex Refinación, en base a los procedimientos:
DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6 “Procedimiento para el registro, análisis y programación de la
medición preventiva de espesores” y GPASI-IT-0002 REV. 1 del 16 de Abril de 1979
“Procedimiento para cálculo por presión interna del espesor mínimo requerido en recipientes”,
realizándose el cálculo del espesor mínimo requerido de acuerdo a este último procedimiento.
Estos procedimientos consideran los requisitos de seguridad en el acceso a los equipos, la
frecuencia de las revisiones, la capacitación y adiestramiento requeridos del personal que realiza
las revisiones, el uso de instrumentos de medición en las actividades de revisión, registros de los
reportes de resultados de las revisiones y la conservación de esta información.
Estos procedimientos están aprobados por personal calificado en inspección no destructiva en un
método superficial y un volumétrico como nivel II.
El personal Inspector, está calificado de conformidad con los requisitos técnicos establecidos en
la ASNT-TC-1A/1996, A98. Recomended Practice for Personnel Qualification and Certification in
Nondestructive Testing.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
110
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
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PEMEX REFINACIÓN
LOGO GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL LOGO
RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULO DE CASQUETES
REFINERÍA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
1) PRESIÓN DE DISEÑO (PD): 12.65 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
2) TEMPERATURA DE DISEÑO (TD): 60 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
3) PRESION USUAL DE OPERACIÓN (PO): 11.03 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
4) TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO): 49 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
5) MATERIAL: SA-515-70 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
6) ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S): 1202.25 kg/cm2 FUENTE: TABLA 1A CODIGO ASME SECCION II, PARTE D
7) EFICIENCIA DE SOLDADURA (E): 1.00 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
8) DIAMETRO INTERIOR (D): 150.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
9) ALTURA DEL CASQUETE (h): 38.80 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
10) RELACION ENTRE (D/2h): 1.93
11) FACTOR DE PROPORCIÓN (K): 0.93 FUENTE: TABLA UA-4.1 VALUES OF FACTOR K SECCION VIII DIV. 1 PAG. 12 DE 12 GPASI-IT-0002
12) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 1.46 cm FUENTE: MEDICION DE ESPESORES MARZO 2007
13) RELEVADO DE ESFUERZO: NO FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
14) RADIOGRAFIADO: TOTAL FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
15) MARGEN POR CORROSIÓN (C): O.32 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
16) FECHA DE CÁLCULO: 01/03/07
tR = ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO (cm) = (PO*D*K)/((2*S*E)-(0.2*PO)) + C DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002
tR Casquete = 0.96 cm
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
111
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
PEMEX REFINACIÓN
LOGO GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL LOGO
RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULO DE LA ENVOLVENTE
REFINERÍA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALITICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
1) PRESIÓN DE DISEÑO (PD): 12.65 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
2) TEMPERATURA DE DISEÑO (TD): 60 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
3) PRESION USUAL DE OPERACIÓN (PO): 11.03 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
4) TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO): 49 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
5) MATERIAL: SA-515-70 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
6) ESFUERZO MAXIMO PERMISIBLE (S): 1202.25 kg/cm2 FUENTE: TABLA 1A CODIGO ASME SECCION II, PARTE D
7) EFICIENCIA DE SOLDADURA (E): 0.85 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
8) DIAMETRO INTERIOR (D): 150.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
9) RADIO INTERIOR (R): 75.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
10) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 0.87 cm FUENTE: MEDICION DE ESPESORES MARZO 2007
11) RELEVADO DE ESFUERZO: NO FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
12) RADIOGRAFIADO: POR PUNTOS FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
13) MARGEN POR CORROSIÓN (C): O.32 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
14) FECHA DE CÁLCULO: 01/03/07
tR = ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO (cm) = (PO*R)/((S*E)-(0.6*PO)) + C DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002
tR Envolvente = 1.13 cm
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
112
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
CENTRO DE TRABAJO SECTOR Y PLANTA
EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
5.3 Inspecciones o pruebas adicionales para caracterizar defectología cuando exista otro
tipo de defecto que no sea corrosión.
Realizada durante la reparación general de Planta Catalítica 1 durante el periodo de Noviembre a
Diciembre de 2005, de acuerdo a la DG-GPASI-4004 del 29 de Julio de 1996 “Procedimiento para
elaborar los informes de inspección y reparación de las unidades de proceso y servicios auxiliares
en los Centros de Trabajo de Pemex Refinación”, este procedimiento considera los requisitos de
seguridad en el acceso a los equipos, la frecuencia de las revisiones, la capacitación y
adiestramiento requeridos del personal que realiza las revisiones, el uso de instrumentos de
medición en las actividades de revisión, registros de los reportes de resultados de las revisiones y
la conservación de esta información.
Este procedimiento está aprobado por personal calificado en inspección no destructiva en un
método superficial y un volumétrico como nivel II.
El personal Inspector, está calificado de conformidad con los requisitos técnicos establecidos en
la ASNT-TC-1A/1996, A98.
En esta inspección se determinó la condición de los soportes y entrehierros de expansión, el
alineamiento y nivelación del recipiente, el estado de las superficies de la envolvente y cabezas,
el estado de las juntas soldadas y caras accesibles de las bridas.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
113
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
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CENTRO DE TRABAJO SECTOR Y PLANTA
EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
5.4 Calculo del índice de degradación y de la vida remanente del equipo para las
condiciones actuales de operación.
Realizada en base a las mediciones preventivas de espesores realizadas en Marzo de 2007, por
parte del personal de Pemex Refinación, en base al procedimiento DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6
“Procedimiento para el registro, análisis y programación de la medición preventiva de espesores”.
Dicho procedimiento considera los requisitos de seguridad en el acceso a los equipos, la
frecuencia de las revisiones, la capacitación y adiestramiento requeridos del personal que realiza
las revisiones, el uso de instrumentos de medición en las actividades de revisión, registros de los
reportes de resultados de las revisiones y la conservación de esta información.
Este procedimiento está probado por personal calificado en inspección no destructiva en un
método superficial y un volumétrico como nivel II.
El personal Inspector, está calificado de conformidad con los requisitos técnicos establecidos en
la ASNT-TC-1A/1996, A98.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
114
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
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PEMEX REFINACIÓN
LOGO GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL LOGO
RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULOS DEL ÍNDICE DE DEGRADACIÓN
REFINERÍA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (Ta) ef1 Cabezas Elípticas = 1.46 cm
FUENTE: CALIBRACIONES REALIZADAS ef2 Envolvente = 0.87 cm
EN MARZO DE 2007
FECHA DE CÁLCULO: MARZO 2007
ESPESOR MÍNIMO PREVIO (Tp) efi1 Cabezas Elípticas = 1.30 cm
FUENTE ESPESOR ORIGINAL ei2 Envolvente = 1.30 cm
PLANO 5375 M360 SC REV. 3 1975
DE DONDE: ff = 2007 fi = 1975
Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste = d = (ei-ef)/(ff-fi) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
d1 = -0.05 mpa
d2 = 0.13 mpa
Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promed io = D = (d1+d2+d3….+dn)/n DE ACUERDO AL DG -GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
D = 0.04 mpa
Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promedio ajustado estadísticamente = Dmax = D + (1.28*(D/n)) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
n = 2 = 1.41
Dmax = 0.08 mpa ESTE PROMEDIO DE DESGASTE AJUSTADO SE ANOTA EN LA COLUMNA “VELOCIDAD DE DESGASTE” EN EL FORMATO DG -GPASI-IT-00204-3
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
115
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
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RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULO DE LA VIDA REMANENTE
REFINERÍA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (Ta) ek1 Cabezas Elípticas = 1.46 cm
FUENTE: CALIBRACIONES REALIZADAS ek2 Envolvente = 0.87 cm
EN MARZO DE 2007
FECHA DE CÁLCULO: MARZO 2007
ESPESOR LIMITE DE RETIRO (Lr) = tmin requerido Lr1 Cabezas Elípticas = 0.96 cm
Lr2 Envolvente = 1.13 cm
DE DONDE: fk = 2007
Dmax = 0.08 mpa
Vida Útil Estimada = VUE = (ek-Lr)/ (Dmax) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
VUE1= 63 Años
VUE2= -33 Años
Vida Útil Estimada = VUE min
VUE min = -33 Años
Fecha de Próxima Medición = FPME = fk + (VUE min/3) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
FPME = 1996
Fecha de Retiro Probable = FRP = fk + VUE DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998
FRP = 1974
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
116
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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CENTRO DE TRABAJO SECTOR Y PLANTA
EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
6. Cálculo de la Presión Máxima de Trabajo Permitida (PMTP).
Se realiza el cálculo de la Presión Máxima de Trabajo Permitida en Marzo de 2007, en base al
procedimiento GPASI-IT-0002 Rev. 1 del 16 de Abril de 1979 “Procedimiento para cálculo por
presión interna del espesor mínimo requerido en recipientes” y a las mediciones preventivas de
espesores realizadas en Marzo de 2007, por parte del personal de Pemex Refinación, en base al
procedimiento DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6 “Procedimiento para el registro análisis y
programación de la medición preventiva de espesores”. Dicho procedimiento considera los
requisitos de seguridad en el acceso a los equipos, la frecuencia de las revisiones, la
capacitación y adiestramiento requeridos del personal que realiza las revisiones, el uso de
instrumentos de medición en las actividades de revisión, registros de los reportes de resultados
de las revisiones y la conservación de esta información.
Este procedimiento está probado por personal calificado en inspección no destructiva en un
método superficial y un volumétrico como nivel II.
El personal Inspector, está calificado de conformidad con los requisitos técnicos establecidos en
la ASNT-TC-1A/1996, A98.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
117
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
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RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULO DE CASQUETES
REFINERÍA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
1) PRESIÓN DE DISEÑO (PD): 12.65 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
2) TEMPERATURA DE DISEÑO (TD): 60 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
3) PRESION USUAL DE OPERACIÓN (PO): 11.03 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
4) TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO): 49 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
5) MATERIAL: SA-515-70 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
6) ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S): 1202.25 kg/cm2 FUENTE: TABLA 1A CODIGO ASME SECCION II, PARTE D
7) EFICIENCIA DE SOLDADURA (E): 1.00 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
8) DIAMETRO INTERIOR (D): 150.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
9) ALTURA DEL CASQUETE (h): 38.80 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
10) RELACIÓN ENTRE (D/2h): 1.93
11) FACTOR DE PROPORCIÓN (K): 0.93 FUENTE: TABLA UA-4.1 VALUES OF FACTOR K SECCION VIII DIV. 1 PAG. 12 DE 12 GPASI-IT-0002
12) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 1.46 cm FUENTE: MEDICIÓN DE ESPESORES MARZO 2007
13) RELEVADO DE ESFUERZO: NO FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
14) RADIOGRAFIADO: TOTAL FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
15) MARGEN POR CORROSIÓN (C): O.32 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
16) FECHA DE CÁLCULO: 01/03/07
PMTPa = PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA ACTUAL = (2*S*E*tA)/((K*D)+(0.2*tA)) DE ACUERDO AL GPASI -IT-0002
PMTPa = 12.65 kg/cm2
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
118
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
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RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
CÁLCULO DE LA ENVOLVENTE
REFINERÍA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1
CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .
DATOS:
1) PRESIÓN DE DISEÑO (PD): 12.65 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
2) TEMPERATURA DE DISEÑO (TD): 60 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
3) PRESIÓN USUAL DE OPERACIÓN (PO): 11.03 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
4) TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO): 49 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
5) MATERIAL: SA-515-70 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
6) ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S): 1202.25 kg/cm2 FUENTE: TABLA 1A CODIGO ASME SECCION II, PARTE D
7) EFICIENCIA DE SOLDADURA (E): 0.85 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
8) DIAMETRO INTERIOR (D): 150.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
9) RADIO INTERIOR (R): 75.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
10) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 0.87 cm FUENTE: MEDICIÓN DE ESPESORES MARZO 2007
11) RELEVADO DE ESFUERZO: NO FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
12) RADIOGRAFIADO: POR PUNTOS FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
13) MARGEN POR CORROSIÓN (C): O.32 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL
14) FECHA DE CÁLCULO: 01/03/07
PMTPa = PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA ACTUAL = (S*E*tA)/(R + 0.6*tA) DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002
PMTPa = 11.77 kg/cm2
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
119
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
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SPOTEO DEL TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F CATALÍTICA 1 VISTA PONIENTE
ZONA 1. NUMERACIÓN DE ORIENTE A PONIENTE, FILAS DE NORTE A SUR.
1 2 3
1.- 0.363” 11.- 0.390” 1.- 0.380” 11.- 0.409” 1.- 0.350” 11.- 0.381”
2.- 0.355” 12.- 0.389” 2.- 0.357” 12.- 0.506” 2.- 0.408” 12.- 0.391”
3.- 0.373” 13.- 0.381” 3.- 0.390” 13.- 0.387” 3.- 0.531” 13.- 0.367”
4.- 0.380” 14.- 0.394” 4.- 0.388” 14.- 0.426” 4.- 0.510” 14.- 0.345” EMA (Env)
5.- 0.366” 15.- 0.361” 5.- 0.380” 15.- 0.399” 5.- 0.396” 15.- 0.366”
6.- 0.375” 6.- 0.384” 6.- 0.371”
7.- 0.387” 7.- 0.350” 7.- 0.368”
8.- 0.384” 8.- 0.349” 8.- 0.398”
9.- 0.366” 9.- 0.398” 9.- 0.385”
10.- 0.392” 10.- 0.446” 10.- 0.388”
26
1
2 1 2 3
1 2 3
O
S N
P
I II ZONA 1
ZONA 2
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
120
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO
ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.
ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.
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SPOTEO DEL TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F CATALÍTICA 1 VISTA PONIENTE
ZONA 2.
1 2 3
1.- 0.384” 11.- -------- 1.- -------- 11.- -------- 1.- -------- 11.- --------
2.- 0.395” 12.- -------- 2.- -------- 12.- -------- 2.- 0.374” 12.- --------
3.- 0.412” 13.- -------- 3.- -------- 13.- -------- 3.- 0.358” 13.- --------
4.- 0.367” 14.- -------- 4.- 0.380” 14.- -------- 4.- 0.520” 14.- --------
5.- --------- 15.- -------- 5.- 0.375” 15.- -------- 5.- 0.506” 15.- --------
6.- --------- 6.- -------- 6.- 0.482”
7.- 0.374” 7.- 0.494” 7.- 0.407”
8.- 0.388” 8.- 0.377” 8.- 0.426”
9.- --------- 9.- -------- 9.- --------
10.- ------- 10.- ------ 10.- ------
ESTE SPOTEO SE CONSIDERO CON LA NUMERACIÓN DE ORIENTE A PONIENTE Y CON FILAS DE NORTE A SUR. MARZO DEL 2007.
I II
1.- 0.610” 1.- 0.616”
2.- 0.620” 2.- 0.624”
3.- 0.627” 3.- 0.635”
4.- 0.626” 4.- 0.606”
5.- 0.578” EMA (Cas) 5.- 0.616”
6.- 0.590” 6.- 0.618”
7.- 0.618” 7.- 0.626”
8.- 0.648” 8.- 0.625”
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
121
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
7. Dictamen interno del estado de la integridad mecánica del equipo para las condiciones
actuales de operación.
El Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F, se construyó en 1979 bajo el
Código ASME Sección VIII Div. 1, Edición 1974, con placas del material SA-515-70 para los
Casquetes Elípticos y el Envolvente.
Se cuenta con el Plano 5375 M 360 SC Rev. 3 con los datos y el cálculo como lo marca la NOM-
020-STPS-2002.
La información anterior, nos ha permitido realizar el cálculo para el espesor mínimo requerido en
las condiciones de operación actuales del Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora,
con lo que aseguramos que NO Cuenta con el espesor requerido para soportar y transmitir las
cargas inducidas por presión interna, como se observa en la Tabla 1.
Tabla 1. Comparativo entre los espesores mínimos requeridos y los espesores más bajos medidos en Marzo de 2007.
Posición Espesor más bajo Marzo 2007
cm Espesor mínimo requerido
cm
Casquetes Elípticos 1.46 0.96
Envolvente 0.87 1.13
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
122
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
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EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
7. Dictamen interno del estado de la integridad mecánica del equipo para las condiciones
actuales de operación.
