Índice - 104.209.210.233

Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH)

“Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL) Hermosillo”

Municipio de Hermosillo, Sonora.

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Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. Página 1 de 22

Índice

I. CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO. .................................................................................................. 2

I.1 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO. ............................................................................................................... 2

I.1.1 Descripción detallada del Proceso. ............................................................................................... 5

I.1.2 Descripción de las instalaciones. .................................................................................................. 9

I.1.3 Listado de Equipos de la Planta de GNL. ................................................................................... 13

I.2 BASES DE DISEÑO ............................................................................................................................... 16

I.3 HOJAS DE SEGURIDAD ......................................................................................................................... 20

I.4 CONDICIONES DE OPERACIÓN .............................................................................................................. 22




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I. CARACTERÍSTICAS DEL PROYECTO.

I.1 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO.

El presente proyecto corresponde a la construcción y operación de una Planta de Licuefacción de Gas

Natural (GNL) promovido por la empresa Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. en el municipio de

Hermosillo, Sonora., la cual tendrá como objetivo principal, la licuefacción del gas natural en estado

gaseoso para realizar su distribución mediante otros medios distintos a ductos hacia los diferentes

puntos de consumo de la zona Noroeste del País, además de comercializarlo a varios usuarios finales

industriales como combustible para desplazar Diésel y otros combustibles.

La planta tendrá la capacidad de procesar 26.6 MMSCFD (Millones de pies cúbicos estándar por día)

de gas natural equivalente a la producción de 300 000 GPD (galones por día) de Gas Natural Licuado

(GNL), sin embargo, como primera etapa (Fase 1) se considera procesar 13.3 MMSCFD de gas

natural equivalente a 150 000 GPD.

La planta de licuefacción de gas natural utilizará un ciclo único de refrigerante mixto para licuar el gas

aguas abajo del sistema de deshidratación del tamiz molecular.

El Proyecto integral de la Planta de Licuefacción de Gas Natural, estará conformado por las siguientes

áreas:

▪ Pre-tratamiento (diseño de 300 000 GPD)

− Remoción de CO2 (planta de Amina) Esta unidad será diseñada para remover 1% CO2

− Unidad de deshidratación del tamiz molecular

▪ Licuefacción y compresión (diseño de 150 000 GPD)

− GNL Unidad de Licuefacción

▪ Mezclado de refrigerante para (300 000 GPD)

▪ GNL Almacenamiento: Tres días de producción a su máxima capacidad usando tanques

criogénicos con capa de vacío.

▪ GNL Carga de Camiones.

▪ GNL. Carga de Carrotanques.

▪ Suministro de Energia (Fuente de alimentación).

▪ Servicios Públicos Relevantes.

Ver Figuras I.1 y I.2.




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Figura I. 1 Arreglo general del Proyecto Integral de la Planta de Licuefacción de Gas Natural.




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UBICACIÓN DEL PROYECTO, ART 113 FRACCIÓN I DE LA LGTAIP Y 110 FRACCIÓN I DE LA LFTAIP




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I.1.1 Descripción detallada del Proceso.

El proceso consiste en recibir Gas Natural por medio de ducto a una planta de licuefacción con

capacidad de 300 000 galones por día, contando con 3 días de almacenamiento a su máxima

capacidad, tal y como se indica en el presente diagrama de flujo:

Figura II. 1 Diagrama general del Proceso de Licuefacción.

A continuación, se indica la descripción del proceso de Licuefacción de Gas Natural

1. PROCESO DE LICUEFACCIÓN.

FILTRACIÓN: El gas de alimentación entra a los límites de la Planta de Licuefacción a una presión de

500 PSI (lb/in2) a una temperatura de 100°F (37.7°C). El gas suministrado a la planta puede llevar un

porcentaje mínimo de humedad, contaminantes e impurezas, por lo cual la filtración previa es

indispensable. Después de este proceso, el gas pasa a través de una válvula de reguladora de

presión, la cual nos controlará la presión del gas de alimentación. Posteriormente el gas fluirá hacia un

filtro separador de gas de alimentación para separar todo el líquido.

UNIDAD AMINA: La unidad amina está diseñada para reducir la concentración de hasta 1% de

bióxido de carbono (CO2) presente en el gas alimentado a una máxima concentración de 50ppm (v),

esto con el fin de evitar el congelamiento en el proceso de licuefacción. El principio de esta unidad es

en base a un proceso de regeneración de amina. Para el mismo se usan solventes probados y en este

caso la Metildietanolamina (MDEA) formulada/activada es la amina más apropiada.

DESHIDRATACIÓN: La deshidratación molecular se emplea para el secado del gas que se alimenta,

ya que puede reducir el contenido de agua a menos de 0.1ppm el cual es necesario para la

licuefacción del Gas Natural. Para este proceso se usan tamices moleculares de diseño especial como

el 4A-LNG de UOP, para eliminar el agua y los mercaptanos de bajo peso molecular que no se

eliminan en la unidad amina.




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La corriente del gas de entrada debe estar completamente deshidratada hasta un punto de rocío por

debajo de los -150°F antes de ser procesada en la sección criogénica de la instalación. Un sistema

convencional de deshidratación de tamices moleculares de dos camas se utiliza para secar

completamente el gas alimentado, uno de los tamices funciona en ciclo de Adsorción mientras que un

lecho está en el ciclo de regeneración. El flujo de gas se desplaza hacia abajo durante la

deshidratación y hacia arriba durante la regeneración.

El gas de regeneración se toma de la línea de gas seco antes de los filtros de polvo de gas seco y/o

flash gas que proviene del flash drum. El gas de regeneración se calienta a unos 450°F en el

calentador de gas de regeneración posteriormente el gas de regeneración caliente se dirige al fondo

del deshidratador agotado y desorbita el agua y el CO2 del tamiz molecular. El gas de regeneración

húmedo sale por la parte superior de la cama y se enfría a 120°F con aire en el enfriador de gas de

regeneración. El agua que se condensa fuera del gas de regeneración se elimina en el depurador de

gas de regeneración y el gas seco se envía a una corriente de combustible.

Durante el ciclo de enfriamiento, el gas de regeneración pasa por alto el calentador de gas de

regeneración y fluye directamente al lecho de deshidratación caliente.