También se realizó el cálculo del índice de degradación o velocidad de desgaste del equipo, cuyo
resultado es de 0.08 milímetros por año, el cual indica que no es un valor crítico, ya que se
considera crítico cuando la velocidad es mayor a 0.51 milímetros por año [7], por lo tanto el
Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F No Puede continuar operando en las
condiciones actuales de operación.
Así mismo, se ha realizado el cálculo de la vida remanente del equipo, la fecha de próxima
medición y fecha de retiro probable, para las condiciones actuales de operación, donde se
obtuvieron valores que nos permiten concluir que el equipo No Puede continuar operando, como
se muestra en la Tabla 2.
Tabla 2. Vida útil estimada, fecha de próxima medición y fecha de retiro probable.
Vida Útil Estimada VUE -33 años
Fecha de Próxima Medición FPME 1996
Fecha de Retiro Probable FRP 1974
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
123
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS
UNIVERSIDAD DEL ISTMO
CENTRO DE TRABAJO SECTOR Y PLANTA
EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
7. Dictamen interno del estado de la integridad mecánica del equipo para las condiciones
actuales de operación.
Para concluir, se realizó el cálculo para determinar la Presión Máxima de Trabajo Permitida
(PMTP) para la continuidad de la operación del Tanque Balance de Carga de la Depropanizadora
13-F, como se muestra en la Tabla 3.
Tabla 3. Presión Máxima de Trabajo Permitida (PMTP), mayor a la presión de
operación y la RV 13F está correctamente calibrada.
Posición PMTP en kg/cm²
(Psi) Presión Operación
kg/cm² (Psi) Presión de Calibración
kg/cm² (Psi)
Casquetes Elípticos 12.65 (180) 11.03 (15.50)
RV 13F
12.65 (180) Envolvente 11.77 (167.40)
Derivado de la revisión física de los reportes de inspección visual externa de acuerdo con el
procedimiento GPASI-IT-4002 cada seis meses no se encontraron anomalías relevantes que
afecten a la integridad física del equipo.
Por lo tanto, es NO APTO para continuar operando bajo las condiciones actuales de presión,
temperatura y flujo, contemplando la posibilidad de eventuales represionamientos, hasta el valor
de calibración del dispositivo de relevo. Por consiguiente el equipo se reemplazara en el menor
tiempo posible para evitar accidentes y daños al personal y la instalación.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
124
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
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SALINA CRUZ, OAXACA.
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8. Identificación del equipo en forma permanente placa marcado por golpe.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
125
TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN
BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
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SALINA CRUZ, OAXACA.
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9. Identificación de los dispositivos de seguridad e instrumentos de medición y control que
protegen al equipo y documentación de las calibraciones.
En el Siguiente Diagrama de Tubería e Instrumentación (DTI), Plano 62-D12B UNIDAD FCC 1
SECCION DE LIGEROS Y VRU, se muestra la localización del Tanque de Balance de Carga de
la Depropanizadora 13-F.
El cual cuenta con una válvula de seguridad RV-13F, calibrada a 12.65 kg/cm2 (180 Psi) para la
apertura, de acuerdo al procedimiento 332-46110-PO-005 Rev. 5 03/02/05 “Inspección, prueba y
mantenimiento de válvulas de relevo de presión de esta refinería”.
Además cuenta con los instrumentos de medición y control siguientes:
Controlador indicador de nivel LG-21.
Indicador de temperatura en tablero TI-1-61.
Indicador de presión PI-1096.
Controlador registrador de nivel en tablero LRC-26.
Estos instrumentos se encuentran calibrados de acuerdo a la aplicación de los procedimientos:
332-46410-PO-039 Rev. 9 01/07/04 “Calibración de instrumentos claves y críticos en
áreas de Proceso y Servicios Auxiliares” ,
332-46410-PO-040 Rev. 7 03/11/03 “Calibración y control del equipo patrón de
referencia”
y el 332-42628-PO-041 Rev. 8 01/08/04 “Calibración y control de los patrones de trabajo
de instrumentos”.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
127
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BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
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BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO
13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE
SALINA CRUZ, OAXACA.
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TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F
9. Descripción breve de la operación del equipo, función, riesgos inherentes y medios de
control del equipo.
Descripción breve de operación:
La función del 13-F es la de recibir el Propano-Butano y se bombea con las 16-J/JA
controlando el nivel de éste con FIC-69 en cascada con LIC-26 a precalentamiento con la
Gasolina Debutanizada en el Intercambiador de Fondos de la Debutanizadora y
Alimentación de la Depropanizadora 16-C y se alimenta a la Torre Depropanizadora 6-E
arriba del plato 17.
Riesgos Inherentes:
El riesgo inherente en este Tanque es el sobrepresionamiento.
Medios de Control:
Se cuenta con una válvula de seguridad RV-13F, calibrada a 12.65 kg/cm2 (180 Psi) para la
apertura.
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
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10. Resumen de los resultados de operación (transitorios relevantes), mantenimiento e
inspección.
De Marzo de 2007 a la fecha, el Tanque Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F no ha
tenido transitorios relevantes que manifestar.
Inspección.
Fecha Inspección Realizada
Reporte Procedimiento Resultados Relevantes
Marzo, 2007 Calibración de
espesores
DG-GPASI-IT-00204-1, 2, 3 y
4
DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6
Abril/1998
Se programa próxima calibración
Marzo 2012
Agosto, 2005 Inspección
Exterior Diagnóstico
GPASI-IT-4002-1, 2, 3, 4, 5, 6 Y
7
GPASI-IT-4002 Rev. 2 de Enero
1994
No se encontraron indicaciones relevantes
Febrero, 2006
Inspección Exterior
Diagnóstico
GPASI-IT-4002-1, 2, 3, 4, 5, 6 Y
7
GPASI-IT-4002 Rev. 2 de Enero
1994
No se encontraron indicaciones relevantes
Mantenimiento
Noviembre
a Diciembre de
2005
Reparación General
Informe de la Inspección y Reparación
General
DG-GPASI-4004 del 29 de Julio de
1996
Próxima reparación
Noviembre del 2010
Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento
Firma Firma Firma
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN
(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
130
Sin embargo para continuar con el estudio, existen diferentes tipos de
metodologías de análisis de riesgos que se hacen en las plantas industriales para
disminuir o mitigar los posibles riesgos que se pudieran generar durante la operación de
los equipos como son: what if, walkthrought, check list, Hazop; para este último es el
más utilizado para análisis en tanques, en el siguiente capítulo se realizó el análisis por
medio de la metodología Hazop al equipo 13-F de la Planta Catalítica 1 de la Refinería
“Ing. Antonio Dovalí Jaime” para identificar el nivel de riesgo .
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
131
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
El método surgió en 1963 en la compañía Imperial Chemical Industries, ICI, el
cual utilizaba técnicas de análisis en áreas de proceso críticos. Posteriormente, se
generalizó y formalizó, y actualmente es una de las herramientas más utilizadas
internacionalmente en la identificación de riesgos en una instalación industrial [4].
El HAZOP es una técnica de identificación de riesgos inductiva basada en la
premisa de que los riesgos, los accidentes o los problemas de operabilidad, se
producen como consecuencia de una desviación de las variables de proceso con
respecto a los parámetros normales de operación en un sistema dado y en una etapa
determinada. Por tanto, ya se aplique en la etapa de diseño, como en la etapa de
operación, la técnica consiste en analizar sistemáticamente las causas y las
consecuencias de las desviaciones de las variables de proceso, planteadas a través de
unas "palabras guía", en todas las líneas y en todos los sistemas las consecuencias de
posibles desviaciones en todas las unidades de proceso, tanto si es continuo como
discontinuo. Una vez identificadas, se hace una evaluación para verificar si tales
desviaciones y sus consecuencias pueden tener un efecto negativo sobre la seguridad y la
operabilidad de la planta. Si se considera necesario, se deberá efectuar alguna
recomendación para solucionar la situación adversa o poco segura.
Es llevado a cabo por un grupo de especialistas, una característica esencial en el
cuestionamiento y análisis sistemático de este estudio, que como ya se mencionó, es el
uso de palabras guía para enfocar al equipo sobre las desviaciones y sus posibles causas.
Estas palabras guía están divididas en dos clases:
Palabras guía primarias: Enfocan la atención sobre un aspecto particular de la
intención de diseño o un parámetro o condición de un proceso asociado.
Palabras guía secundarias: Estas palabras guía combinadas con una palabra
guía primaria sugiere las posibles desviaciones.
La técnica del análisis HAZOP gira alrededor del uso efectivo de estas palabras
guía, de manera que su uso y significado debe ser claramente entendido por el grupo. A
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
132
continuación se muestran algunos ejemplos de palabras guía que son utilizadas a
menudo:
3.1 Palabras guía primarias (Parámetros del Proceso).
Estas palabras reflejan el intento del diseño del proceso y aspectos
operacionales de la planta. Las palabras típicas orientadas a los procesos podrían ser
las que se listan a continuación. La lista es únicamente ilustrativa, ya que las palabras
empleadas dependerán de la planta en donde se aplicará el estudio [8].
Flujo Temperatura Mezcla
Presión
Separación
Reacción
Inspección
Nivel
Corrosión
Prueba
Arranque
Viscosidad
Reducción
Aislamiento
Mantenimiento
3.2 Palabras guía secundarias (Desviaciones de la intención de diseño del Proceso).
Cuando estas palabras son aplicadas en conjunto con las palabras guías primarias,
estas sugieren problemas o desviaciones potenciales. La lista de estas palabras se
muestra en la tabla 3.1.
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
133
Tabla 3.1. Definición de las palabras guías y ejemplos de desviaciones [8].
Palabra Guía Definición Ejemplo de las Desviaciones
NO
No se consiguen las
intenciones previstas en el diseño.
No hay flujo en una línea.
MÁS / MENOS
Aumento o disminución
cuantitativa sobre la intención de diseño.
Más temperatura, mayor
velocidad de reacción, mayor viscosidad, etc.
ADEMÁS DE Aumento cualitativo. Se consiguen las intenciones de diseño y ocurre algo más.
El vapor consigue calentar el
reactor, pero además provoca un aumento de temperatura en otros elementos.
PARTE DE
Disminución cualitativa. Solo parte de los hechos o acciones transcurren según lo
previsto.
La composición del sistema es diferente de la prevista.
INVERSO Se obtiene el efecto contrario
al deseado.
El flujo transcurre en sentido
inverso, tiene lugar la reacción inversa, etc.
EN VEZ DE
No se obtiene el efecto
deseado. En su lugar ocurre algo completamente distinto.
Cambio de catalizador, falla en el
modo de operación de una unidad, parada imprevista, etc.
3.3 DEFINICIONES.
Circuito: Es una división de la planta que generalmente es una operación
unitaria o una sección de la planta, como el circuito de carga, calentamiento, reacción,
etc.
Nodos: Son las partes en que se divide un circuito para facilitar el análisis,
pueden ser equipos críticos ó partes críticas del proceso.
Palabra guía: Esta palabra sirve para indicar como se pueden modificar las
condiciones ó variables de proceso.
Desviación: Es la combinación de las palabras guía con las variables de
proceso.
Causa: Son los eventos que dan origen a una desviación de la intención de
diseño.
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
134
Consecuencia: Son las secuelas que se podrían originar debido al efecto tanto
de la desviación como de los eventos que ocasionaron esa desviación. Un punto
importante es que cuando se evalúan las consecuencias, no se toman en cuenta los
sistemas de protección o instrumentación que se tienen en el área de estudio (para
analizar lo que pasaría si algunas de esas protecciones e instrumentación fallaran).
Riesgos: Daños perjuicios o pérdidas que aportan las consecuencias [9].
Protecciones: Son dispositivos, procedimientos o cualquier medio que ayuda a
la detección o evitan que ocurra una desviación, ya sea eliminando la causa o
disminuyendo las consecuencias adversas. Las protecciones no sólo son la
instrumentación y los equipos de relevo, sino también procedimientos, prácticas
operativas, inspecciones regulares a la planta, etc.
Recomendaciones: Son acciones encaminadas a mejorar la operación de la
planta y la seguridad del área.
3.4 PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE ESTUDIOS DE RIESGO Y
OPERABILIDAD HAZOP.
3.4.1 DEFINICIÓN DE OBJETIVOS.
Dependiendo de los objetivos que tenga la empresa, la estrategia del HAZOP
puede variar sustancialmente.
Los objetivos mas comunes que se presentan son:
Conocer a detalle los posibles riesgos de la planta.
Diseñar o mejorar, en base a esto, los planes y procedimientos de
respuesta a emergencias.
Diseñar o mejorar el diseño de los sistemas de seguridad.
Los participantes deben considerar además, que el objetivo primordial es
proteger la vida humana, el medio ambiente y por último la instalación.
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
135
3.4.2 ALCANCE DEL ESTUDIO.
Deben definirse claramente los límites para el estudio, de preferencia indicando
los:
Diagramas de Tubería e Instrumentación.
Planos Generales de Localización.
Donde se encuentran los sistemas estudiados. Si dentro de un plano hay áreas
que se incluirán en el estudio esto debe quedar indicado en el dibujo.
3.4.3 EQUIPO DE TRABAJO.
• Recursos humanos.
• Se recomienda un equipo de cinco personas:
Coordinador.
Secretario.
Ingeniero de Proceso.
Ingeniero Instrumentista.
Ingeniero Mecánico.
Ingeniero de Operación.
• Recursos materiales:
Los planos y manuales de la instalación.
Acceso a la instalación (si ya existe).
Computadora y software para análisis de nubes explosivas.
3.4.4 PRERREQUISITOS DE PLANEACIÓN Y DOCUMENTACIÓN.
Como mínimo se debe de contar con:
Programa de trabajo y calendario de reuniones.
Formatos pre-establecidos.
Formato del reporte final.
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
136
Diagramas de tubería e instrumentación.
Planos generales de localización.
Diagramas de control funcional lógicos y analógicos.
Descripción de sistemas.
3.4.5 DESARROLLO DEL ANÁLISIS.
34
56
78
910
11
12
20
19
18
17
16
15
14
13
21
2
Seleccione un recipiente
Explique el propósito del recipiente
22
23
Seleccione una línea
Explique el propósito de la línea
Aplique una palabra guía
Determine desviación significativa
Examine posibles causas
Examine consecuencias
Detecte riesgos
Escriba registros adecuados
Marque la línea como examinada
Repetir 3 a 13 para cada línea
Seleccione un servicio auxiliar
Explique propósito del servicio
Explique intención del recipiente
Explique intención del recipiente
Repita 5 a 12 para el recipiente
Marque recipiente como analizado
Repita 1 a 22 para todos los recipientes
Marque el diagrama como ejecutado
Repetir 6 a 10 para todas desviaciones
Repetir 5 a 11 para todas palabras guía
Repetir 5 a 12 para todos los servicios
Repetir 15 a 18 para todos los servicios
124
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
137
3.4.6 REQUISITOS DEL REPORTE FINAL.
Deben reportarse todos los riesgos significativos detectados, entre ellos:
Explosión Radiación
Fuego
Deformación
Toxicidad
Corrosión
Inundación
Electrocución
Asfixia
Derrumbe
Así como las acciones requeridas para su prevención y/o mitigación [9].
3.5 EVALUACIÓN DE RIESGOS.
3.5.1 ESTIMACIÓN DE LA FRECUENCIA [10].
En esta etapa, debe estimarse la frecuencia con que los eventos identificados y
seleccionados pudieran presentarse; es decir, debe estimarse cada cuando ocurrirían,
de acuerdo con lo siguiente:
Al igual que en el análisis de consecuencias, se definen cuatro niveles
cualitativos para la ocurrencia de los eventos, en función de las frecuencias con que se
estima que puedan presentarse. La razón de establecer cuatro niveles en lugar de
cinco, es que cinco categorías implican mucha más exactitud y precisión de las
estimaciones, lo cual puede no ser justificable.
a) Frecuencia Alta equivale a Categoría F4.
b) Frecuencia Media equivale a Categoría F3.
c) Frecuencia Baja equivale a Categoría F2.
d) Frecuencia Remota equivale a Categoría F1.
Para estimar la frecuencia con que ocurrirían los eventos identificados, debe
evaluarse bajo criterios cualitativos y/o, la efectividad de las líneas de defensa
disponibles en las instalaciones y/o procesos, considerando la experiencia y los factores
de la Ingeniería y Humanos; es decir la independencia de operación; la confiabilidad; la
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
138
auditabilidad para inspección y pruebas, la integridad mecánica de las protecciones de
seguridad, así como la disciplina operativa, lo adecuado de la instrumentación,
distribución de planta y sistemas de control; cargas de trabajo; comunicación y
ambiente laboral.
En forma gráfica se muestra en la siguiente tabla 3.2.
Tabla 3.2. Tabla de niveles de frecuencia con que ocurrirán los eventos identificados.
FRECUENCIA CRITERIOS DE OCURRENCIA
CATEGORIA TIPO CUANTITATIVO CUALITATIVO
Alta F4 > 10-1 >1 en 10 años El evento se ha presentado o puede presentarse en los próximos 10 años.
Media F3 10-1 - 10-2 1 en 10 años a 1 en 100 años
Puede ocurrir al menos una vez en la vida de las
instalaciones.
Baja F2 10-2 - 10-3 1 en 100 años a
1 en mil años
Concebible; nunca ha
sucedido en el Centro de Trabajo, pero probablemente ha ocurrido
en alguna instalación similar
Remota F1 < 10-3 <1 en 1000
años Esencialmente imposible. No es realista que ocurra.
El área de afectación relativa a la seguridad de las personas, es la consecuencia
más importante a considerar. Sin embargo aunque pudiera presentarse que si esta es
menor, los demás aspectos probablemente sean aceptables, esto no es suficiente y
deben analizarse las consecuencias en las otras áreas de afectación. En todos los
casos, la categoría de evento, será la que resulte con mayores consecuencias en
cualquiera de las áreas de impacto analizadas.
El tipo de evento y categoría de las consecuencias se muestra en la tabla 3.3
siguiente:
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
139
Tabla 3.3 Tabla de consecuencias para tipo de evento y categoría.
TIPO DE EVENTO Y CATEGORÍA DE LA CONSECUENCIA
AFECTACIÓN: MENOR C1 MODERADO C2 GRAVE C3 CATASTRÓFICO C4
A LAS PERSONAS
Seguridad y salud de los vecinos
Sin afectación a la seguridad y la salud
pública.
Alerta vecinal; afectación potencial a
la seguridad y la salud
pública.
Evacuación; lesiones menores o afectación
a la seguridad y salud
pública moderada; costos por
afectaciones y daños entre 5 y 10 millones
de pesos.
Evacuación; lesionados; una o más
fatalidades; afectación
a la seguridad y salud pública; costos por
lesiones y daños mayores a 10 millones
de pesos.
Seguridad y salud del personal y contratistas
Sin lesiones; primeros auxilios.
Atención médica; lesiones menores sin
incapacidad; efectos a la salud reversibles.
Hospitalización; múltiples lesionados,
incapacidad parcial o total temporal; efectos
moderados a la salud.
Una o más fatalidades;
lesionados graves con daños irreversibles;
incapacidad parcial o total permanentes.
AL AMBIENTE
Efectos en el Centro
de Trabajo
Olores desagradables; ruidos continuos;
emisiones en los límites de reporte; polvos y
partículas en el aire.
Condiciones peligrosas; informe a
las autoridades; emisiones mayores a
las permitidas; polvos, humos, olores
significantes.
Preocupación en el sitio por: fuego y
llamaradas; ondas de sobre presión; fuga de
sustancias tóxicas.
Continuidad de la operación
amenazada; incendios,
explosiones o nubes tóxicas; evacuación
del personal.
Efectos fuera del
Centro de Trabajo
Operación corta de quemadores; olores y
ruidos que provocan pocas quejas de
vecinos.
Molestias severas por presencia intensa de
humos, partículas suspendidas y olores;
quemadores
operando continuamente; ruidos
persistentes y presencia de humos.
Remediación requerida; fuego y
humo que afectan áreas fuera del centro
de trabajo; explosión
que tiene efectos fuera del centro de
trabajo; presencia de contaminantes
significativa.
Descargas mayores de gas o humos.
Evacuación de vecinos, escape
significativo de
agentes tóxicos; daño significativo a largo
plazo de la flora y fauna o repetición de
eventos mayores.
Descargas y Derrames
Derrames y/o descarga dentro de los límites de
reporte; contingencia controlable.
Informe a las Autoridades. Derrame
significativo en tierra hacia ríos o cuerpos
de agua. Efecto local. Bajo potencial para
provocar la muerte de
peces.
Contaminación de un gran volumen de
agua. Efectos severos en cuerpos de agua;
mortandad significativa de peces;
incumplimiento de
condiciones de descarga permitidas;
reacción de grupos ambientalistas.
Daño mayor a cuerpos de agua; se
requiere un gran esfuerzo para
remediación. Efecto sobre la flora y fauna.
Contaminación en
forma permanente del suelo o del agua.
AL NEGOCIO
Pérdida de producción, daños a
las instalaciones
Menos de una semana
de paro. Daños a las instalaciones y pérdida
de la producción, menor
a 5 millones de pesos.
De 1 a 2 semanas de
paro. Daños a las instalaciones y
pérdida de la
producción, hasta 10 millones de pesos.
De 2 a 4 semanas de
paro. Daños a las instalaciones y
pérdida de la
producción, hasta 20 millones de pesos.
Más de un de paro.
Daños a propiedades o a las instalaciones;
Pérdida mayor a 20
millones de pesos.
Efecto legal
Incidente reportable. Se da una alerta por
parte de las Autoridades.
Multas significativas;
suspensión de actividades.
Multa mayor, proceso
judicial.
Daños en propiedad
de terceros
Las construcciones son
reutilizables, con reparaciones menores.
Poco riesgo para los ocupantes.
Las reparaciones son
mayores, con costos similares a
edificaciones nuevas. Riesgo de alguna
lesión a ocupantes.
Pérdida total de los
bienes o de la funcionalidad de los
bienes; posibilidad de lesiones o fatalidades.
Demolición y
reedificación de inmuebles; sustitución
del edificio. Posible lesión fatal a algún
ocupante.
A LA IMAGEN
Atención de los
medios al evento
Difusión menor del evento, prensa y radio
locales.
Difusión local significativa;
entrevistas, TV local.
Atención de medios a nivel nacional.
Cobertura nacional. Protestas públicas.
Corresponsales
extranjeros.
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
140
3.6 CARACTERIZACIÓN Y JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS [10].
En esta etapa, las consecuencias y frecuencias estimadas correspondientes a
los eventos o escenarios seleccionados, deben caracterizarse y posicionarse en la
Matriz de Riesgos.
En función del posicionamiento resultante en los cuadrantes de la Matriz de
Riesgos, deben aplicarse los criterios de jerarquización, toma de decisiones y acciones,
para llevar los riesgos a un nivel razonablemente aceptable, previniendo y/o mitigando
sus posibles consecuencias.
3.6.1 MATRIZ DE RIESGOS.
La Matriz de Riesgos se muestra en la siguiente tabla 3.4.
Tabla 3.4. Matriz de riesgos para la caracterización y jerarquización de riesgos.
F
R
E
C
U
E
N
C
I
A
Alta F4 B B A A
Media F3 C B B A
Baja F2 D C B A
Remota F1 D D C B
Menor
C1
Moderada
C2
Grave
C3
Catastrófica
C4
CONSECUENCIA
TIPO A – RIESGO INTOLERABLE: El riesgo requiere acción inmediata; el costo no
debe ser una limitación y el no hacer nada no es una opción aceptable. Un riesgo Tipo
“A” representa una situación de emergencia y deben establecerse Controles
Temporales Inmediatos. La mitigación debe hacerse por medio de controles de
ingeniería y/o factores humanos hasta reducirlo a Tipo C o de preferencia a Tipo D, en
un lapso de tiempo menor a 90 días.
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
141
TIPO B – RIESGO INDESEABLE: El riesgo debe ser reducido y hay margen para
investigar y analizar a más detalle. No obstante, la acción correctiva debe darse en los
próximos 90 días. Si la solución se demora más tiempo, deben establecerse Controles
Temporales Inmediatos en sitio, para reducir el riesgo.
TIPO C – RIESGO ACEPTABLE CON CONTROLES: El riesgo es significativo, pero se
pueden acompasar las acciones correctivas con el paro de instalaciones programado,
para no presionar programas de trabajo y costos. Las medidas de solución para atender
los hallazgos deben darse en los próximos 18 meses. La mitigación debe enfocarse en
la disciplina operativa y en la confiabilidad de los sistemas de protección.
TIPO D – RIESGO RAZONABLEMENTE ACEPTABLE: El riesgo requiere acción, pero
es de bajo impacto y puede programarse su atención y reducción conjuntamente con
otras mejoras operativas.
3.7 REALIZACIÓN DEL ANÁLISIS DE RIESGO EN EL EQUIPO 13-F.
En este apartado se realizó el análisis de Riesgo en la Planta Catalítica 1 de la
Refinería “Ing. Antonio Dovali Jaime” en el equipo 13-F.
Se tomó como parámetros de proceso el Flujo, Presión y Temperatura ya que
estos son los más importantes en nuestro caso de estudio para realizar el análisis
HAZOP. Así como también tomando como nodos analizados las líneas de entrada y
salida de producto en el equipo, y al equipo en sí.
Los resultados del análisis se muestran a continuación en los siguientes formatos
y los diagramas donde se marcan los nodos y las fronteras del estudio del análisis de
riesgos. También se anexa el diagrama de Sistema Contra incendio de la Planta
Catalítica 1.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
145
1. CORRIENTE
PROVENIENTE DEL DOMO DE LA
DEPROPANIZADORA
NO HAY FLUJO 1. Falla del lazo de
control de la válvula automática
completamente cerrada
PV-19A.
2. Línea Rota.
3. Cierre de las laterales y el by- pass por error
humano.
4. Abierto los venteos y
drenes por error humano.
1. Vaporización de producto
en el equipo 13-F.
2. Sobrepresión en el equipo
13-F.
3. Derrame de producto en el área y presencia de atmósfera
explosiva.
4. Posibles daños al personal, al medio ambiente y a las
instalaciones.
1. Indicador de presión PI-1096.
2. Válvula de Seguridad RV-
13F.
3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a la válvula automática PV-19B.
5. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
6. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio (extinguidores, red de agua
contra incendio).
7. Procedimiento para la
atención de emergencias.
8. Programa de calibración de espesores en circuitos (líneas).
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos de PI-
1096, PV-19A, PIC-18, PV-18,
PIC19, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar con los recorridos
operacionales y verificación de presión en campo.
3. Continuar con el programa de
calibración de espesores en
circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
MÁS FLUJO 1. Falla del lazo de
control de la válvula automática
completamente abierta PV-19A.
1. Aumento de presión en el
equipo 13-F y sobrepresión del mismo.
1. Indicador de presión PI-1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a la válvula automática PV-19B.
4. Válvula de Seguridad RV-13F.
5. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos PI-
1096, PV-19A, PIC-18, PV-18, PIC19, PV-19B y de la válvula de
seguridad RV-13F.
2.- Continuar con los recorridos
operacionales y verificación de manómetros en campo.
MENOS FLUJO 1. Falla del lazo de control de la válvula
automática semiabierta PV-19A.
1. Disminución de presión en el equipo 13-F.
2. Vaporización de producto
1. Indicador de presión PI-1096.
2. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1096, PIC-18, PV-18, PV-19A,
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
146
2. Fuga en válvula.
3. Fuga en línea.
4. Abierto los venteos y drenes por error
humano.
en el equipo 13-F.
3. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera
explosiva.
4. Posibles daños al personal, al medio ambiente y a las
instalaciones.
3. Control de presión PIC-19 a la
válvula automática PV-19B.
4. Válvula de Seguridad RV-
13F.
4. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
5. Procedimiento para la
atención de emergencias.
PIC-19, PV-19B y de la válvula
de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
3. Dar seguimiento con las
prácticas contra incendio y uso del sistema contra incendio.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
FLUJO INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY PRESIÓN
1. Falla del lazo de control de la válvula
automática completamente cerrada
PV-19A.
2. Línea Rota.
1. Disminución de presión en el equipo 13-F.
2. Vaporización de producto
en el equipo 13-F.
3. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
4. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
1. Indicador de presión PI-1096.
2. Válvula de Seguridad RV-13F.
3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a la
válvula automática PV-19B.
5. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
6. Procedimiento para la atención de emergencias.
7. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1096, PV-19A, PIC-18, PV-18,
PIC19, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de calibración de espesores en
circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las
prácticas contra incendio y uso del sistema contra incendio.
MÁS PRESIÓN 1. Mayor presión en el domo de la
depropanizadora.
1. Aumento de presión en el equipo 13-F y sobrepresión
del mismo.
1. Indicador de presión PI-1096.
2. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
3. Control de presión PIC-18 a la
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1096, PV-19A, PIC-18, PV-18,
PIC19, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
147
válvula automática PV-18.
4. Recorridos operacionales
para la toma de lectura de las
variables de operación.
5. Válvula de Seguridad RV-
13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS PRESIÓN
1. Menor presión en el domo de la
depropanizadora.
2. Fuga en válvula PV-
19A.
3. Abierto los venteos y drenes por error
humano.
1. Vaporización de la mezcla en el equipo 13-F.
2. Sobrepresión en el equipo
13-F.
3. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
4. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
1. Indicador de presión PI-1096.
2. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
3. Válvula de Seguridad RV-
13F.
4. Recorridos operacionales para la toma de lectura de las
variables de operación.
5. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua
contra incendio).
6. Procedimiento para la atención de emergencias.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1096, PV-19A, PIC-18, PV-18,
PIC19, PV-19B y de la válvula de
seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
3. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY
TEMPERATURA 1. Falla del lazo de
control de la válvula automática
completamente cerrada PV-19A.
2. Línea Rota.
1. Disminución de presión en
el equipo 13-F.
2. Vaporización de producto en el equipo 13-F.
3. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
4. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las
instalaciones.
1. Indicador de presión PI-1096.
2. Válvula de Seguridad RV-
13F.
3. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a la
válvula automática PV-19B.
5. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos PI-
1096, PV-19A, PIC-18, PV-18, PIC19, PV-19B y de la válvula de
seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
148
(extinguidores, red de agua
contra incendio).
6. Procedimiento para la
atención de emergencias.
7. Programa de calibración de espesores en circuitos (líneas).
3. Continuar con el programa de
calibración de espesores en circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
MÁS
TEMPERATURA
1. Mayor temperatura en
el domo de la depropanizadora.
2. Fuerte radiación
solar.
1. Aumento de la temperatura
en el equipo 13-F.
2. Sobrepresión en el equipo 13-F.
1. Indicador de temperatura TI-
1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicador de presión PI-1096.
3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
5. Válvula de Seguridad RV-13F.
6. Espreas en el equipo 13-F de
la red de contra incendio.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos TI-1-
61, PI-1096, PV-19A, PIC-18, PV-18, PIC19, PV-19B y de la válvula
de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
MENOS
TEMPERATURA
1. Menor temperatura
en el domo de la depropanizadora.
1. Condensación de los
vapores en el equipo 13-F.
2. Aumento de nivel en el equipo 13-F.
3. Disminución de presión y
vaporización de la mezcla en el equipo 13-F.
1. Indicador de Nivel LG-21 en
el equipo 13-F.
2. Controlador Registrador de Nivel LRC-26.
3. Indicador de presión PI-1096.
4. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
5. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
6. Válvula de Seguridad RV-
13F.
7. Recorridos operacionales para la toma de lectura de las
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-
21, LRC-26, PI-1096, PV-19A, PIC-18, PV-18, PIC19, PV-19B y
de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
149
variables de operación.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
FLUJO INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
2. CORRIENTE
PROVENIENTE DE 7-E/7-F.
NO HAY FLUJO 1. Falla del lazo de
control de la válvula automática
completamente cerrada PV-18.
2. Equipo 7-F y 7-E
vacios.
3. Válvulas de 4”
cerrada por error humano.
4. Línea Rota.
5. Cierre de las laterales
y el by- pass por error humano.
6. Abierto los venteos y drenes por error
humano.
1. Bajo nivel en el equipo 13-
F.
2. Derrame de producto en el área y presencia de atmósfera
explosiva.
3. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
2. Controlador Registrador de Nivel LRC-26 en el equipo 13-F.
3. Indicador de Nivel LG-36 en
el Equipo 7-F.
4. Alarma por bajo Nivel LAL-36
en el equipo 7-F.
5. Indicadores de Nivel LG-28A/B en el Equipo 7-E.
6. Alarma por bajo Nivel LAL-35
en el equipo 7-E.
7. Recorrido en campo y toma
de lectura de nivel en indicadores de campo y tablero
de control.
8. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
9. Procedimiento para la atención de emergencias.
10. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-
21, LRC-26, LG-36, LG-28A/B, LAL-35/36, PV-18.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de calibración de espesores en
circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
MÁS FLUJO 1. Falla del lazo de control de la válvula
automática completamente abierta
PV-18.
1. Aumento de nivel en el equipo 13-F.
2. Aumento de presión en el
equipo 13-F y sobrepresión del mismo.
1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
2. Controlador Registrador de
Nivel LRC-26 en el equipo 13-F.
3. Válvula de Seguridad RV-
D 1.- Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos LG-21, LRC-26, PI-1096, PIC-19, PV-
18, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
150
13F.
4. Indicador de presión PI-1096.
5. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS FLUJO 1. Falla del lazo de control de la válvula
automática semiabierta PV-18.
2. Alguna válvula de 4”
cerrada por error
humano.
3. Fugas en válvulas.
4. Abierto los venteos y drenes por error
humano.
1. Bajo nivel en el equipo 13-F.
2. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
3. Posibles daños al personal, al medio ambiente y a las
instalaciones.
1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
2. Controlador Registrador de
Nivel LRC-26.
3. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio (extinguidores, red de agua
contra incendio).
4. Procedimiento para la atención de emergencias.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos LG-21, LRC-26, PV-18, PIC-18.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
3. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY PRESIÓN
1. Falla del lazo de control de la válvula
automática completamente cerrada
PV-18.
2. Equipo 7-F y 7-E vacios.
3. Válvulas de 4” cerrada por error
humano.
4. Cierre de las laterales y el by- pass por error
humano.
5. Línea Rota.
1. Bajo nivel en el equipo 13-F.
2. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
3. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las
instalaciones.
1. Indicador de presión PI-1095.
2. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
3. Controlador Registrador de
Nivel LRC-26.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de nivel en indicadores de campo y tablero
de control.
5. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
6. Procedimiento para la
atención de emergencias.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095, LG-21, LRC-26, PV-18 y
PIC-18.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de
calibración de espesores en circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las
prácticas contra incendio y uso del sistema contra incendio.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
151
7. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
MÁS PRESION 1. Mayor presión en la línea proveniente de 7-E
y 7-F.
1. Aumento de presión en el equipo 13-F.
1. Indicadores de presión PI-1095 /1096.
2. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Válvula de Seguridad RV-
13F.
5. Recorridos operacionales
para la toma de lectura de las variables de operación.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-
1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS
PRESIÓN
1. Menor presión en la
línea proveniente de 7-E y 7-F.
1. Vaporización de la mezcla
en el equipo 13-F.
2. Sobrepresión del equipo 13-F.
1. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
4. Válvula de Seguridad RV-13F.
5. Recorridos operacionales
para la toma de lectura de las variables de operación.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos PI-
1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY
TEMPERATURA
1. Falla del lazo de
control de la válvula automática
completamente cerrada PV-18.
2. Equipo 7-F y 7-E
1. Bajo nivel en el equipo 13-
F.
2. Derrame de producto en el área y presencia de atmósfera
explosiva.
1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
2. Controlador Registrador de Nivel LRC-26 en el equipo 13-F.
3. Recorrido en campo y toma
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-21
y LRC-26, PIC-18, PV-18.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
152
vacios.
3. Válvulas de 4”
cerrada por error
humano.
4. Cierre de las laterales y el by- pass por error
humano.
5. Línea Rota.
3. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
de lectura de nivel en
indicadores de campo y tablero de control.
4. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
5. Procedimiento para la
atención de emergencias.
6. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de calibración de espesores en
circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
MÁS TEMPERATURA
1. Mayor temperatura en la línea proveniente de
7-E y 7-F.
2. Fuerte radiación solar.
1. Aumento de la temperatura en el equipo 13-F y
vaporización de la mezcla.
2. Aumento de presión en el equipo 13-F.
1. Indicador de temperatura TI-1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
5. Válvula de Seguridad RV-13F.
6. Espreas en el equipo 13-F del
sistema de contra incendio.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos TI-1-61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,
PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS TEMPERATURA
1. Menor temperatura en la línea proveniente de
7-E y 7-F.
1. Disminución de temperatura en el equipo 13-F.
2. Baja presión en el equipo 13-F y vaporización de la
mezcla.
3. Aumento de presión en el equipo 13-F.
1. Indicador de temperatura TI-1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos TI-1-
61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
153
5. Válvula de Seguridad RV-
13F.
6. Recorridos operacionales
para la toma de lectura de las variables de operación.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
3. LÍNEA DE DESFOGUE DE RV-
13F.
NO HAY FLUJO 1. Tanque 13-F operando en forma
Normal.
NO APLICA
1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
5. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos LG-
21, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MÁS FLUJO 1. Válvula de seguridad RV-13F completamente
abierta por sobrepresión de equipo 13-F.
2. Falla de válvula de
seguridad abierta.
2. Abierto el by-pass por
error humano.
1. Disminución de presión en el equipo 13-F.
2. Vaporización de la mezcla.
3. Bajo Nivel en el equipo 13-
F.
1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
5. Recorrido en campo y toma de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos LG-21, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,
PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS FLUJO 1. Fuga en Brida. 1. Derrame de producto en el 1. Indicadores de presión PI- D 1. Seguir cumpliendo con el
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
154
2. Línea Rota.
3. Abierto el by-pass por
error humano.
área y presencia de atmósfera
explosiva.
2. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
5. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio (extinguidores, red de agua
contra incendio).
6. Procedimiento para la atención de emergencias.
7. Programa de calibración de espesores en circuitos (líneas).
programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de
calibración de espesores en circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las
prácticas contra incendio y uso del sistema contra incendio.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY PRESIÓN
1. Tanque 13-F vacio. NO APLICA 1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
D 1. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MÁS PRESIÓN 1. Válvula de seguridad
RV-13F completamente abierta por sobrepresión
del equipo 13-F.
NO APLICA 1. Indicador de presión PI-1096.
2. By-pass en la RV-13F.
3. Válvula de seguridad RV-13F.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos PI-
1096 y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
MENOS 1. Fuga en Brida. 1. Derrame de producto en el 1. Indicadores de presión PI- D 1. Seguir cumpliendo con el
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
155
PRESIÓN 2. Línea Rota. área y presencia de atmósfera
explosiva.
2. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
5. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
6. Procedimiento para la
atención de emergencias.
7. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de
calibración de espesores en circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las
prácticas contra incendio y uso del sistema contra incendio.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY
TEMPERATURA
1. Tanque 13-F vacio. NO APLICA 1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
D 1. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero
MÁS
TEMPERATURA
1. Aumento de
temperatura en el
equipo 13-F.
2. Fuerte radiación solar.
1. Sobrepresión del equipo 13-
F.
1. Indicador de temperatura TI-
1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos TI-1-61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,
PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
156
5. Válvula de seguridad RV-13F.
6. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
7. Espreas en el equipo 13-F del
sistema de contra incendio.
MENOS TEMPERATURA
1. Disminución de temperatura en el
equipo 13-F.
1. Vaporización de la mezcla en el equipo 13-F.
2. Aumento de presión en el
equipo 13-F.
1. Indicador de temperatura TI-1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
5. Válvula de seguridad RV-13F.
6. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
7. Válvula de seguridad RV-13F.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos TI-1-61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,
PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
4. SALIDA DE VAPORES DEL 13-F A
15-F.
NO HAY FLUJO 1. Falla del lazo de control de la válvula
automática completamente cerrada
PV-19B.
2. Cierre de las laterales y del by-pass por error
humano.
3. Línea Rota.
1. Aumento de presión en el equipo 13-F y Sobrepresión
del mismo.
2. Derrame de producto en el área y presencia de atmósfera
explosiva.
3. Posibles daños al personal, al medio ambiente y a las
instalaciones
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a la válvula automática PV-19A.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
157
indicadores de campo y tablero
de control.
5. Válvula de Seguridad RV-
13F.
6. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
7. Procedimiento para la
atención de emergencias.
8. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de
calibración de espesores en
circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
MÁS FLUJO 1. Falla del lazo de control de la válvula
automática completamente abierta
PV-19B.
1. Disminución de presión en el equipo 13-F y vaporización
de la mezcla.
2. Aumento de presión en el equipo 15-F.
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a la válvula automática PV-19A.
4. Recorrido en campo y toma de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
5. Válvula de Seguridad RV-
15F.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-15F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS FLUJO 1. Falla del lazo de control de la válvula
automática semiabierta
PV-19B.
2. Fuga en válvula.
3. Línea Rota.
1. Aumento de presión en el equipo 13-F y sobrepresión
del mismo.
2. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
3. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a la
válvula automática PV-19A.
4. Válvula de Seguridad RV-13F.
5. Recorrido en campo y toma
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-
1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
158
de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
6. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
7. Procedimiento para la
atención de emergencias.
8. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
3. Continuar con el programa de
calibración de espesores en circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY
PRESIÓN
1. Tanque 13-F vacio. NO APLICA 1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
D 1. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
MÁS PRESIÓN 1. Falla del lazo de
control de la válvula
automática completamente cerrada
PV-19B.
1. Sobrepresión en el equipo
13-F.
1. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a la válvula automática PV-19A.
4. Válvula de Seguridad RV-
13F.
5. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS PRESIÓN
1. Fuga en válvula.
2. Línea Rota.
1. Disminución de presión en el equipo 13-F y vaporización
de la mezcla.
2. Derrame de producto en el área y presencia de atmósfera
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
159
explosiva.
3. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las
instalaciones.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
5. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio (extinguidores, red de agua
contra incendio).
6. Procedimiento para la
atención de emergencias.
7. Programa de calibración de espesores en circuitos (líneas).
2. Continuar con el programa de
calibración de espesores en circuitos (líneas).
3. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
4. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY
TEMPERATURA
1. Tanque 13-F vacio. NO APLICA 1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
D 1. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
MÁS
TEMPERATURA
1. Aumento de
temperatura en el equipo 13-F.
1. Aumento de presión en el
equipo-13-F y vaporización de la mezcla.
1. Indicador de temperatura TI-
1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
5. Válvula de Seguridad RV-
13F.
6. Recorrido en campo y toma
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos TI-1-
61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
160
de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
7. Espreas en el equipo 13-F del sistema de contra incendio.
MENOS
TEMPERATURA
1. Disminución de
temperatura en el equipo 13-F.
1. Disminución de presión en
el equipo 13-F.
2. Vaporización de la mezcla.
1. Indicador de temperatura TI-
1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
6. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos TI-1-
61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
5. SALIDA DE PRODUCTO HACIA LA
BOMBA 16J/JA.
NO HAY FLUJO 1. Tanque 13-F vacio.
2. Línea Rota.
1. Bajo nivel en el equipo 13-F.
2. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
3. Posibles daños al personal, al medio ambiente y a las
instalaciones.
1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
2. Controlador Registrador de
Nivel LRC-26 en el equipo 13-F.
3. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio (extinguidores, red de agua
contra incendio).
4. Procedimiento para la atención de emergencias.
5. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos LG-21, LRC-26.
2. Continuar con el programa de
calibración de espesores en
circuitos (líneas).
3. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
4. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
161
MÁS FLUJO 1. Válvula de 3” directo
a drenaje cerrada.
2. Válvula de 3”
conectada a la salida de la línea al 25-F abierta.
1. Bajo nivel en el equipo 13-
F.
2. Bajo nivel en el equipo 25-
F.
1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
2. Indicador de Nivel LG-22 en
el Equipo 25-F.
3. Controlador Registrador de Nivel LRC-26 en el equipo 13-F.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-
21/22, LRC-26.
2.- Recorridos operacionales y
verificación de niveles en campo en LG's.
MENOS FLUJO 1. Válvula de 3” directo
a drenaje abierto.
2. Válvula de 3” conectada a la salida de
la línea al 25-F cerrada.
1. Bajo nivel en el equipo 13-
F.
2. Alto nivel en el equipo 25-F.
1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
2. Indicador de Nivel LG-22 en el Equipo 25-F.
3. Controlador Registrador de Nivel LRC-26 en el equipo 13-F.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-
21/22, LRC-26.
2.- Recorridos operacionales y
verificación de niveles en campo en LG's.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY PRESIÓN
1. Tanque 13-F vacio.
2. Línea Rota.
1. Bajo nivel en el equipo 13-F.
2. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera
explosiva.
3. Posibles daños al personal, al medio ambiente y a las
instalaciones.
1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
2. Controlador Registrador de
Nivel LRC-26 en el equipo 13-F.
3. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio (extinguidores, red de agua
contra incendio).
4. Procedimiento para la atención de emergencias.
5. Programa de calibración de espesores en circuitos (líneas).
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos LG-21, LRC-26.
2. Continuar con el programa de calibración de espesores en
circuitos (líneas).
3. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
4. Dar seguimiento con las
prácticas contra incendio y uso del sistema contra incendio.
MÁS PRESIÓN 1. Aumento de presión
en el equipo 13-F.
1. Sobrepresión del equipo 25-
F.
1. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos PI-
1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
162
las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
5. Válvula de Seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS
PRESIÓN
1. Disminución de
presión en el equipo 13-F.
2. Fuga en brida.
3. Válvula de 3” abierta a drenaje.
1. Vaporización de producto
en el equipo 13-F.
2. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
3. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
1. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
5. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
6. Procedimiento para la
atención de emergencias.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos PI-
1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY TEMPERATURA
1. Tanque 13-F vacio. NO APLICA 1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
D 1. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MÁS TEMPERATURA
1. Aumento de temperatura en el
equipo 13-F.
1. Aumento de presión en el equipo-13-F y vaporización de
producto.
1. Indicador de temperatura TI-1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos TI-1-61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
163
1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
5. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
6. Espreas en el equipo 13-F del
sistema de contra incendio.
PIC-19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS TEMPERATURA
1. Disminución de temperatura en el
equipo 13-F.
1. Disminución de presión en el equipo 13-F.
2. Vaporización de producto
en el equipo 13-F.
1. Indicador de temperatura TI-1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-
1095/1096. 3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
5. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos TI-1-61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,
PIC-19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
6. ENTRADA DE VAPOR DE MEDIA.
NO HAY FLUJO 1. Válvula de 2” cerrada.
2. Línea Rota.
3. Abierto drene por error humano.
1. Disminución de presión en el equipo 13-F y vaporización
de la mezcla.
2. Daños al personal.
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar con el programa de calibración de espesores en
circuitos (líneas).
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
164
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
5. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
3. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MÁS FLUJO 1. Válvula de 2” abierta. 1. Aumento de presión en el equipo 13-F y sobrepresión
del mismo.
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
5. Válvula de Seguridad RV-13F.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS FLUJO 1. Válvula de 2”
semiabierta.
2. Fuga en válvula.
3. Abierto drene por
error humano.
1. Disminución de presión en
el equipo 13-F y vaporización
de la mezcla.
1. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY
PRESIÓN
1. Válvula de 2” cerrada.
2. Abierto drene por
1. Disminución de presión en
el equipo 13-F y vaporización de la mezcla.
1. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos PI-
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
165
error humano.
3. Línea Rota.
2. Daños al personal. 2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
5. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar con el programa de
calibración de espesores en circuitos (líneas).
3. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
MÁS PRESIÓN 1. Mayor presión en la línea de vapor de media.
1. Aumento de presión en el equipo 13-F y sobrepresión
del mismo.
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B. 4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
5. Válvula de Seguridad RV-
13F.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS PRESIÓN
1. Menor presión en la línea de vapor de media.
2. Fuga en válvula.
3. Abierto drene por error humano.
1. Disminución de presión en el equipo 13-F y vaporización
de producto.
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
166
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY
TEMPERATURA
1. Línea Rota. 1. Disminución de presión en
el equipo 13-F y vaporización de la mezcla.