El gas seco de los deshidratadores se dirige a los filtros de polvo de gas seco para eliminar el polvo

del tamiz antes de entrar en la parte criogénica de la planta. Se proporciona un filtro de polvo 100% de

repuesto para que una unidad este siempre en servicio, incluso durante los periodos de cambio de

elementos. Es critico que un filtro de polvo este en servicio todo el tiempo para evitar que se obstruyan

los intercambiadores de calor de aleta de placa de aluminio soldado aguas abajo.

Con el gas ácido y el agua eliminados del gas de alimentación, así como el CO2 inferior a 50 ppm y un

contenido de agua inferior a 0.1 ppm, el gas está listo para el pre enfriamiento y su posterior

licuefacción.

LICUEFACCIÓN: El propósito del sistema de licuefacción es enfriar, condensar, sub enfriar y

estabilizar el GNL a la presión del tanque de almacenamiento. El ciclo de refrigerante mezclado, está

diseñado para minimizar la potencia de compresión y se optimiza mediante el uso de una mezcla de

refrigerante específica para este diseño de planta. Esta mezcla de refrigerante puede comprimirse

según sea necesario para cumplir con los requisitos de refrigeración.

El gas seco, después de eliminar el CO2 y la humedad, puede utilizarse como complemento del

refrigerante.

ALMACENAMIENTO DE LA MEZCLA DE REFRIGERANTES: Para minimizar la pérdida del

refrigerante mezclado, se tiene un tanque de retención, un tanque de sobre tensión para “absorber” el

sistema y mantener la expansión del refrigerante después de una parada. Se instala un sistema de

almacenamiento y carga de RM.

El refrigerante mezclado se compone de la siguiente manera: metano, nitrógeno, propano, etileno e

isopentano. El metano se suministrará después de eliminar la humedad y el bióxido de carbono, el

nitrógeno es suministrado por el generador de nitrógeno. Los demás refrigerantes se suministran en

tanques.




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ALARMAS Y PUNTOS DE AJUSTE. Todos los puntos de ajuste HH (alto alto) y LL (bajo bajo) deben

ser codificados en el PLC (controlador lógico programable). No deben modificarse a través de la HMI.

Las consignas H y L se pueden ajustar desde la HMI, pero los valores deben residir en el código del

PLC. Los límites de los puntos de ajuste H y L deben fijarse a los valores actuales de HH y LL de tal

manera que la pre-alarma no pueda ser mayor o estar fuera de los niveles de apagado.

Todos los puntos de ajuste del lazo de control de proceso deben ser ajustables desde la placa frontal

de la HMI del bloque PID. El rango disponible para el punto de ajuste debe estar limitado por cualquier

ajuste asociado de HH o LL relacionado con el parámetro medido. No se permitirá que ningún punto

de referencia del bloque de control o punto de referencia de alarma HH/LL se ajuste fuera de cualquier

diseño o presión de trabajo de operación máxima permitida (MAOP) de los sistemas asociados de la

planta.

2. TANQUES DE TRANSFERENCIA.

El Gas Natural Licuado se mantendrá a una temperatura de -162°C. en tanques criogénicos

horizontales, cada uno con capacidad de 83 223 gal (315 m3). En esta primera etapa se operará con 2

tanques criogénicos. Estos tanques están constituidos por un contenedor criogénico primario de pared

doble con aislamiento térmico multicapa (Multy-layer high vacuum) entre ambas paredes y un sistema

de retención de derrames de Gas Natural Licuado para el caso de falla del contenedor primario.

Se construirá un dique o berma perimetral al área de almacenamiento, para la contención de cualquier

derrame del líquido, el cual tendrá las medidas en su sección transversal y en su desarrollo perimetral

necesarias para contener el volumen máximo del líquido que pudiera derramarse. El suelo dentro del

perímetro del dique tendrá pendiente del 1% hacia un punto definido por el diseño para un drenaje

controlado del líquido derramado hacia un conducto de extracción diseñado para tal fin.

Los diques o bermas se formarán con material del terreno natural del sitio, limpio, libre de materia

orgánica, compactado en capas de 20 cm que contengan de manera homogénea la humedad óptima

al momento de la compactación, para alcanzar el 95% mínimo de la prueba PROCTOR Estándar,

formando taludes con pendiente 2:1 para su estabilidad. Habrá escalones de concreto para subir al

dique y poder entrar al área para las operaciones de seguridad y mantenimiento. El talud podrá tener

un recubrimiento para protegerlo de la erosión.

La tubería de entrada y salida de los tanques de transferencia será de 2” y 3” Ø respectivamente. Toda

la tubería y accesorios utilizados en los arreglos mecánicos serán criogénicos.

Para cada tanque de transferencia se especifica:

• Temperatura de Trabajo (Contenedor Interno)………… -160° C

• Presión de Trabajo………………………………………… 12 psi

• Presión de Diseño (Contenedor Interno)……………….. 70 psi

• Vacío Permisible…………………………………………… -1 bar (-14.7 psi) Vacío Total




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Todos los tanques de transferencia y sistemas de tubería asociados deberán pasar por una Prueba de

Hermeticidad antes de ser llenados con el gas licuado. Además, todos los tanques deberán estar

equipados con Dispositivos de Relevo de Presión y Vacío. Estos Dispositivos de Relevo cumplirán con

las necesidades de aislamiento del tanque al momento de dar mantenimiento de dichos dispositivos.

2.1 SISTEMAS DE BOMBEO Y CARGA

En el Sistema de Bombeo y Carga de GNL se integran 4 bombas, las cuales tienen una capacidad

máxima de 300 GPM, impulsados por motores eléctricos de 30 HP aproximadamente, las cuales

succionan el producto directamente de los Tanques de Transferencia a través de un cabezal de 2” Ø y

lo suministran a

• Semirremolque de 45.5 m3 (12 020 gal) de capacidad

• Carro Tanque FFCC de 45.5 m3 (12 020 gal) de capacidad

De las 4 bombas de carga mencionadas más arriba, se destinarán

• 2 bombas para carga de Semirremolque

• 2 bombas para carga de Carro Tanque FFCC

El sistema para trasiego individual (Dispensario) de Semirremolque y Carro Tanques FFCC de LNG

consiste en un patín de medición de 3” Ø montado con un sistema de medición de flu jo de 300 GPM,

controlador de lotes, válvulas criogénicas de control de flujo y válvulas de aislamiento, así como de

tubería criogénica, panel de control, sistema de puesta a tierra del vehículo, brazos de carga y línea de

recuperación de vapores.

Adicional al trasiego de LNG en Semirremolques y Carro Tanques FFCC, se contará con Dispensarios

de suministro de LNG, con bombas de 50 GPM para cargar los tanques de combustible de los

vehículos que remolcarán a los Carro Tanques FFCC y Semirremolques

• 2 Dispensarios para llenar tanque de Tracto-camión de Semirremolque para su propio

consumo.

• 1 Dispensario para llenar tanque de Locomotora FFCC para su propio consumo.

Para mayor detalle Ver Anexo 3. Narrativa de Control de Proceso.




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I.1.2 Descripción de las instalaciones.

El propósito de esta sección es describir los principales áreas y sistemas de procesamiento que se

requieren para la Planta GNL. El GNL es un gas incoloro, inodoro y no tóxico que se produce cuando

se refrigera gas natural (predominantemente Metano CH4) a una temperatura de aproximadamente (-

162°C). El GNL ocupa 1/600 parte del volumen del gas natural, creando un costo efectivo y un método

eficiente de almacenamiento y transporte para ubicaciones remotas donde no existan tuberías.

Para asegurar un proceso de licuefacción exitoso, el gas natural debe ser pre tratado para eliminarle

CO2 ˂ 50 ppm (para evitar el congelamiento y causar un bloqueo en la etapa de refrigeración).

Después el gas entra en la etapa de refrigeración, en donde se enfría hasta la temperatura de

licuefacción y queda listo para almacenamiento y transporte.

A.1 MEDICIÓN Y FILTRACIÓN/SEPARACIÓN DEL GAS DE ENTRADA

El gas de alimentación entra a los límites de la Planta GNL con la presión y temperatura indicadas

anteriormente. El gas de alimentación entrante a la Planta GNL puede llevar humedad, contaminantes

e impurezas, requiriendo una separación y filtración previa. Después, el gas pasa a través de una

válvula de control de presión de entrada que regulará la presión del gas de alimentación.

Posteriormente, el gas fluirá hacia un filtro separador de gas de alimentación para separar todo el

líquido

A.2 UNIDAD AMINA

La unidad de Amina deberá ser diseñada para reducir la concentración de 1% CO2 en el gas

alimentado a una máxima concentración de 50 ppm(v) esto con el fin de evitar congelamiento en el

proceso de licuefacción. La concentración de 3 ppm(v) de H2S deberá ser considerada.

La planta de licuefacción de Gas Natural está diseñada en base a un proceso de regeneración de

Amina.

Se usarán solventes probados, para este proceso la MDEA (Metildietanolamina) formulada/activada es

la amina más apropiada.

A.3 DESHIDRATACIÓN

La deshidratación molecular del gas de tamiz se empleará para el secado del gas de alimentación de

GNL, ya que puede reducir el contenido de agua a menos de 0,1 ppm el cual es necesario para la

licuefacción del gas.

Se recomiendan tamices moleculares de diseño especial, como el 4A-LNG de UOP, para eliminar el

agua y los mercaptanos de bajo peso molecular que no se eliminan en el sistema de aminas aguas

arriba.

La corriente de gas de entrada debe estar completamente deshidratada hasta un punto de rocío

inferior a -150°F antes de ser procesada en la sección criogénica de la instalación. Un sistema

convencional de deshidratación de tamices moleculares de dos camas se utiliza para secar

completamente el gas de entrada. Uno de los dos deshidratadores funciona en el ciclo de adsorción




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mientras que un lecho está en el ciclo de regeneración. El flujo de gas es hacia abajo durante la

deshidratación y hacia arriba durante la regeneración.

El gas de regeneración se toma de la línea de gas seco aguas abajo de los Filtros de Polvo de Gas

Seco y/o gas de destello proveniente del Tambor de Destello. El gas de regeneración se calienta a

unos 450°F en el calentador de gas de regeneración. El gas de regeneración caliente se dirige al

fondo del deshidratador agotado y desorbita el agua y el CO2 del tamiz molecular. El gas de

regeneración húmedo sale por la parte superior de la cama y se enfría a 120°F con aire en el enfriador

de gas de regeneración. El agua que se condensa fuera del gas de regeneración se elimina en el

depurador de gas de regeneración y el gas seco se envía a una corriente de combustible. Durante el

ciclo de enfriamiento, el gas de regeneración pasa por alto el calentador de gas de regeneración y

fluye directamente al lecho de deshidratación caliente.

El gas seco de los deshidratadores se dirige a los filtros de polvo de gas seco para eliminar el polvo

del tamiz antes de entrar en la parte criogénica de la planta. Se proporciona un filtro de polvo 100% de

repuesto para que una unidad esté siempre en servicio, incluso durante los períodos de cambio de

elementos. Es crítico que un Filtro de Polvo esté en servicio en todo momento para evitar que se

obstruyan los intercambiadores de calor de aleta de placa de aluminio soldado aguas abajo.

Con el gas ácido y el agua eliminados del gas de alimentación, el gas tratado con un contenido de CO2

inferior a 50 ppm y un contenido de agua inferior a 0,1 ppm está ahora listo para el preenfriamiento y la

licuefacción.

A.4 LICUEFACCIÓN

El propósito del sistema de licuefacción es enfriar, condensar, subenfriar y estabilizar el GNL a la

presión del tanque de almacenamiento.

El ciclo de Refrigerante Mezclado Sencillo (MR) está diseñado para minimizar la potencia de

compresión y se optimiza mediante el uso de una mezcla de refrigerante específica para este diseño

de planta personalizado. Esta mezcla de refrigerante puede comprimirse según sea necesario para

cumplir con los requisitos de refrigeración.

El gas seco, después de eliminar el CO2 y la humedad, puede utilizarse como complemento del

refrigerante.

CryoSys ha desarrollado un proceso de RM propio que está contenido en una caja fría llena de perlita.

La caja fría incluye el intercambiador principal de MR, un intercambiador de calor de aluminio soldado

para una transferencia de calor óptima, y los recipientes de separación de destello. La caja fría, tal

como se ha diseñado, también actúa como un recipiente secundario de contención de GNL en caso de

fuga interna inesperada. La sección inferior de la caja fría será de acero inoxidable para este propósito

y todas las penetraciones de la caja fría de GNL estarán por encima de este volumen de contención

secundaria y estarán hechas de acero inoxidable 304 para cumplir con NFPA 59A.

La composición del RM será monitoreada en un cromatógrafo de gases que será suministrado con la

Planta de GNL.