2. Daños al personal.
1. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
5. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos PI-
1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de calibración de espesores en
circuitos (líneas).
MÁS
TEMPERATURA
1. Mayor Temperatura
en la línea de vapor de media.
2. Fuerte radiación
solar.
1. Aumento de presión en la
línea y sobrepresión en el equipo 13-F.
1. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
5. Válvula de Seguridad RV-
13F.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos PI-
1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
MENOS TEMPERATURA
1. Menor Temperatura en la línea de vapor de
media.
1. Disminución de presión en la línea y en el equipo 13-F.
2. Vaporización de producto
en el equipo13-F.
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
167
y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
7. SALIDA AL EQUIPO 25-F.
NO HAY FLUJO 1. Tanque 13-F vacio.
2. Línea Rota.
1. Bajo Nivel en el equipo 25-F.
2. Posibles daños al personal y al medio ambiente.
1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
2. Indicador de Nivel LG-22 en el Equipo 25-F.
3. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio (extinguidores, red de agua
contra incendio).
4. Procedimiento para la atención de emergencias.
5. Programa de calibración de espesores en circuitos (líneas).
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos LG-
21/22.
2.- Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de calibración de espesores en
circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las
prácticas contra incendio y uso del sistema contra incendio.
MÁS FLUJO 1. Válvula de 3” cerrada.
2. Alto nivel en el equipo
13-F.
1. Alto Nivel en el equipo 25-F.
1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
2. Indicador de Nivel LG-22 en el Equipo 25-F.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-
21/22.
2. Continuar con los recorridos
operacionales y verificación de niveles en campo en LG's.
MENOS FLUJO 1. Válvula de 3” abierta.
2. Fuga en bridas.
3. Bajo nivel en el
equipo 13-F.
1. Bajo Nivel en el equipo 25-
F.
2. Derrame de producto en el área y presencia de atmósfera
explosiva.
3. Posibles daños al personal y al medio ambiente.
1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
2. Indicador de Nivel LG-22 en el Equipo 25-F.
3. Recorrido en campo y toma
de lectura de nivel en indicadores de campo y tablero
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-21
y LG-22.
2. Continuar con los recorridos operacionales y verificación de
niveles en campo en LG's.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
168
de control.
4. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
5. Procedimiento para la
atención de emergencias.
3. Dar seguimiento con las
prácticas contra incendio y uso del sistema contra incendio.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY PRESIÓN
1. Tanque 13-F vacio. NO APLICA 1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.
D 2.- Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MÁS PRESIÓN 1. Mayor presión en el equipo 13-F.
1. Aumento de presión y sobrepresión del equipo 25-F.
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
5. Válvula de Seguridad RV-
13F.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
MENOS
PRESIÓN
1. Disminución de
presión en el equipo 13-
F.
2. Fuga en bridas.
1. vaporización de la mezcla
en el equipo13-F.
2. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
3. Posibles daños al personal
y al medio ambiente.
1. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
2. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
3. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-
19, PV-19A, PV-19B.
3. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
169
4. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
5. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio (extinguidores, red de agua
contra incendio).
6. Procedimiento para la atención de emergencias.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY
TEMPERATURA
1. Tanque 13-F vacio. NO APLICA 1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
D 1. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
MÁS
TEMPERATURA
1. Mayor temperatura en
el equipo 13-F.
2. Fuerte radiación
solar.
1. Aumento de presión y
sobrepresión del equipo 13-F.
2. sobrepresión del equipo 25-
F.
1. Indicador de temperatura TI-
1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
5. Recorrido en campo y toma de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
6. Espreas en el equipo 13-F del
sistema contra incendio.
7. Válvula de Seguridad RV-13F.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos TI-1-
61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,
PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
MENOS 1. Menor temperatura en 1. Baja temperatura en el 1. Indicador de temperatura TI- D 1. Seguir cumpliendo con el
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
170
TEMPERATURA el equipo 13-F. equipo 25-F.
2. Disminución de presión en
el equipo 13-F.
2. Vaporización de la mezcla
en el equipo 13-F.
1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
3. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
4. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A
y PV-19B.
5. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos TI-1-61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,
PIC-19, PV-19A, PV-19B.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
8. EQUIPO 13-F. NO HAY FLUJO NO APLICA NO APLICA
En este caso no aplica porque
es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA
MÁS FLUJO NO APLICA NO APLICA En este caso no aplica porque es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA
MENOS FLUJO NO APLICA NO APLICA En este caso no aplica porque
es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA
ADEMÁS DE FLUJO
NO APLICA NO APLICA En este caso no aplica porque es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE
FLUJO NO APLICA NO APLICA
En este caso no aplica porque
es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA
INVERSO FLUJO NO APLICA NO APLICA En este caso no aplica porque es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE
FLUJO NO APLICA NO APLICA
En este caso no aplica porque
es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA
NO HAY PRESIÓN
1. Falla del lazo de control de la válvula
automática
completamente cerrada PV-19A.
2. Falla del lazo de
control de la válvula automática
completamente cerrada PV-18.
1. Derrame de producto en el área y presencia de atmósfera
explosiva.
2. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
3. Procedimiento para la
atención de emergencias.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos PI-
1095/1096, PIC-19, PV-19A, PV-19B, PIC-18, PV-18 y de la
válvula de seguridad RV-13F.
2. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
171
3. Falla del lazo de
control de la válvula automática
completamente abierta
PV-19B.
4. Línea Rota proveniente del domo de
la depropanizadora.
5. Línea rota proveniente del 7-E y 7-
F.
6. Cierre de las laterales
y el by- pass por error humano.
7. Venteo y drenes
abierto por error humano.
4. Programa de calibración de
espesores en circuitos (líneas).
3. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de
operación campo-tablero.
4. Continuar con el programa de calibración de espesores en
circuitos (líneas).
MÁS PRESIÓN 1. Falla del lazo de
control de la válvula automática
completamente abierta
PV-19A.
2. Falla del lazo de control de la válvula
automática completamente cerrada
PV-19B.
3. Falla del lazo de
control de la válvula automática
completamente abierta PV-18.
4. Mayor presión en el
domo de la depropanizadora.
5. Mayor presión en la línea de vapor de media.
2. Sobrepresión del equipo 13-
F.
2. Alto nivel en el equipo 13-F.
3. Deformación del equipo 13-
F por bajos espesores.
1. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-
1095/1096.
3. By-pass de la válvula de seguridad RV-13-F.
4. Venteo en el equipo 13-F.
5. Válvula de Seguridad RV-
13F.
6. Recorrido en campo y toma
de lectura de presión en indicadores de campo y tablero
de control.
7. Programa de calibración de espesores en equipos.
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-
21, PI-1095/1096, PIC-19, PV-
19A, PV-19B, PIC-18, PV-18 y de la válvula de seguridad RV-
13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de
calibración de espesores en equipos.
4. Instalar alarma por alta presión
PAH con señal al SCD.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
172
6. Mayor presión en la
línea proveniente de 7-E y 7-F.
7. Falla de válvula de seguridad RV-13F
cerrada.
MENOS PRESIÓN
1. Falla del lazo de control de la válvula
automática semiabierta PV-19A.
2. Falla del lazo de
control de la válvula
automática semiabierta PV-18.
3. Falla del lazo de
control de la válvula automática PV-19B
completamente abierta.
4. Menor presión en la línea proveniente del
domo de la
depropanizadora.
5. Menor presión en la línea proveniente de 7-E
y 7-F.
6. By-pass de la válvula de seguridad RV-13F
abierto.
7. Venteos y drenes
abierto por error humano.
8. Válvula cerrada en
línea de vapor de media o línea rota.
9. Fugas en válvulas y bridas.
1. Vaporización de la mezcla en el equipo 13-F.
2. Bajo nivel en el equipo 13-
F.
3. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
4. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
1. Indicadores de presión PI-1095/1096.
2. Indicador de Nivel LG-21 en
el Equipo 13-F.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
5. Válvula de Seguridad RV-13F.
6. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
7. Procedimiento para la
atención de emergencias.
8. Programa de calibración de espesores en circuitos (líneas).
9. Recorrido en campo y toma de lectura de presión en
indicadores de campo y tablero de control.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos LG-21, PI-1095/1096, PIC-19, PV-
19A, PV-19B, PIC-18, PV-18 y de la válvula de seguridad RV-
13F.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de
calibración de espesores en circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso
del sistema contra incendio.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
173
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
NO HAY
TEMPERATURA
1. Falla del lazo de
control de la válvula automática
completamente cerrada PV-19A.
2. Falla del lazo de
control de la válvula
automática completamente cerrada
PV-18.
3. Falla del lazo de control de la válvula
automática completamente abierta
PV-19B.
4. Línea Rota.
5. Cierre de las laterales
y el by- pass por error humano.
6. Venteo abierto por
error humano.
1. Derrame de producto en el
área y presencia de atmósfera explosiva.
2. Posibles daños al personal,
al medio ambiente y a las instalaciones.
1. Indicador de temperatura TI-
1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-1095/1096.
3. Practicas contra incendio y
uso del sistema contra incendio
(extinguidores, red de agua contra incendio).
4. Procedimiento para la
atención de emergencias.
5. Programa de calibración de espesores en circuitos (líneas).
D 1. Seguir cumpliendo con el
programa de mantenimiento preventivo de instrumentos TI-1-
61, PI-1095/1096, PIC-19, PV-19A, PV-19B, PIC-18, PV-18.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
3. Continuar con el programa de calibración de espesores en
circuitos (líneas).
4. Dar seguimiento con las
prácticas contra incendio y uso del sistema contra incendio.
MÁS TEMPERATURA
1. Mayor temperatura en la línea proveniente del
domo de la
depropanizadora.
2. Mayor temperatura en la línea proveniente de
7-E y 7-F.
3. Mayor temperatura en la línea de vapor de
media.
4. Fuerte radiación
solar.
1. Vaporización de producto en el equipo 13-F.
2. Sobrepresión en el equipo 13-F.
1. Indicador de temperatura TI-1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-1095/1096.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
5. Válvula de Seguridad RV-
13F.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos TI-1-
61, PI-1095/1096, PIC-19, PV-19A, PV-19B, PIC-18, PV-18 y de
la válvula de seguridad RV-13F.
2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:
SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.
PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.
NODO/LÍNEA/ EQUIPO
P. CLAVE/ DESVIACIÓN
CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO
RECOMENDACIONES
174
6. Espreas en el equipo 13-F de
la red de contra incendio.
MENOS TEMPERATURA
1. Menor temperatura en la línea proveniente del
domo de la
depropanizadora.
2. Menor temperatura en la línea proveniente de
7-E y 7-F.
3. Menor temperatura en la línea de vapor de
media.
1. Condensación de vapores en las líneas.
2. Disminución de presión en el equipo 13-F.
3. Vaporización de la mezcla
en el equipo 13-F.
1. Indicador de temperatura TI-1-61 en el equipo 13-F.
2. Indicadores de presión PI-1095/1096.
3. Control de presión PIC-19 a
las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.
4. Control de presión PIC-18 a la
válvula automática PV-18.
D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento
preventivo de instrumentos TI-1-
61, PI-1095/1096, PIC-19, PV-19A, PV-19B, PIC-18, PV-18.
2. Continuar cumpliendo con las
rutinas operacionales de recorridos en campo y
verificación de las variables de operación campo-tablero.
ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA
EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA
CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.
175
CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.
4.1 ANÁLISIS DEL CÁLCULO DE LA PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA
(PMTP).
Fig. 4.1 Gráfica cuando ocurre un evento de aumento de presión en el equipo 13-F.
Tabla 4.1 Relación de presiones del equipo 13-F.
PMTP(ENV) (kg/cm2)
PMTP(CAS) (kg/cm2)
RV (kg/cm2)
PD (kg/cm2)
PO (kg/cm2)
11.77 12.65 12.65 12.65 11.03
Presentando un evento hipotético y considerando la presión como parámetro
crítico, cuando por causa de una falla de operación en el proceso, la presión aumentará
hasta alcanzar los valores mostrados en la fig. 4.1 y tabla 4.1 en un determinado tiempo
y a causa de esto se menciona lo siguiente:
Como se ve en la tabla 4.1 y analizando los resultados obtenidos, la PMTP (Env)
es menor que el ajuste del dispositivo de seguridad RV-13F y de la Presión de diseño,
CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.
176
tomando en cuenta que el punto de ajuste de la válvula de seguridad en ningún caso
será mayor a la Presión Máxima de Trabajo Permitida.
Por lo tanto cuando la presión de operación empiece a aumentar por alguna
causa, como se ve en la fig. 4.1, al alcanzar la PMTP (Env) el equipo se sobre
presionaría y en caso extremo hasta deformarse y explotar por el producto que maneja,
ya que la RV-13F no relevará sino hasta alcanzar su punto de ajuste, provocando así
posibles daños al personal, al medio ambiente y a las instalaciones.
4.2 ANÁLISIS DEL CÁLCULO DEL ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO EN EL EQUIPO.
Fig. 4.2 Gráfica donde se visualiza los espesores del equipo 13-F.
Tabla 4.2 Relación de espesores del equipo 13-F.
tR (ENV) (cm)
tR (CAS) (cm)
EMA (ENV) (cm)
EMA (CAS) (cm)
EN (cm)
1.13 0.96 0.87 1.46 1.30
CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.
177
Como se ve en la fig. 4.2, representado espesores tanto de diseño, mediciones
actuales y mínimos requeridos para el equipo, en un lapso de tiempo se nota el
desgaste que ha venido tomando la placa del espesor de diseño de la parte del
envolvente, de esta manera mencionamos a continuación lo siguiente:
Los resultados obtenidos después del cálculo para los espesores mínimos
requeridos para el equipo, como se muestra en la tabla 4.2, observamos que para el
espesor mínimo requerido en el lado del envolvente es 1.13 cm, lo cual nos dice que es
mayor que el espesor mínimo actual de 0.87 cm medición dada en la calibración de
espesores, y en base al espesor original ha sufrido desgaste de 1.30 cm a 0.87 cm con
el cual cuenta el equipo. Por lo tanto el equipo no cuenta con el espesor suficiente para
soportar la presión interna con las condiciones de operación actuales.
En la parte de los casquetes el valor calculado del espesor mínimo requerido es
de 0.96 cm, el cual es menor que el espesor mínimo actual de 1.46 cm, y este es mayor
que el espesor original de 1.3 cm, esto nos dice que no ha tenido desgaste desde su
puesta en operación. Sin embargo se dice que el equipo está sobre diseñado por tener
un espesor elevado, con lo que se asume que el equipo puede soportar las
condiciones de operación actuales en la parte del casquete. En la fig. 4.2 se muestra la
relación de los espesores.
CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.
178
4.3 ANÁLISIS DEL CÁLCULO DEL ÍNDICE DE DEGRADACIÓN Y DE LA VIDA
REMANENTE DEL EQUIPO.
Fig. 4.3 Comparación del índice de degradación calculado y del índice de degradacion permisible.
Tabla 4.3 Relación de la Dmax,VUE, FPME y FRP del equipo 13-F.
Derivado del estudio y de los resultados obtenidos, la velocidad de desgaste que
ha venido teniendo el equipo con el tiempo desde su puesta en operación, el valor del
desgaste ha sido minimo, con el cual mencionamos lo siguiente:
Como se muestra en la fig. 4.3 y la tabla 4.3, los resultados del calculo del indice
de degradacion es de 0.08 mpa, el cual indica que no es un valor critico, ya que se
considera crítico cuando la velocidad es mayor a 0.51 milímetros por año.
Dmax (mpa)
VUE (ENV) (Años)
VUE (CAS) (Años)
VUE MIN (Años)
FPME FRP
0.08 -33 63 -33 1996 1974
CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.
179
Así mismo, se ha realizado el cálculo de la vida remanente del equipo, la fecha
de próxima medición y fecha de retiro probable, para las condiciones actuales de
operación, donde se obtuvieron valores que nos permite decir que el equipo no puede
continuar operando, como se muestra en la Tabla 4.3. Para el caso de la envolvente dio
un valor de -33 años, la fecha próxima de medición 1996 y la fecha de retiro probable
1974, el cual indica que el equipo no tiene más vida útil.
4.4 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS HAZOP.
Los resultados del análisis de riesgos HAZOP se muestran en los formatos que
se incluyen en el capítulo III de este trabajo.