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A.5 ALMACENAMIENTO DE LA MEZCLA DE REFRIGERANTES

Para minimizar la pérdida del refrigerante mezclado, se proporciona un tanque de retención de

refrigerante, el tanque de sobretensión MR, para "absorber" el sistema MR y mantener la expansión

del refrigerante después de una parada. Se instalará un sistema de almacenamiento y carga de RM.

Se suministrará un sistema de reposición de RM para reposición de componentes de RM según sea

necesario debido a pérdidas de gas de sellado. Se crearán informes de cromatografía de gases para

facilitar el análisis de la composición y determinar la composición de RM requerida.

El RM contendrá una mezcla de metano, nitrógeno, propano, etileno e isopentano. El metano se

suministrará del sistema después de eliminar la humedad y el CO2. El nitrógeno será suministrado por

el generador de nitrógeno suministrado con la Planta de GNL. El propano, el etileno y el isopentano se

suministrarán en botellas y bidones de almacenamiento como se indica a continuación:

o Botellas de propano R-290 (grado refrigerante). Se proporcionarán botellas de mezcla propano

para agregarlo al sistema de refrigeración MR.

o Botellas de etileno R-170 (grado refrigerante). Se proporcionarán botellas de mezcla de etileno

para agregarlo al sistema de refrigeración.

o Tambor iso-pentano (grado refrigerante). Se proporcionará un tambor de mezcla de isopentano

para agregarlo al sistema de refrigeración.

Las siguientes pautas se utilizarán para cargas eléctricas:

▪ UTILIDAD (Recipientes e Iluminación, etc.): 120V, Fase 1, 60 Hz

▪ Motores 0.745 Kw y más chicos: 480V, 3-Fase, 60 Hz

▪ Motores > 0.745 Kw y < 150 Kw: 480V, 3-Fase, 60 Hz

▪ Motores > 150 Kw: 6,600 V, 3-Fase, 60 Hz

▪ Instrumentación y Controles: 24 VDC

A.5.1 Batería/ Sistema de Alimentación Ininterrumpida.

El Sistema de baterías y la UPS/SAI deberán cumplir con los requisitos de los códigos eléctricos.

A.5.2 Nitrógeno

El Nitrógeno para instrumentos/controles, purga, amortiguación y relleno de refrigerante están

disponibles en las siguientes condiciones de diseño y operación desde el generador de nitrógeno

suministrado:




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Las condiciones se dan en la salida de la unidad de producción de N2.

Notas:

El Nitrógeno deberá ser producido con las siguientes especificaciones:

− O2 menos de 5 ppm(v).

− CO2 menos de 1 ppm(v).

− Contenido de humedad menos de 1 ppm(v).

− Libre de aceite e hidrocarburos.

A.6 TANQUES DE TRANSFERENCIA

El Gas Natural Licuado se mantendrá a una temperatura de -162° C. en tanques criogénicos

horizontales, cada uno con capacidad de 83 223 gal (315 m3). En esta primera etapa se operará con 2

tanques criogénicos. Estos tanques están constituidos por un contenedor criogénico primario de pared

doble con aislamiento térmico multicapa (Multy-layer high vacuum) entre ambas paredes y un sistema

de retención de derrames de Gas Natural Licuado para el caso de falla del contenedor primario.

Se construirá un dique o berma perimetral al área de almacenamiento, para la contención de cualquier

derrame del líquido, el cual tendrá las medidas en su sección transversal y en su desarrollo perimetral

necesarias para contener el volumen máximo del líquido que pudiera derramarse. El suelo dentro del

perímetro del dique tendrá pendiente del 1% hacia un punto definido por el diseño para un drenaje

controlado del líquido derramado hacia un conducto de extracción diseñado para tal fin.

Los diques o bermas se formarán con material del terreno natural del sitio, limpio, libre de materia

orgánica, compactado en capas de 20 cm que contengan de manera homogénea la humedad óptima

al momento de la compactación, para alcanzar el 95% mínimo de la prueba PROCTOR Estándar,

formando taludes con pendiente 2:1 para su estabilidad. Habrá escalones de concreto para subir al

dique y poder entrar al área para las operaciones de seguridad y mantenimiento. El talud podrá tener

un recubrimiento para protegerlo de la erosión.

La tubería de entrada y salida de los tanques de transferencia será de 2” y 3” Ø respectivamente. Toda

la tubería y accesorios utilizados en los arreglos mecánicos serán criogénicos.

Para cada tanque de transferencia se especifica:

• Temperatura de Trabajo (Contenedor Interno)………… -160° C

• Presión de Trabajo………………………………………… 12 psi

• Presión de Diseño (Contenedor Interno)……………….. 70 psi

• Vacío Permisible…………………………………………… -1 bar (-14.7 psi) Vacío Total

Todos los tanques de transferencia y sistemas de tubería asociados deberán pasar por una Prueba de

Hermeticidad antes de ser llenados con el gas licuado. Además, todos los tanques deberán estar

equipados con Dispositivos de Relevo de Presión y Vacío. Estos Dispositivos de Relevo cumplirán con

las necesidades de aislamiento del tanque al momento de dar mantenimiento de dichos dispositivos.




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A.7 SISTEMAS DE BOMBEO Y CARGA

En el Sistema de Bombeo y Carga de GNL se integran 4 bombas, las cuales tienen una capacidad

máxima de 300 GPM, impulsados por motores eléctricos de 30 HP aproximadamente, las cuales

succionan el producto directamente de los Tanques de Transferencia a través de un cabezal de 2” Ø y

lo suministran a

• Semirremolque de 45.5 m3 (12,020 gal) de capacidad

• Carro Tanque FFCC de 45.5 m3 (12,020 gal) de capacidad

De las 4 bombas de carga mencionadas más arriba, se destinarán

• 2 bombas para carga de Semirremolque

• 2 bombas para carga de Carro Tanque FFCC

El sistema para trasiego individual (Dispensario) de Semirremolque y Carro Tanques FFCC de LNG

consiste en un patín de medición de 3” Ø montado con un sistema de medición de flujo de 300 GPM,

controlador de lotes, válvulas criogénicas de control de flujo y válvulas de aislamiento, así como de

tubería criogénica, panel de control, sistema de puesta a tierra del vehículo, brazos de carga y línea de

recuperación de vapores.

Adicional al trasiego de LNG en Semirremolques y Carro Tanques FFCC, se contará con Dispensarios

de suministro de LNG, con bombas de 50 GPM para cargar los tanques de combustible de los

vehículos que remolcarán a los Carro Tanques FFCC y Semirremolques

• 2 Dispensarios para llenar tanque de Tracto-camión de Semirremolque para su propio

consumo.

• 1 Dispensario para llenar tanque de Locomotora FFCC para su propio consumo.

I.1.3 Listado de Equipos de la Planta de GNL.

A continuación, se indican las características de los equipos principales que conforman la Planta de

GNL.

TAG Sistema Equipo Dimensiones Condiciones Diseño

Psig F

F-200 Entrada Filtración Filtro de Gas a la entrada Por definir 1 050 200

PK-300 Removedor de CO2 20 GPM Planta de Amina 78 Liters/Min 1 050 200

F-400 Entrada Filtración Filtro de Gas a la entrada

(Deshidratación) Por definir 1 050 200

V-401 Deshidratación

Tamiz Molecular Tamiz Molecular Seco 24" ID x 6' 6" S/S 1 050 600


Tamiz Molecular Tamiz Molecular Seco 24" ID x 6' 6" S/S 1 050 600

F-403A Deshidratación

Tamiz Molecular Filtro de Polvo para Gas Seco Por definir 1 050 200




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Psig F

F-403B Deshidratación

Tamiz Molecular Filtro de Polvo para Gas Seco Por definir 1 050 200


Tamiz Molecular Regeneración de Gas Scrubber ND 1 050 200

C-405 Deshidratación

Tamiz Molecular Regeneración del Compresor de

Gas ND 1 050 200

A-406 Deshidratación

Tamiz Molecular Regeneración de Gas Frío ND 1 050 600

H-407 Deshidratación

Tamiz Molecular Regeneración de Gas Caliente ND 1 050 600

C-501

Licuefacción

Compresor de Refrigerante Principal (MR)

ND ND ND

V-502 Acumulador MR ND 650 200

V-500 Depurador del compresor de

Succión MR ND 650 200

V-505 Scrubber Intermedio Compresor

MR ND 650 200

TK-508 Tanque de Lubricante del

Compresor MR ND ND ND

A-507 Enfriador de aceite lubricante del


C-503 Compresor MR ND ND ND

A-504 Enfriador intermedio del


A-506 Enfriador posterior del Compresor

MR ND ND ND

BE-600 Intercambiador de calor de la

Caja Fría ND 1050 -265/150

V-603 Tanque de Expansión del

Refrigerante ND 650 -320/150

V-602 Recipiente de Extracción de

Materiales Pesados ND 1050 -265/150

V-601 Tanque de Expansión de GNL ND 250 -320/150

V-703 Componente MR MR Scrubber ND 650 -20/150

V-704 Componente MR MR Secador ND 650 -20/550

F-705 Componente MR Filtro de Polvo ND 650 -20/150

V-700 Componente MR Almacenamiento de Etileno ND ND ND

V-701 Componente MR Almacenamiento de Propano ND ND ND

V-702 Componente MR Botella de Isopentano ND ND ND

P-702 Componente MR Bomba de Isopentano ND ND ND

ND Bombeo de GNL Bombas de carga 300 GPM ND ND

ND Bascula de camiones Bascula de camiones ND ND ND

ND Patín de Carga Patín de Carga ND ND ND

TH-101 Almacenamiento Tanque de Transferencia de GNL 83 223 Gal ND ND





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Psig F





ND Generador de Nitrogeno Generador de Nitrogeno 75 SCFM ND ND

ND Quemador Quemador ND ND ND

ND Quemador KOD ND ND ND

ND MCC MCC ND ND ND

ND Suministro Eléctrico 13.8KV to 6600V Transformer/w

switch ND ND ND

ND Tratamiento de agua Osmosis Inversa ND ND ND

ND Sistema Paro por

Emergencia Detectores de Gas ND ND ND

ND Sistema Paro por

Emergencia Detectores de Fuego ND ND ND




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I.2 BASES DE DISEÑO

A continuación, se indican todas las consideraciones que se tomaron en cuenta para el diseño de la

Planta de Gas Natural Licuado (GNL), incluyendo el proceso de licuefacción y la capacidad de

almacenamiento:

A) Tiempo de Vida del diseño

La planta de GNL está diseñada para brindar servicio por 30 años.

B) Capacidad y Rango Operativo

Los sistemas de procesos serán diseñados de manera que la capacidad de la Planta GNL

corresponda al tiempo de operación anual promedio estimado de aproximadamente 8 322 horas.

La Planta GNL tendrá una capacidad mínima de operación diseñada de aproximadamente 30% de la

tasa total de la producción de GNL.

C) Capacidad de producción del Gas Natural Licuado

Se producirá Gas Natural Licuado a una capacidad de diseño de 150 000 GPD en Fase 1 y 150 000

GPD en fase 2. Obteniendo un total de 300 000 GPD de producción de GNL.

D) Almacenamiento de Gas Natural Licuado

La planta de Gas Natural Licuado deberá contar con tres días de producción a su máxima capacidad.

E) Carga de Camiones

La planta de GNL tendrá instalaciones de descarga y medición de la siguiente manera:

✓ La tasa de flujo de descarga de GNL está estimada para aproximadamente 300 gpm con una

estación doble de carga de camiones.

✓ Todo el GNL será vendido basado en el peso del producto, medido por una escala instalada en

el sitio.

F) Unidades de medida de diseño e idioma.

Todos los documentos serán escritos en idioma inglés, más se traducirán al español para cuestión

regulatoria.

Toda la documentación deberá manejar las unidades que se muestran en seguida. Cuando y donde se

requiera se utilizarán unidades en Sistema métrico internacional y sistema inglés.




I


G) Regulación aplicable al Proyecto.

La planta de Gas Natural Licuado deberá ser diseñada acorde a las siguientes regulaciones, códigos y

estándares.

▪ American Concrete Institute (ACI)

▪ American Institute of Steel Construction (AISC)

▪ American National Standards Institute (ANSI)

▪ American Petroleum Institute (API)

▪ American Society of Civil Engineers (ASCE)

▪ American Society of Mechanical Engineers (ASME)

▪ American Society of Testing and Materials (ASTM)

▪ American Welding Society (AWS)

▪ CFR-2002 Title 49, Vol 3

▪ Industrial Cable Engineers Association (ICEA)

▪ Institute of Electrical and Electronic Engineers (IEEE)

▪ Instrument Society of America (ISA)

▪ International Electric Code (IEC)

▪ National Association of Corrosion Engineers (NACE)

▪ National Electrical Code (NEC)

▪ National Electrical Manufacturers Association (NEMA)

▪ National Fire Protection Association (NFPA-59A)

▪ Process Industry Practices (PIP)

▪ Tubular Exchanger Manufacturers Association (TEMA)

▪ Uniform Building Code (UBC)

Se utilizará como guía la actualización más reciente de las normas y códigos mencionados.