En este caso las consecuencias más severas que se pudiera presentar serian la
pérdida de contención de vapores que se suministra del domo de la depropanizadora 6-
E, la pérdida de contención de la corriente que viene de los equipos 7-E y 7-F, de la
línea que va hacia las bombas y la línea que se dirige al equipo 15-F, generando la
formación de una nube explosiva con posibles daños al personal, al medio ambiente y a
las instalaciones.
Otro aspecto muy importante es la sobrepresión del equipo 13-F, como se
analizó anteriormente la válvula se seguridad no relevara hasta alcanzar su punto de
ajuste, el cual es un riesgo inminente. Esta consecuencia se menciona en los formatos
HAZOP y las medidas preventivas y/o correctivas para mitigar en caso que se presente
este evento.
En las siguientes tablas se muestran los posibles eventos que se pudieran
generar:
CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.
180
PLANTA CATALÍTICA 1 EQUIPO 13-F N
úm
ero
de e
sc
en
ari
o
No
do
de r
efe
ren
cia
Desvia
ció
n d
e re
fere
nc
ia
Nombre del nodo Descripción del nodo Consecuencia
Cate
go
ría
de f
recu
en
cia
Afe
cta
cio
nes a
las p
ers
on
as
Afe
cta
cio
nes a
l am
bie
nte
Afe
cta
cio
nes a
l n
eg
ocio
Afe
cta
cio
nes a
la im
ag
en
1 1 1.2
Corriente
proveniente del
domo de la
depropanizadora
Equipo 13-F: Línea del 6-E,
desde la brida del domo hasta
la brida de entrada al 13-F.
Liberación de vapores
sin incendio, con
posibles afectaciones
a las personas, al
ambiente, al negocio
y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
2 1 1.2
Corriente
proveniente del
domo de la
depropanizadora
Equipo 13-F: Línea del 6-E,
desde la brida del domo hasta
la brida de entrada al 13-F.
Liberación de vapores
con incendio, con
posibles afectaciones
a las personas, al
ambiente, al negocio
y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
3 1 1.2
Corriente
proveniente del
domo de la
depropanizadora
Equipo 13-F: Línea del 6-E,
desde la brida del domo hasta
la brida de entrada al 13-F.
Liberación de vapores
con explosión de la
nube, con posibles
afectaciones a las
personas, al ambiente,
al negocio y/o a la
imagen.
1 1 1 1 1
4 2 2.2
Corriente
proveniente de 7-
E/7-F
Equipo 13-F: Línea desde la
brida del 7-E y 7-F hasta la
brida de entrada al 13-F.
Formación de vapores
sin incendio, con
posibles afectaciones
a las personas, al
ambiente, al negocio
y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
5 2 2.2
Corriente
proveniente de 7-
E/7-F
Equipo 13-F: Línea desde la
brida del 7-E y 7-F hasta la
brida de entrada al 13-F.
Formación de vapores
con incendio, con
posibles afectaciones
a las personas, al
ambiente, al negocio
y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
6 2 2.2
Corriente
proveniente de 7-
E/7-F
Equipo 13-F: Línea desde la
brida del 7-E y 7-F hasta la
brida de entrada al 13-F.
Formación de vapores
con explosión de la
nube, con posibles
afectaciones a las
personas, al ambiente,
al negocio y/o a la
imagen.
1 1 1 1 1
7 3 3.2
Línea de
desfogue de RV-
13F.
Equipo 13-F: Salida de
desfogue desde la brida del
13-F hasta la interconexión de
la línea de desfogue
Liberación de vapores
sin incendio, con
posibles afectaciones
a las personas, al
ambiente, al negocio
y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.
181
PLANTA CATALÍTICA 1 EQUIPO 13-F N
úm
ero
de e
sc
en
ari
o
No
do
de r
efe
ren
cia
Desvia
ció
n d
e re
fere
nc
ia
Nombre del nodo Descripción del nodo Consecuencia
Cate
go
ría
de f
recu
en
cia
Afe
cta
cio
nes a
las p
ers
on
as
Afe
cta
cio
nes a
l am
bie
nte
Afe
cta
cio
nes a
l n
eg
ocio
Afe
cta
cio
nes a
la im
ag
en
8 3 3.2
Línea de desfogue de RV-
13F.
Equipo 13-F: Salida de desfogue desde la brida del
13-F hasta la interconexión de la línea de desfogue
Liberación de vapores con incendio, con
posibles afectaciones a las personas, al
ambiente, al negocio y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
9 3 3.2
Línea de desfogue de RV-
13F.
Equipo 13-F: Salida de desfogue desde la brida del
13-F hasta la interconexión de la línea de desfogue.
Liberación de vapores con explosión de la
nube, con posibles afectaciones a las
personas, al ambiente,
al negocio y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
10 4 4.2
Salida de vapores
del 13-F A 15-F.
Equipo 13-F: desde la brida de
salida hasta la brida de entrada del 15-F.
Liberación de vapores
sin incendio, con posibles afectaciones
a las personas, al ambiente, al negocio
y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
11 4 4.2
Salida de vapores del 13-F A 15-F.
Equipo 13-F: desde la brida de salida hasta la brida de
entrada del 15-F.
Liberación de vapores con incendio, con
posibles afectaciones a las personas, al
ambiente, al negocio
y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
12 4 4.2
Salida de vapores
del 13-F A 15-F.
Equipo 13-F: desde la brida de
salida hasta la brida de
entrada del 15-F.
Liberación de vapores
con explosión de la
nube, con posibles afectaciones a las
personas, al ambiente, al negocio y/o a la
imagen.
1 1 1 1 1
13 5 5.2
Salida de producto hacia la
bomba 16J/JA.
Equipo 13-F: desde la brida de salida hasta la brida de
entrada de la bomba 16 J/JA.
Formación de vapores sin incendio, con
posibles afectaciones a las personas, al
ambiente, al negocio
y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
14 5 5.2
Salida de
producto hacia la
bomba 16J/JA.
Equipo 13-F: desde la brida de
salida hasta la brida de
entrada de la bomba 16 J/JA.
Formación de vapores
con incendio, con
posibles afectaciones a las personas, al
ambiente, al negocio y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.
182
PLANTA CATALÍTICA 1 EQUIPO 13-F N
úm
ero
de e
sc
en
ari
o
No
do
de r
efe
ren
cia
Desvia
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fere
nc
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Nombre del nodo Descripción del nodo Consecuencia
Cate
go
ría
de f
recu
en
cia
Afe
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cio
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las p
ers
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cta
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l am
bie
nte
Afe
cta
cio
nes a
l n
eg
ocio
Afe
cta
cio
nes a
la im
ag
en
15 5 5.2
Salida de producto hacia la
bomba 16J/JA.
Equipo 13-F: desde la brida de salida hasta la brida de
entrada de la bomba 16 J/JA.
Formación de vapores con explosión de la
nube, con posibles afectaciones a las
personas, al ambiente, al negocio y/o a la
imagen.
1 1 1 1 1
16 6 6.2
Entrada de vapor
de media.
Equipo 13-F: desde el cabezal
hasta la brida de entrada del equipo.
Liberación de vapores,
con posibles afectaciones a las
personas.
1 1 1 1 1
17 7 7.2
Salida al equipo 25-F.
Equipo 13-F: desde la brida de salida hasta la brida de
entrada del equipo 25-F.
Formación de vapores sin incendio, con
posibles afectaciones a las personas, al
ambiente, al negocio y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
18 7 7.2
Salida al equipo
25-F.
Equipo 13-F: desde la brida de
salida hasta la brida de entrada del equipo 25-F.
Formación de vapores
con incendio, con posibles afectaciones
a las personas, al
ambiente, al negocio y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
19 7 7.2
Salida al equipo
25-F.
Equipo 13-F: desde la brida de
salida hasta la brida de entrada del equipo 25-F.
Formación de vapores
con explosión de la nube, con posibles
afectaciones a las personas, al ambiente,
al negocio y/o a la imagen.
1 1 1 1 1
CONCLUSIONES.
183
CONCLUSIONES.
Después de haber realizado este trabajo:
Concluimos que el equipo 13-F, a partir de los cálculos realizados y obtenidos,
no cumple con los requisitos mínimos para soportar la presión interna, ya que cuenta
con espesores que están por debajo de los mínimos requeridos para su operación en la
planta. Lo cual implica que es necesario emplazarlo y programar su sustitución
completa para evitar daños al personal, al medio ambiente y a las instalaciones.
Además de implementar, desarrollar y mejorar programas por parte de Pemex
Refinación en base al nivel y tipo de riesgo respecto a las condiciones operacionales
para mitigar y minimizar los riesgos que se pudieran presentar con las desviaciones
desarrolladas y analizadas en el análisis de riesgos por HAZOP.
Por otra parte la metodología desarrollada en este trabajo, basada en la
NOM-020-STPS-2002 en el punto 9.3 por la opción de expediente de integridad
mecánica y a la falta de información confiable, se desarrolló por el Método Alternativo
para restablecer los puntos como lo marca la tabla 1 de la misma norma, para el
cumplimiento con los requisitos de expediente de integridad mecánica, accediendo al
método por el Caso 1. Por lo tanto esta metodología puede ser de gran ayuda para
Pemex Refinación en la recopilación y elaboración de expedientes de integridad
mecánica, para mantener consistentes la información de los RSP que operan en el
centro de trabajo y los riesgos que se pueden generar durante una desviación de
operación.
Cabe mencionar que esta metodología también puede ser aplicada en centros de
trabajo como: Pemex Exploración Producción, Pemex Petroquímica y Pemex Gas y
Petroquímica Básica en donde operan RSP y que ayude a quien lo necesite aplicar
para el cumplimiento de la NOM.
Por consiguiente, de acuerdo en base a este estudio y considerando estos
resultados como base, Pemex de forma inmediata reemplazó el equipo 13-F usado por
otro nuevo, el cual actualmente se encuentra operando.
RECOMENDACIONES
184
RECOMENDACIONES.
De acuerdo al estudio realizado el equipo 13-F cuenta con niveles de espesores
muy por debajo del espesor mínimo requerido para soportar la presión de operación,
por lo que se recomienda el cambio de forma inmediata del recipiente usado por otro
nuevo.
Las recomendaciones emanadas del análisis HAZOP, se presentan a continuación.
No hay recomendaciones para el tipo de riesgo “A” “B” y “C”, ya que en el análisis
no resultaron estos tipos de riesgos, por consiguiente Pemex cuenta con programas
específicos para mitigar las posibles causas que originarían a estos eventos.
Derivado del estudio en cuestión se establecen como recomendaciones para el
tipo de riesgo “D” que dio como resultado en el análisis de riesgo más significativas, las
siguientes:
Medida No. Síntesis Descriptiva Grado de
Riesgo
1 Seguir cumpliendo con el Programa de medición de
espesores de líneas. D
2 Continuar con el cumplimiento de los programas de
mantenimiento preventivo de instrumentos. D
3 Continuar cumpliendo con el Programa de revisión y
calibración de válvulas de seguridad. D
4 Continuar manteniendo los cursos de actualización del
personal operativo. D
5
Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de
recorridos en campo y verificación de las variables de
operación campo-tablero.
D
Algunas de las recomendaciones emanadas del Análisis HAZOP son buenas
prácticas de operación, mantenimiento y seguridad industrial, siendo estas algunas de las
RECOMENDACIONES
185
protecciones para la prevención de eventos extraordinarios. Para dar cumplimiento a
éstas, se cuenta con programas de actividades establecidos y se recomienda la
continuación de su aplicación para el funcionamiento seguro de las instalaciones de la
planta, aun así cuando se reemplace al equipo 13-F. Algunas de ellas se dan a
continuación:
No. Buenas Prácticas de Operación (BPO)
1. Continuar cumpliendo con el programa de mantenimiento preventivo de
instrumentos.
2. Continuar cumpliendo con el programa de revisión y calibración de
válvulas de seguridad (PSV's).
3. Continuar realizando los recorridos operacionales y la toma de lectura
de variables importantes en el proceso.
4. Continuar con los programas de capacitación continua al personal
técnico y operario.
5. Continuar cumpliendo con el programa de medición y calibración de
espesores.
Los riesgos se jerarquizaron mediante una matriz de riesgos y se encontró que el
nivel de riesgos en general del RSP 13-F es del tipo “D”, aceptable si se cumplen las
recomendaciones emitidas, debido a que cuenta con los planes, programas,
procedimientos y personal capacitado para atender las emergencias derivadas de su
actividad productiva por lo que su operación es aceptable bajo los términos y condiciones
descritas anteriormente en materia de seguridad industrial.
GLOSARIO DE TÉRMINOS
186
GLOSARIO DE TÉRMINOS.
ACCIDENTE .- Evento no deseado e inesperado que altera la actividad productiva de
una instalación, con daño físico a las plantas, equipos o instalaciones, al personal o a
terceros, en sus bienes o al ambiente.
CALDERA; GENERADOR DE VAPOR.- Es un aparato que se utiliza para generar
vapor de agua o para calentar un fluido en estado líquido, mediante la aplicación de
calor producido por la combustión de materiales, reacciones químicas, energía solar o
eléctrica, utilizando el vapor de agua o los líquidos calentados fuera del aparato.
CENTRO DE TRABAJO.- Todo aquel lugar, cualquiera que sea su denominación, en el
que se realicen actividades de producción, de comercialización o de prestación de
servicios, o en el que laboren personas que estén sujetas a una relación de trabajo.
Este concepto es equivalente a: Refinería, Terminal de Almacenamiento y Reparto,
Terminal Marítima, Residencia de Operación Portuaria, Sector de Ductos y
Embarcaciones.
CERTIFICADO DE FABRICACIÓN.- Es el documento emitido por el fabricante del
equipo, en el que se establece, bajo protesta de decir verdad, que los materiales, el
diseño, la fabricación, las pruebas y la inspección del equipo, fueron efectuados de
acuerdo a lo establecido en el código o norma empleada para su fabricación.
DISPOSITIVO DE SEGURIDAD.- Es cualquier válvula de seguridad, válvula de alivio de
presión, disco de ruptura o cualquier otro elemento diseñado para desahogar una
presión, que exceda el valor de calibración o de desfogue establecido para la operación
segura del equipo.
EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA.- Documentos o registros ordenados que
proporcionan evidencias de la integridad mecánica de los sistemas, equipos y
componentes.
INSTALACIÓN.- Es el conjunto de estructuras, equipos de proceso, tuberías, circuitos
eléctricos, accesorios, instrumentos, autotanques, carrotanques, hardware y software,
GLOSARIO DE TÉRMINOS
187
entre otros, dispuestos en los centros de trabajo para el procesamiento,
almacenamiento, servicio principal (fuerza), carga/descarga, tratamiento, servicio
transporte o distribución de productos; así como, las bodegas, almacenes, talleres,
laboratorios, clínicas y edificios administrativos, entre otros, en los que se desarrollan
actividades administrativas, de servicio y apoyo.
INTEGRIDAD MECÁNICA.- Estado estructural y operativo de un sistema, equipo o
componente.
MÉTODO ALTERNATIVO.- Es la iniciativa presentada por el patrón, en sustitución de
las opciones de demostración de la seguridad del equipo, indicadas en la presente
Norma.
PELIGRO.- Es toda condición física o química que tiene el potencial de causar daño al
personal, a las instalaciones o al ambiente.
PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA.- Es la más alta presión que, según su
diseño o con los espesores actuales, puede resistir un equipo sin deformarse
permanentemente, ni presentar fugas.
RIESGO.- Combinación de la probabilidad de que ocurra un accidente y sus
consecuencias.
RIESGO INMINENTE.- Es la condición de funcionamiento de un equipo, fuera de sus
parámetros normales de operación, que pone en peligro su integridad física, la de los
trabajadores y/o las instalaciones del centro de trabajo.
SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE LA SEGURIDAD DE PEMEX.- Herramienta
administrativa enfocada al diagnostico, evaluación, implantación y mejora continua del
desempeño en los campos de la seguridad, protección ambiental y salud ocupacional
de los centros de trabajo. Los criterios generales del sistema están documentados en
los Manuales del sistema.
GLOSARIO DE TÉRMINOS
188
TRANSITORIOS RELEVANTES.- Son aquellas condiciones ocurridas fuera de los
parámetros normales de operación segura de un equipo.