H) Información Ambiental.

H.1 Condiciones del Sitio

o Ubicación: Sonora, Mexico

o Elevación sobre el nivel del mar: 1130 Pies

o Temperatura Máxima de diseño: 113 F




I


o Temperatura Mínima de diseño: 42 F

o Temperatura de diseño: 100 F

H.2 Diseño civil

El criterio de diseño estructural/civil deberá cumplir con la regulación aplicable. Los cimientos podrán

ser de diseño convencional en concreto o de pilotes con revestimiento de plancha de concreto. El

diseño civil toma en consideración la carga sísmica junto con criterios básicos sísmicos, de acuerdo

con la Zona Sísmica B, Ocupación Categoría I.

I) Condiciones de Alimentación del Gas

I.1 Parámetros del Alimentación de Gas

El gas alimentado será distribuido de la planta de licuefacción de la siguiente manera:

Flujo de entrada del Gas a Pre-Tratamiento 24.5 MMSCFD

Flujo de entrada del Gas a Licuefacción 12.23 MMSCFD

Temperatura del gas de entrada 100 °F

Presión del gas de entrada 500 psig

I.2 Composición del Gas de Alimentación.

La composición del gas de alimentación a ser entregado en la Planta GNL se muestra en la siguiente

tabla. El análisis del gas a ser usado en el diseño de la Planta GNL fue proporcionado por GNN.

Notas:

1. Contenido de Ácido Sulfhídrico: Se asume que el contenido de H2S es cero.

2. Contenido de mercurio: no se espera mercurio en el gas de alimentación.




I


3. Hidrocarburos pesados: Se asume como contenido insignificante.

4. Arena: No aplica.

5. Dióxido de Carbono: se espera un contenido de 0.20% mol de CO2 en el gas alimentado, pero para diseño se considera

1% en mol CO2.

6. Formación de agua: no se espera.

7. Contenido de humedad en el gas de alimentación 7%/MMSCFD

J) Especificaciones del Producto.

El tratamiento del gas de alimentación requiere que se eliminen los contaminantes e impurezas que

afecten adversamente la calidad del GNL. Las concentraciones máximas de contaminantes e

impurezas del producto GNL se enlistan en la siguiente tabla:




I


I.3 HOJAS DE SEGURIDAD

La sustancia principal que se manejará en el proyecto es el Gas Natural (en estado gaseoso y estado

líquido) compuesto principalmente por metano, el cual se encuentra en el Segundo Listado de

Actividades Altamente Riesgosas con una capacidad de reporte de 500 kg en estado gaseoso, por lo

que a continuación se describen sus características físicas y químicas.

Ver Anexo 3. HDS Metano.

✓ Nombre: Gas Natural - Gas Metano.

✓ Cantidad de Reporte: 500 kg. (Segundo Listado de Actividades Altamente Riesgosas).

✓ Familia química: Hidrocarburo parafínico.

✓ Peso molecular: 18,2.

✓ No. CAS (Chemical Abstract Service): 8006-14-2.

✓ No. ONU: 1971.

✓ Estado físico, color y olor: Gas incoloro, inodoro e insípido.

✓ Punto de fusión (760 mm Hg): - 182 °C.

✓ Punto de ebullición (760 mm Hg): - 160 °C.

✓ Temperatura crítica: - 82,50°C.

✓ Densidad del vapor (760 mm Hg): 0,61.

✓ Densidad específica (aire= 1): 0,68.

✓ Temperatura de auto ignición: Entre 5 370 y 6 510°C.

✓ Volumen crítico: 0,098 m3/kg/mol.

✓ Solubilidad en agua: 0.4 – 20 microgramos/100 cm3.

✓ Límite inferior de explosividad: 15% Metano + 85% Aire.

✓ Límite superior de explosividad: 5% Metano + 95% Aire.

✓ Valor Umbral Límite 15 min. (TLV 15): No establecida por OSHA. Asfixiante simple.

✓ Valor Umbral Límite 8 min. (TLV 8): No establecida por OSHA. Asfixiante simple.

✓ IDLH: 5000 ppm (correspondiente al Metano).

Adicionalmente, para el proceso de licuefacción es necesario la presencia de un refrigerante principal

(MR) compuesto por una mezcla de diferentes sustancias tales como: metano, propano, etileno,

nitrógeno e Iso-Penano, El metano se suministrará después de eliminar la humedad y el bióxido de

carbono, el nitrógeno será suministrado por el generador de nitrógeno. Los demás refrigerantes se

suministran en tanques portátiles.




I


De los componentes que conformarán la mezcla de refrigerante, solo el Propano y el Etileno se

encuentran dentro del Segundo Listado de Actividades Altamente Riesgosas con una capacidad de

reporte de 500 kg en estado gaseoso.

A continuación, se indican las propiedades de las sustancias principales involucradas en el proceso de

licuefacción:

Nombre Común Nombre Químico

Nivel de Riesgo NFPA Cantidad de Manejo S I R

Gas Natural Metano Gas 1 4 0 13.3 MMSCFD1

Metano Líquido 3 4 0 150 000 GPD2

Gas L.P. Propano 1 4 0

Nitrógeno Nitrógeno 0 0 0

Etileno Etileno 2 4 2

Isopentano Isopentano 1 3 0 208.2 Litros

En el Anexo 5, se incluyen las Hojas de Datos de Seguridad de las sustancias a emplear en el

proceso.