UNIDAD DE VERIFICACIÓN (UV).- Es la persona física o moral acreditada y aprobada
en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, para verificar el
grado de cumplimiento de la presente Norma.
BIBLIOGRAFÍA
189
BIBLIOGRAFÍA.
1. Norma Oficial Mexicana NOM-020-STPS-2002, Recipientes Sujetos a Presión y
Calderas-Funcionamiento-Condiciones de Seguridad, México 2002, pp. 1, 3, 5.
2. Alberto Aguilar Salinas, Procedimientos Alternativos Autorizados por la Secretaria del
Trabajo y Previsión Social para la NOM-020-STPS-2002, Recipientes Sujetos a Presión
y Calderas-Funcionamiento-Condiciones de Seguridad, México 2003, pp. 2, 4.
3. Guidelines For Hazard Evaluation Procedures 2nd ed., With Worked Examples. Center
For Chemical Process Safety of the American Institute of Chemical Engineers, USA April
1995, p. 11, 51, 64.
4. Dennis P. Nolan, P.E., Aplication of Hazop and What-If Safety Reviews to the Petroleum,
Petrochemical and Chemical Industries, Noyes Publication, USA 1994, pp. 1,5.
5. José Apolos Vásquez Hernández, Manual de Operación de la Planta de
Desintegración Catalítica FCC, Petróleos Mexicanos Refinería “Ing. Antonio Dovali
Jaime”, México 1985, pp. 3, 9, 10.
6. Santiago J. Perry Osorio, Reporte de Inspección, Refinería “Ing. Antonio Dovali
Jaime”, México Abril 2007.
7. Jaime Mario Willars Andrade, DG-GPASI-IT-00204 “Procedimiento Para el
Registro, Análisis y Programación de la Medición Preventiva de Espesores Rev. 6”.
Pemex-Refinación, Gerencia de Protección Ambiental y Seguridad Industrial,
México Abril 1998, p. 6.
8. M. Javier Cruz Gómez, Análisis de Riesgos de Proceso Unidad de Destilación
Atmosférica No.1, Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime” Salina Cruz, Oaxaca, proyecto
FQ-326-2004 G1, México Agosto 2004, pp. 91,92.
9. Estudios de Riesgo y Operabilidad (HAZOP Analysis), Curso Taller de ESIQIE.
10. Guillermo Camacho Uriarte, Lineamientos para el Análisis y Evaluación de Riesgos en
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, COMERI 144, México Marzo 2006, pp.
9,10.
I
AGRADECIMIENTO
Primeramente gracias a Dios nuestro señor por haberme permitido finalizar este
proyecto de tesis.
Al Ing. José Francisco García Osuna por dirigir la realización de esta tesis, así
mismo por las asesorías y apoyo en la terminación de está, y por su gran experiencia
laboral.
Al Ing. Jorge Valdiviezo Felipe Jefe de Operación de la Planta Catalítica 1 de la
Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime” por el apoyo y asesoría en la recopilación de
información para la realización de esta tesis.
Al Ing. Ángel Roberto García Alamilla por su apoyo y asesorías en la
realización de este trabajo de tesis, y por sus observaciones y recomendaciones para el
mejoramiento del mismo, y por la amistad que me ha brindado.
A mis revisores por su tiempo y dedicación para la revisión detallada de este
trabajo.
A mis primos (Jorge Antonio, Laura Elena, Areli, Anabel, Karina y Fabiola) y
amigos por su cariño y amistad que me han brindado hasta el día de hoy. Gracias por
todo.
II
DEDICATORIA
Este presente trabajo de tesis se la dedico especialmente a mi padre por su
cariño y amor que me dio durante su estancia, por su apoyo y consejos de padre que
me brindó para llegar a lo que soy ahora. Lamentablemente no pudo acompañarme en
la finalización de este proyecto, pero siempre lo llevo en mi corazón.
† Rolando Pacheco Barenca (Q.E.P.D) †
A mi madre Agapita Ramos Cortes a la que quiero y amo mucho, por su amor
incondicional y cariño que me ha brindado hasta el momento y la vida que me dio. Sus
sabios consejos y apoyo para llegar a lo que soy ahora.
A mis hermanos Felipe Neri, Hugo y Martha Gabriela Pacheco Ramos por el
amor y cariño incondicional que les tengo y me tienen, así como en el apoyo y por sus
consejos que me han dado.
A una persona a la que quiero y amo, que me ha brindado su apoyo, cariño y
amor incondicional, así como mi amiga comprensible que ha sido en estos días. Erika.
III
ÍNDICE
Pág.
Índice de tablas VI
Índice de figuras VII
Nomenclatura VIII
Resumen XI
Introducción 1
Justificación 3
Antecedentes 4
Objetivo general 8
Objetivos específicos 8
CAPÍTULO I: GENERALIDADES.
1.1 Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime. 9
1.2 Descripción de la Planta Catalítica 1. 11
1.3 Descripción operativa del equipo 13-F. 12
CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-
020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.
2.1 Resumen de las condiciones físicas que deben cumplir todos los RSP,
requieran o no de autorización de funcionamiento específicamente para el equipo 13-F. 87
2.2 Resumen de la documentación especifica de cada RSP que requiere autorización de funcionamiento (expediente de Integridad Mecánica para
el equipo 13-F). 97
IV
CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGO POR LA METODOLOGÍA HAZOP.
3.1 Palabras guía primarias (parámetros del proceso) 132
3.2 Palabras guía secundarias (desviaciones de la intención de diseño del proceso) 132
3.3 Definiciones. 133
3.4 Procedimiento para la realización de estudios de riesgo y operabilidad
Hazop. 134
3.4.1 Definición de objetivos. 134
3.4.2 Alcance del estudio. 135
3.4.3 Equipo de trabajo. 135
3.4.4 Prerrequisitos de planeación y documentación. 135
3.4.5 Desarrollo del análisis. 136
3.4.6 Requisitos del reporte final. 137
3.5 Evaluación de riesgos. 137
3.5.1 Estimación de la frecuencia. 137
3.6 Caracterización y jerarquización de riesgos. 140
3.6.1 Matriz de riesgos. 140
3.7 Realización del análisis de riesgo en el equipo 13-F. 141
CAPITULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.
4.1 Análisis del cálculo de la presión máxima de trabajo permitida (PMTP). 175
4.2 Análisis del cálculo del espesor mínimo requerido en el equipo. 176
4.3 Análisis del cálculo del índice de degradación y de la vida remanente
del equipo. 178
4.4 Análisis de los resultados HAZOP. 179
VI
ÍNDICE DE TABLAS
Pág.
Tabla 1.1 Productos Terminados en la Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime
en MBD. 10
Tabla 3.1. Definición de las palabras guías y ejemplos de desviaciones. 133
Tabla 3.2. Tabla de niveles de frecuencia con que ocurrirán los eventos identificados. 138
Tabla 3.3 Tabla de consecuencias para tipo de evento y categoría. 139
Tabla 3.4 Matriz de riesgos para la caracterización y jerarquización de riesgos. 140
Tabla 4.1 Relación de presiones del equipo 13-F. 175
Tabla 4.2 Relación de espesores del equipo 13-F. 176
Tabla 4.3 Relación de la Dmax,VUE, FPME y FRP del equipo 13-F. 178
VII
ÍNDICE DE FIGURAS.
Pág.
Fig. 1.1. Diagrama de flujo de proceso de la sección de recuperación de
vapores de la planta catalítica 1. 13
Fig. 2.1 TAG del equipo 13-F. 90
Fig. 2.2 Placa del equipo 13-F soldado en el equipo. 90
Fig. 2.3 Equipo 13-F donde se muestra sus principales arreglos. 90
Fig. 2.4 Válvula de seguridad RV-13F montada en el equipo. 90
Fig. 2.5 Indicador de presión PI-1096 montado en el equipo. 91
Fig. 2.6 Conexión de cable a tierra. 91
Fig. 2.7 Protección anticorrosiva del equipo 13-F. 91
Fig. 2.8 Sistema de soportado del equipo 13-F. 91
Fig. 2.9 Pasillos, barandales, rejillas y escaleras del equipo 13-F. 92
Fig. 2.10 Espárragos de brida del equipo 13-F. 92
Fig. 2.11 Tornillería, soportes y anclajes del equipo 13-F. 92
Fig. 2.12 Base de concreto del equipo 13-F. 92
Fig. 4.1 Gráfica cuando ocurre un evento de aumento de presión en el
equipo 13-F. 175
Fig. 4.2 Gráfica donde se visualiza los espesores del equipo 13-F. 176
Fig. 4.3 Comparación del índice de degradación calculado y del índice de degradacion permisible. 178
VIII
NOMENCLATURA.
ACL Aceite Cíclico Ligero.
ASME American Society of Mechanical Engeeniers.
ASNT American Society for Nondestructive Testing.
BPD Barriles por Día.
d Velocidad de desgaste del punto.
d1, d2, d3,…, dn Velocidades de desgaste correspondientes a cada punto de la
línea o equipo considerado.
D Promedio aritmético de las velocidades de desgaste.
DEA Dietanol Amina.
DFP Diagrama de Flujo de Proceso.
Dmáx. Desgaste promedio ajustado estadísticamente.
DTI Diagrama de Tuberías e Instrumentación.
ei Espesor obtenido en la fecha fi.
ef Espesor obtenido en la fecha ff.
ek Espesor más bajo encontrado en la última medición.
EMA Espesor Mínimo Actual.
EMA (CAS) Espesor Mínimo Actual lado Casquete.
EMA (ENV) Espesor Mínimo Actual lado Envolvente.
EN Espesor Original del Equipo (de Diseño).
ff Fecha de la medición mas reciente (ef).
fi Fecha de medición anterior (ei).
FIC Controlador Indicador de Flujo.
fk Fecha de última medición.
FPME Fecha Próxima de Medición.
FRP Fecha de Retiro Probable.
GPASI Gerencia de Protección Ambiental y Seguridad Industrial.
IX
HAZOP Hazard and Operability (Riesgos de Operabilidad).
LAL Alarma por Alto Nivel.
LG Indicador de Nivel.
LIC Controlador Indicador de Nivel.
LPG Gas Licuado del Petróleo.
Lr Espesor límite de retiro.
LRC Controlador Registrador de Nivel.
MBD Mil Barriles por Día.
MEROX Proceso para oxidación de mercaptanos.
MTBE Metil Ter-Butil Eter.
n Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el
cálculo.
NOM Norma Oficial Mexicana (NOM-020-STPS-2002).
PD Presión de Diseño.
PAH Alarma por Alta Presión.
PI Indicador de Presión.
PIC Controlador Indicador de Presión.
PMTP Presión Máxima de Trabajo Permitida.
PMTP (CAS) Presión Máxima de Trabajo Permitida lado Casquete.
PMTP (ENV) Presión Máxima de Trabajo Permitida lado Envolvente.
PO Presión de Operación.
PTAN Planta Tratadora de Aguas Negras.
PTAR Planta Tratadora de Aguas Residuales.
PV Válvula Reguladora de Presión.
RSP Recipiente Sujeto a Presión.
RV Válvula de Relevo de Presión.
SCD Sistema de Control Distribuido.
X
STPS Secretaria del Trabajo y Previsión Social.
TAG Identificación de Equipos, Instrumentos.
TAME Ter-Amil Metil Eter.
TD Temperatura de Diseño.
TI Indicador de Temperatura.
TO Temperatura de Operación.
tR Espesor Mínimo Requerido.
tR(CAS) Espesor Mínimo Requerido lado Casquete.
tR(ENV) Espesor Mínimo Requerido lado Envolvente.
UV Unidad de Verificación.
VUE Vida Útil Estimada.
XI
RESUMEN
Debido a la importancia de contar con instalaciones seguras, internacionalmente
se han desarrollado normas que hacen referencia a diferentes condiciones del proceso,
operación, emisiones, etc. En México se han establecido normas específicas para
regular y garantizar que los procesos industriales trabajen adecuadamente.
Una de las Normas aplicadas en las instalaciones de Petróleos Mexicanos a
Nivel Nacional en el contexto de la seguridad, es la norma NOM-020-STPS-2002
(Recipientes Sujetos a Presión y Calderas-Funcionamiento-Condiciones de Seguridad)
cuyo objetivo es establecer los requisitos mínimos de seguridad para el funcionamiento
de los RSP y calderas en los centros de trabajo, para la prevención de riesgos a los
trabajadores y daños en las instalaciones.
Con el objetivo de analizar si las instalaciones cumplen dicha normatividad por
parte de Petróleos Mexicanos y en la falta de información de los equipos, Pemex ha
desarrollado un método alternativo, un mecanismo, para restablecer la parte
documental y de registros de los equipos con base en una metodología técnicamente
válida descrita en normas y códigos de la industria petrolera.
Por otra parte existen herramientas metodológicas para identificar peligros y
riesgos en las instalaciones de procesos, para mayor confiabilidad y seguridad en la
operación de los equipos y la de los trabajadores propiamente, entre estas podemos
mencionar: Análisis de Prevención de Peligro (APP), Análisis de Seguridad en el
Trabajo (AST), Lista de Verificación (Check List), ¿Qué Pasa Si? (What if?), Riesgos de
Operabilidad (HAZOP).
En este contexto, el presente trabajo de tesis se desarrolló en la Refinería “Ing.
Antonio Dovalí Jaime” en la Planta Catalítica 1 específicamente en el RSP Tanque de
Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F aplicando el método alternativo de
PEMEX para el cumplimiento de la NOM-020-STPS-2002 y la metodología HAZOP para
determinar documentalmente su integridad mecánica y el nivel de riesgo cualitativo y
cuantitativo que representa su operación en dichas instalaciones.
1
INTRODUCCIÓN.
Hoy en día, la Seguridad Industrial y la Protección Ambiental son los factores de
mayor prioridad en las empresas petroleras líderes a nivel mundial, cuidando la
integridad de los trabajadores y las instalaciones, comprometiéndose a cumplir
Normatividades en el cuidado al medio ambiente. En este sentido, dentro de la
industria petrolera nacional en Petróleos Mexicanos (Pemex) existe el compromiso para
alcanzar los más altos estándares a nivel mundial en materia de Seguridad Industrial y
Protección Ambiental, sobre todo en sus equipos y procesos críticos que existen dentro
de sus instalaciones, como lo son los Recipientes Sujetos a Presión.
Los RSP son equipos construidos para operar con fluidos a presión diferente a la
atmosférica, proveniente dicha presión de fuentes externas o mediante la aplicación de
calor desde una fuente directa, indirecta o cualquier combinación de éstas [1].
En la industria petrolera, específicamente en una Refinería, el 60% de los
equipos críticos de proceso son RSP divididos en diferentes tipos, teniendo entre los
principales: Torres, Acumuladores, Cambiadores de Calor y Calderas (generadoras de
vapor) que han sido diseñados bajo el Código ASME Sección VIII División 1 en sus
distintas Ediciones [2].
En base a lo anterior, en Julio del año 2002 entra en vigor la Norma Oficial
Mexicana NOM-020-STPS-2002 Recipientes Sujetos a Presión y Calderas-
Funcionamiento-Condiciones de Seguridad cuyo objetivo es establecer los requisitos
mínimos de seguridad para el funcionamiento de los RSP y calderas en los centros de
trabajo, para la prevención de riesgos a los trabajadores y daños en las instalaciones
[1].
Por el cual, el presente trabajo de tesis se desarrolló en la Refinería “Ing. Antonio
Dovalí Jaime” en la Planta Catalítica 1 específicamente en el RSP Tanque de Balance
de Carga de la Depropanizadora 13-F aplicando el método alternativo de PEMEX para
el cumplimiento de la NOM-020-STPS-2002 y la metodología HAZOP para determinar
2
documentalmente su integridad mecánica y el nivel de riesgo cualitativo y cuantitativo
que representa su operación en dichas instalaciones.
3
JUSTIFICACIÓN.
Periódicamente se hacen inspecciones visuales a los equipos para su
mantenimiento mediante recorridos operacionales, para su mejora y alcanzar óptimos
resultados para su operación eficiente y cumplir con su función. El mantenimiento
involucra todo lo relacionado en la medición preventiva de espesores por medio de
ultrasonido para verificar el estado mecánico del equipo y su instrumentación, esto se
lleva a cabo mediante programas ya establecidos para no interrumpir en la operación
del equipo.
Además de que el RSP Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-
F se encuentra operando, con las revisiones e inspecciones que se le han venido
haciendo y han sido satisfactorias por parte de Pemex, y se requiere de la licencia de
funcionamiento por parte de la STPS en base a los requisitos establecidos en la NOM-
020-STPS-2002, para que continúe operando.
Para determinar el cumplimiento o incumplimiento de los requisitos establecidos
en la NOM-020-STPS-2002 se utilizó la metodología alternativa de PEMEX y la
metodología HAZOP para determinar documentalmente el grado de integridad
mecánica y el nivel de riesgo cualitativo y cuantitativo que representa seguir operando
dicho equipo en estas condiciones.
4
ANTECEDENTES.
De acuerdo con fecha 18 de julio de 1997 fue publicada en el Diario Oficial de la
Federación la Norma Oficial Mexicana NOM-122-STPS-1996, Relativa a las condiciones
de seguridad e higiene para el funcionamiento de RSP y generadores de vapor o
calderas que operen en los centros de trabajo. Con fundamento en el artículo cuarto
transitorio primer párrafo del Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio
Ambiente de Trabajo, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 21 de enero de
1997, ha considerado necesario realizar diversas modificaciones a la referida Norma
Oficial Mexicana, las cuales tienen como finalidad adecuarla a las disposiciones
establecidas en el ordenamiento reglamentario mencionado.
Que con fecha 28 de noviembre de 2000, en cumplimiento a lo previsto en el
artículo 46 fracción I de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, la STPS
presentó ante el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad, Higiene y
Medio Ambiente Laboral, el Proyecto de Modificación de la Norma Oficial Mexicana
NOM-122-STPS-1996, Relativa a las condiciones de seguridad e higiene para el
funcionamiento de RSP y generadores de vapor o calderas que operen en los centros
de trabajo, para quedar como NOM-020-STPS-2001, Recipientes sujetos a presión y
calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad, y que el mismo día el citado
Comité lo consideró correcto y acordó que se publicara como proyecto en el Diario
Oficial de la Federación, que con objeto de cumplir con lo dispuesto en los artículos 69-
E y 69-H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, el anteproyecto
correspondiente fue sometido a la consideración de la Comisión Federal de Mejora
Regulatoria, la que dictaminó favorablemente en relación al mismo.
Que con fecha 4 de mayo de 2001, en cumplimiento del Acuerdo del Comité y de
lo previsto en el artículo 47 fracción I de la Ley Federal sobre Metrología y
Normalización, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Proyecto de
Modificación de la presente Norma Oficial Mexicana, a efecto de que dentro de los
siguientes 60 días naturales a dicha publicación, los interesados presentaran sus
comentarios al Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad, Higiene y
Medio Ambiente Laboral.
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Dentro del proceso de revisión de las normas oficiales mexicanas en materia de
seguridad, higiene y medio ambiente de trabajo que efectúa la STPS, algunas de las
normas se han unificado para su mejor comprensión por contener elementos afines, por
lo que al reducirse su número, las claves correspondientes a las normas que se
cancelan quedan disponibles para ser asignadas a otras nuevas normas o revisiones de
las ya existentes, por lo que para mantener la continuidad de las claves de las normas
oficiales mexicanas en esta materia, la clave de la presente Norma queda como NOM-020-
STPS-2002, que atendiendo a lo dispuesto por el artículo 22 fracción XVII del
Reglamento Interior de la STPS, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 21 de
diciembre de 2001, el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad,
Higiene y Medio Ambiente Laboral cambió su denominación por la de Comité Consultivo
Nacional de Normalización de Seguridad y Salud en el Trabajo.
Después de haber recibido comentarios de nueve promoventes al presente
Proyecto de Norma Oficial Mexicana, el Comité Consultivo Nacional de Normalización
de Seguridad y Salud en el Trabajo procedió a su estudio y resolvió sobre los mismos,
publicando esta dependencia las respuestas respectivas en el Diario Oficial de la
Federación el 7 de junio de 2002, en cumplimiento a lo previsto por el artículo 47
fracción III de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
Que en atención a las anteriores consideraciones y toda vez que el Comité
Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad y Salud en el Trabajo, después de
revisarla e incluir las adecuaciones procedentes, otorgó la aprobación respectiva en su
cuarta sesión ordinaria, celebrada el 30 de abril de 2002, se expide la siguiente:
NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-020-STPS-2002, RECIPIENTES SUJETOS A
PRESION Y CALDERAS-FUNCIONAMIENTO-CONDICIONES DE SEGURIDAD.
Con el objeto de cumplir con los requisitos establecidos en dicha norma,
Petróleos Mexicanos solicita la autorización a la STPS, el cumplimiento de ésta, a
través de un método alternativo –para dar cumplimiento de lo dispuesto en el punto tres
de la tabla 1 a la falta de información de los certificados de cumplimiento con norma o
código de fabricación y los certificados de pruebas hidrostáticas de fabrica, a fin de
demostrar la seguridad de los equipos mediante expediente de integridad mecánica –un
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mecanismo para restablecer la parte documental y de registros de los equipos con base
en una metodología técnicamente válida descrita en normas y códigos de la industria
petrolera [2].
En Septiembre del 2003 la STPS autoriza a PEMEX el mecanismo para
restablecer la parte documental y de registros (Método Alternativo).
Un riesgo es una característica física o química inherente que tiene el potencial
de causar daño. Un estudio de evaluación de riesgo es realizado para identificar y
analizar las situaciones peligrosas asociados en un proceso o en una actividad.
Específicamente, la evaluación de riesgo son usados principalmente en el diseño y
operación de equipos que podría pasar en un accidente químico, fuego o explosiones.
Estos estudios proveen a la organización con información para ayudar y mejorar la
seguridad y el manejo del riesgo de sus operaciones.
Además complementan la salud ocupacional y seguridad en las actividades,
como protección contra fallas, uso del equipo de protección personal, monitoreo a
personal por exposición a sustancias químicas, etc. Muchas técnicas de evaluación de
riesgo son realizadas para fomentar el desempeño de la empresa, por ejemplo
operabilidad, económico y ambiental. Aunque los estudios de evaluación de riesgos
típicamente son métodos cualitativos para analizar fallas potenciales en equipos y
errores humanos que pueden provocar accidentes, también proporcionan en el sistema
de administración un programa de seguridad del proceso en una organización [3].
Formalmente los estudios de evaluación de riesgo se han venido desarrollando
en las industrias de procesos químicos por más de 30 años. A través de los años los
estudios de evaluación de riesgo han sido llamados por diferentes nombres, sin
embargo el término específico usado no es importante si los profesionales de
seguridad, gerentes de compañías, oficiales reguladores y el público, se entiende
cuando estos términos son mencionados [4].
Una de las técnicas de evaluación de riesgo es HAZOP la cual es una excelente
elección para el desarrollo detallado de análisis de riesgos durante la fase de diseño del
7
proceso y operación. Esta técnica es usada para identificar situaciones peligrosas, las
cuales pueden ser complementadas con más técnicas de análisis sofisticadas.
La técnica HAZOP fue desarrollada para identificar y evaluar riesgos en una
planta de proceso y para identificar problemas de operabilidad aunque no peligrosas
con el que puede disminuirse con la habilidad de la planta del diseño de la
productividad. Aunque originalmente fue desarrollada para anticipar riesgos y
problemas de operabilidad con tecnología con el cual las organizaciones tienen poca
experiencia, se ha encontrado que son muy efectivas para su uso en operaciones
existentes. El uso de HAZOP requiere una detallada fuente de información concreta en
el diseño y operación del proceso. A menudo es utilizado para el análisis del proceso
durante o antes de la etapa de diseño. En muchas situaciones la técnica HAZOP es
practicada en la industria química [3].
HAZOP es un método común usado en la industria petrolera, petroquímica e
industrias químicas para conducir un análisis de riesgo de proceso. El 80% de los
análisis de riesgo de proceso en compañías consiste en HAZOP y el 20% con otras
técnicas. Un equipo experimentado usa el análisis para generar posibles desviaciones
del diseño, construcción, modificación y operación que definen posibles consecuencias.
Estas consecuencias pueden ser prevenidas o mitigadas por la aplicación de
salvaguardas apropiadas [4].
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OBJETIVO GENERAL.
Aplicar el método alternativo de Pemex para el cumplimiento de la NOM-020-STPS-
2002 y la metodología HAZOP para determinar documentalmente el grado de
integridad mecánica y el nivel de riesgo cualitativo y cuantitativo que representa la
operación del Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F en las
instalaciones de la Planta Catalítica 1 de la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime”.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
Recopilación de Información en las Instalaciones de la planta, específicamente del
equipo 13-F requeridas para su documentación.
Inspección visual en campo del equipo y de la instrumentación de medición de
control con el que cuenta.
Realización de cálculos para el equipo de presión máxima de trabajo permitida,
espesores mínimos requeridos, velocidad de desgaste, vida útil estimada, fecha de
próxima medición y fecha de retiro probable.
Realización del análisis de riesgos por la metodología HAZOP al equipo 13-F,
identificación de peligros y evaluación del nivel de riesgo.
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
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CAPÍTULO I: GENERALIDADES.
1.1 REFINERÍA ING. ANTONIO DOVALÍ JAIME.
Con el objetivo de elaborar los productos petrolíferos que cubran parte de la
demanda nacional, basándose en las necesidades de consumo, además de realizar la
exportación de crudo y destilados por las costas mexicanas del litoral del Pacífico,
Petróleos Mexicanos proyectó la construcción de la Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime,
la cual inició sus operaciones en el mes de abril de 1979, y desde entonces ha sido un
centro de refinación en constante crecimiento como lo marca la cronología de sus
operaciones.
La Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime ocupa una superficie total de 767
hectáreas localizada a cinco kilómetros al noreste de la ciudad y puerto de Salina Cruz,
Oaxaca. El municipio de Salina Cruz se ubica sobre la costa del Océano Pacífico, en
una latitud norte 16°09´30" y longitud oeste 95°01´30", y está catalogado como puerto
de altura y de gran cabotaje.
A partir de la puesta en operación de la Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime, se
ha registrado un constante crecimiento que la ubica como la más grande del sistema
petrolero de refinación en el contexto nacional, con una capacidad de procesamiento de
310 MBD de crudo.
El petróleo crudo que se extrae de los yacimientos localizados en los estados de
Tabasco, Chiapas y la Sonda de Campeche, se concentra en la estación de recolección
y bombeo, ubicada en Nuevo Teapa, Veracruz. Parte de este crudo se envía a través
de dos oleoductos de 30 y 48 pulgadas de diámetro con capacidad máxima de bombeo
de 450 y 750 MBD respectivamente, hasta la Refinería. El crudo, sea para su
procesamiento o para exportación, se almacena en tanques de 100, 200 y 500 mil
barriles, cuyas características de diseño y seguridad garantizan el adecuado
abastecimiento. Para el manejo de los hidrocarburos y productos, la Refinería cuenta
con una capacidad de 14 millones de barriles en 125 tanques, de los cuales 20
almacenan materias primas, tales como crudo Istmo, Maya y sus mezclas y Metanol; 39
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
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para productos Intermedios como Gasolina Primaria, Querosina Primaria, Turbosina
Primaria, Diesel Primario, Aceite Cíclico Ligero, Gasóleos, Residuos Catalíticos, Aceite
Recuperado y 66 para productos finales: Butano-Butileno, Propileno, Gas LPG,
Gasolina Pemex Magna, Pemex Premium, Turbosina, Diesel Desulfurado, Pemex
Diesel, Combustóleo, TAME y MTBE.
La distribución de los productos refinados se efectúa a través de la Terminal de
Ventas Terrestre localizada en Salina Cruz, Oax., la cual abastece la zona de influencia
que conforman las agencias de ventas del estado de Oaxaca; las de Tuxtla Gutiérrez,
Arriaga y Tapachula, en el estado de Chiapas; así como a los estados de Veracruz,
Tabasco, Yucatán y México. Así mismo, resulta de mucha importancia la Terminal
Marítima de Pemex Refinación enclavada en la costa, aproximadamente a 10 Km de la
Refinería. Por esta Terminal y a través de buques-tanque se exporta el petróleo crudo y
se transporta combustible a los estados mexicanos localizados en el Litoral del Pacífico.
La Refinería cuenta con la siguiente infraestructura:
26 Plantas de Proceso.
6 Calderas.
4 Turbogeneradores.
9 Torres de Enfriamiento.
PTAR.
Ósmosis Inversa.
PTAN.
En la siguiente tabla 1.1 se muestra la producción en MBD, con capacidad de
procesamiento de 310 MBD.
Tabla 1.1 Productos Terminados en la Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime en MBD.
Producto Turbosina Gas
Licuado Gasolinas Diesel Combustóleo Asfalto Azufre
MBD 15 7 108 67 103 10 127
T/D
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
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1.2 DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA CATALÍTICA 1.
La Planta de Desintegración Catalítica 1 tipo elevador se ha diseñado para una
carga de 40000 BPD de Gasóleo virgen y produce: Gas Residual Desulfurado para Gas
Combustible, Gas Ácido para recuperación de Azufre, Propano-Propileno LPG, Butano-
Butileno LPG, Gasolina Debutanizada, Aceite Cíclico Ligero y Aceite Decantado.
Esta Planta cuenta con un sistema convertidor catalítico, fraccionadora, una
sección de recuperación de vapores, una sección de tratamiento con Amina (DEA) para
eliminar Acido Sulfhídrico de las corrientes de Gas seco y Propano-Butano.
Por otra parte Universal Oil Products (U.O.P.) ha diseñado la unidad de
extracción MEROX para eliminar Mercaptanos de la corriente Propano-Butano y la
unidad de endulzamiento MEROX para Gasolina.
Esta planta se ha diseñado con la flexibilidad necesaria para trabajar usando un
catalizador tipo "mallas moleculares", en cualquiera de las dos formas siguientes, muy
diferentes entre sí.
1. Producción máxima de Gasolina con una conversión de 82.5% en volumen y
una recirculación del 5% en volumen formada con lodos de la decantación y Aceite
Cíclico Pesado.
2. Producción máxima de Destilado Medio con una conversión de 63% en
volumen y una recirculación de 30% en volumen de Aceite Cíclico Pesado y 5 % en
volumen de lodos.
Así también, se diseñó la sección de Recuperación de Vapores para procesar el
Gas y la Gasolina producidos en las operaciones citadas más el Gas y la Gasolina
producidos en una Planta Reductora de Viscosidad de una capacidad de 40000 BPD.
Como solamente la Refinería de Tula cuenta con este tipo de Planta, la Planta de Salina
Cruz dispone de capacidad extra en la sección de Recuperación de Vapores [5].
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
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1.3 DESCRIPCIÓN OPERATIVA DEL EQUIPO 13-F.
El producto Propano-Butano LPG del domo de la Debutanizadora 5-E con
las bombas 15-J/JA a control de presión con PIC-17 pasa a través de la sección
de Tratamiento con Amina para eliminar el Acido Sulfhídrico y luego pasa a la
sección de Tratamiento MEROX para eliminar los Mercaptanos. De la sección
MEROX, la corriente de Propano-Butano LPG a control de presión con PIC-18 va
al Tanque de Balance 13-F que se mantiene a una presión constante de 11.3
kg/cm2 en PIC-19 que es 2 kg/cm2 mayor que la presión a la cual hierve la mezcla
a la temperatura que se tiene, esta condición es necesaria para evitar la vaporización.
El control de la presión en el 13-F se consigue mediante un sistema de rango
dividido (PIC-19) que mete vapores calientes del domo de la Torre
Depropanizadora 6-E con la válvula PV-19A o ventea la presión sobrante al
Acumulador de Entrepasos 15-F con la válvula PV-19B.
La corriente Butano-Propano del Tanque de balance 13-F se bombea con
las 16-J/JA controlando el nivel de éste con FIC-69 en cascada con LIC-26 a
precalentamiento con la Gasolina Debutanizada en el Intercambiador de Fondos
de la Debutanizadora y Alimentación de la Depropanizadora 16-C y se alimenta a
la Torre Depropanizadora 6-E arriba del plato 17 [5].
En la siguiente Fig.1.1, Diagrama de Flujo de Proceso (DFP) se muestra el
equipo 13-F con sus condiciones de operación.