1 Millones de Pies Cúbicos por Día.

2 Galones por Día.




I


I.4 CONDICIONES DE OPERACIÓN

A continuación, se indican las condiciones de operación de la Planta de GNL:

Parámetros de entrada al Proceso de Licuefacción:

✓ Flujo: 13.3 MMSCFD

✓ Presión Máxima de entrada: 900 psig (63.28 kg/cm2)

✓ Presión Mínima de entrada: 500 psig (35.15 kg/cm2)

✓ Temperatura: 25°C

Parámetros de salida del Proceso de Licuefacción:

✓ Flujo: 150 000 GPD

✓ Presión Máxima de salida: 13.9 psig (0.98 kg/cm2)

✓ Presión Mínima de salida: 7 psig (0.5 kg/cm2)

✓ Temperatura: -160°C

Parámetros de entrada a Tanques de Transferencia:

✓ Flujo: 208 GPM

✓ Presión Máxima de entrada: 13.9 psig (0.98 kg/cm2)

✓ Presión Mínima de entrada: 7 psig (0.5 kg/cm2)

✓ Velocidad: 2.66 ft/s


Parámetros de salida a Llenaderas:

✓ Flujo: 600 GPM

✓ Presión Máxima de salida: 2.84 psig (0.2 kg/cm2)

✓ Presión Mínima de salida: 1.42 psig (0.1 kg/cm2)

✓ Velocidad: 3.83 ft/s





II


Índice

II. IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS, EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGOS. ............. 2

II.1 ANTECEDENTES DE ACCIDENTES E INCIDENTES ...................................................................................... 2

II.1.1 Incidentes Ocurridos en Plantas de GNL. .................................................................................... 2

II.2 ANÁLISIS PRELIMINAR DE RIESGOS (APR). ............................................................................................. 4

II.2.1 Análisis HAZID ............................................................................................................................ 5

II.3 ANÁLISIS CUALITATIVO DE RIESGO. ...................................................................................................... 12

II.3.1 Metodologías de identificación y jerarquización. ........................................................................ 12

II.3.2 Análisis HAZOP ........................................................................................................................ 13

II.4 ANÁLISIS DE FRECUENCIAS. ................................................................................................................ 33

Índice de Tablas

Tabla 1 Antecedentes de accidentes en plantas de licuefacción de GN. ...................................................... 2

Tabla 2 Consecuencias (en forma descriptiva). ............................................................................................ 7

Tabla 3 Frecuencia de ocurrencia de los eventos. ........................................................................................ 8

Tabla 4 Matriz de riesgos. ............................................................................................................................ 8

Tabla 5 Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTIs) utilizados. ........................................................... 13

Tabla 6 Relación de Nodos analizados en el HAZOP. ................................................................................ 16

Tabla 7 Consecuencias (en forma descriptiva). .......................................................................................... 23

Tabla 8 Frecuencia de ocurrencia de los eventos. ...................................................................................... 24

Tabla 9 Matriz de riesgos. .......................................................................................................................... 24

Tabla 10 Matriz de Riesgos de HAZOP (Tanques de Transferencia). ......................................................... 29

Tabla 11 Probabilidades de falla de desviaciones. ..................................................................................... 34

Tabla 12 Valor de probabilidad de ocurrencia de fallas. ............................................................................. 34

Tabla 12 Descripción de escenarios. .......................................................................................................... 35




II


II. IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS, EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RIESGOS.

II.1 ANTECEDENTES DE ACCIDENTES E INCIDENTES

Como datos históricos de incidentes y accidentes ocurridos en la operación de instalaciones de Gas

Natural Comprimido y Sistemas de Transporte, se presenta a continuación la descripción de casos

ocurridos en México y otras partes del mundo:

II.1.1 Incidentes Ocurridos en Plantas de GNL.

En este apartado se presentan accidentes e incidentes que pueden ocurrir durante la etapa de

Operación y Mantenimiento de instalaciones de proceso similares, asimismo se describe brevemente

el evento, las causas, sustancias involucradas, nivel de afectación y en su caso acciones realizadas

para su atención.

Tabla 1 Antecedentes de accidentes en plantas de licuefacción de GN.

Fecha Lugar Caso

1994 Cleaveland Ohio U.S.A.

Falla en un tanque de acero con contenido de níquel menor a 3.5 %. El gas natural líquido se derramó matando 128 personas y 225 resultaron dañadas. Las dos nubes formadas dieron como resultado un gran incendio sin explosión equivalente a 1 tonelada de TNT, resultando posteriormente un fuego de larga duración.

1972 Montreal Canadá

Debido a un retroceso de GN desde el compresor hacia la línea de nitrógeno, cuyas válvulas no habían sido cerradas después de efectuarse el proceso de deshielo. El GN entró al cuarto de control del compresor a través de la línea de nitrógeno, Como estaba permitido fumar en ese lugar. Ocurrió una explosión al encender un cigarro uno de los operadores. Este accidente no involucro GNL.

1977 Algeria

Un operador falleció al ser congelado por un chorro de GNL que escapó de una ruptura del cuerpo de una válvula de uno de los tanques de GNL. A pesar de la fuga no hubo incendio ni explosión. La válvula se rompió por ser de aluminio fundido en lugar de ser de acero inoxidable.

1978 Das Island, Emiratos Árabes

Al romperse una tubería de salida del GNL del tanque de GNL, se produjo un derrame que se evaporó sin causar ni incendio ni explosión. La fuga se controló cerrando la válvula anterior al punto de ruptura.

1983 Bontang

Indonesia

Debido a la ruptura de una de las columnas de licuefacción causada por haber dejado instalado una brida ciega en la line de desfogue, genero una sobrepresión que resulto en la ruptura de una línea. Los pedazos de la ruptura mataron tres trabajadores. El incendio pudo apagarse en treinta minutos. Este accidente ocurrió durante una operación de purga.

1985 Pinson

Alabama U.S.A.

Seis empleados resultaron dañados al producirse un incendio en un cuarto de control debido a la entrada de GN que escapó de una placa de aluminio que se fracturó en un recipiente conectado a una de las cajas frías de la que recibía el gas.




II


Fecha Lugar Caso

1988 Everett Mass. U.S.A.

Ocurrió un derrame de GNL durante una transferencia de uno de los tanques de almacenamiento producido por un “martillo de agua inducido por condensación”. El derrame fue contenido y debido a la calma atmosférica el gas no pasó a las instalaciones vecinas. No se reportaron daños.

1992 Baltimore Maryland

U.S.A.

La falla de una válvula de desfogue produjo una fuga de gas durante diez horas vaciándose en el contenedor de uno de los tanques y produciendo una presión en el tanque con la consecuente fractura del mismo. No hubo pérdidas humanas.

1993 Bontag

Indonesia

Una fuga de gas natural líquido se derramó en la tubería de drenaje de la planta, lo que produjo que el gas se expandiera violentamente rompiendo el drenaje. No hubo ignición de vapores ni daños humanos.

2003 Bintulu Malasia

Una fuga de GN sucedió en un equipo auxiliar de la planta de licuefacción sin producir daño alguno al sistema criogénico.

2004 Sikda

Algeria

Una fuga dentro del sistema refrigerante de hidrocarburo que se introdujo al sistema de la caldera produciendo un incendio que tardó ocho horas en ser apagado. Hubo grandes daños a la planta, 27 muertos y más de 72 personas dañadas. No hubo daño a los tanques de almacenamiento ni a los vecinos.

2009 Tangguh Indonesia

Ocurrió una fuga de GNL al fracturarse la tapa de acero al carbono de uno de los tanques de almacenamiento.

2011 Rótterdam Holanda

Se produjo una emisión de GNL durante una operación de mantenimiento que, debido a la humedad presente condensó de una manera visible. No hubo daños a personas ni a las instalaciones vecinas.




II


II.2 ANÁLISIS PRELIMINAR DE RIESGOS (APR).

El Análisis Preliminar de Riesgos (APR) es el precursor de otros métodos de análisis más complejos y

es utilizado únicamente en la fase de desarrollo de las instalaciones y para casos en los que no

existen experiencias anteriores, sea del tipo de implantación.

El APR selecciona los productos peligrosos y los equipos principales de la planta.

El APR se puede considerar como una revisión de los puntos en los que pueda ser liberada energía de

una forma incontrolada.

Fundamentalmente, consiste en formular una lista de estos puntos con los peligros ligados a:

✓ Materias primas, productos intermedios o finales y su reactividad. Equipos de planta.

✓ Límites entre componentes de los sistemas.

✓ Entorno de los procesos.

✓ Operaciones (pruebas, mantenimiento, puesta en marcha, paradas, etc.).

✓ Instalaciones.

✓ Equipos de seguridad.

Los resultados de este análisis incluyen recomendaciones para reducir o eliminar estos peligros. Estos

resultados son siempre cualitativos, sin ningún tipo de priorización.

Sí bien todos los accidentes que ocurren en la industria son dados por diferentes factores y a nivel global

son distintos por la forma en que se producen y las sustancias químicas que intervienen en ellos, todos

comparten una característica común: son acontecimientos no controlados, constituidos en su inicio por las

propiedades físicas y químicas del material y como causas iniciadoras, una serie de combinaciones de

factores que conllevan a eventos no deseados (fugas, derrames, incendio y explosión, principalmente),

ocasionando lesiones o muertes, daños de diversas magnitudes en la infraestructura de las instalaciones

y al medio ambiente.

En cualquier circunstancia, decir que en una instalación determinada puede ocurrir una explosión, o un

escape tóxico no es suficiente, sino que se requiere un estudio que indique cuales son los

mecanismos o secuencias de acontecimientos por los que el accidente puede tener lugar. El primer

suceso de la cadena se conoce como suceso iniciador. Por lo general entre el suceso iniciador y el

accidente se encuentra una secuencia de hechos que incluyen las respuestas del sistema y de los

operadores, así como otros sucesos concurrentes. Todos estos factores se conocen como elementos

del accidente.




II


II.2.1 Análisis HAZID

Los estudios HAZID son una herramienta para identificar riesgos y peligros, que se aplica al inicio de

los proyectos en cuanto están listos los diagramas del flujo de procesos, los borradores de los

balances de masa y temperatura y los gráficos de disposición óptima de componentes. También es

necesario conocer las infraestructuras existentes, el clima y datos geotécnicos, puesto que pueden ser

el origen de peligros externos.

El método es una herramienta que facilita el diseño, que ayuda a organizar los entregables sobre

Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de un determinado proyecto. En la técnica de brainstorming

normalmente participa personal del diseñador y del cliente de los ámbitos de ingeniería, gestión de

proyectos, operaciones y mantenimiento.

Los hallazgos más destacables y los peligros que se hayan identificado permitirán poder cumplir con

los requisitos en materia de Seguridad e Higiene y Medio Ambiente, formando parte del Registro de

Riesgos del proyecto que exigen las leyes de numerosos países.

Al realizar un estudio HAZID, el estado de desarrollo del proyecto es esencial, debido a que se deberá

alcanzar un equilibrio para determinar si es apropiado llevar a cabo un estudio suficientemente

temprano para afectar las decisiones que serán tomadas o si es preferible esperar a un estudio

posterior, cuando haya más información disponible. Es por esto que hay dos tipos de HAZID:

▪ Conceptual: Aplica a proyectos en etapa de definición, y analiza conceptos tales como

características físicas, socio-económicas, accesibilidad, etc. de la localización donde se llevará

a cabo el proyecto, como así también una descripción general de las tareas involucradas. Es,

por lo tanto, una descripción global del alcance del trabajo y su realización es en las etapas

iniciales del proyecto. Este estudio es diseñado para aplicarse en las primeras etapas de un

proyecto para identificar todos los riesgos sistemáticos asociados a las instalaciones o la

actividad.

▪ Detallado: Un HAZID detallado se realiza cuando el proyecto se encuentra en las etapas en las

que el diagrama de proceso se ha desarrollado, como así también un inventario de los riesgos

y parámetros que describen las actividades consideradas y los métodos con los cuales se

llevarán a cabo. Este enfoque puede adoptarse para analizar Riesgos en plantas existentes.

Los estudios HAZID son particularmente útiles cuando los equipos, procesos o planta han

variado de su diseño original.

Este tipo de estudio es particularmente útil cuando se consideran aspectos fuera del proceso en sí

mismo, tanto de seguridad como ambientales, con respecto a operaciones y procesos a llevar a cabo

en la instalación.

A diferencia del HAZID conceptual, en este caso hay información lo suficientemente significativa,

cuyos documentos más relevantes son los siguientes:

– Diagrama de flujo / Diagramas P&I,

– Balances de masa,

– Planos de la planta,




II


– Descripción de los procesos incluyendo todas las operaciones proyectadas,

– Descripción del proyecto, incluyendo todas las opciones, problemas de ciclo de vida y

flexibilidad planificada de la planta,

– Política de seguridad,

– Política operativa.

El método de estudio es una combinación de la identificación y análisis de los riesgos contemplados

en una Lista de Verificación y las conclusiones llegan luego de un torbellino de ideas (brainstorming).

Lo realiza un equipo multidisciplinario de personas competentes en las operaciones involucradas y

sobre todo conocedoras de los aspectos específicos de las operaciones de cada planta en particular.

El equipo es coordinado por un Ingeniero hábil en manejo de grupos y en los aspectos de la técnica

HAZID.

Los principales peligros a evaluar en el presente APR son los siguientes:

1. Corrosión externa. Debe incluir la originada por influencia microbiológica (MIC), en caso de

existir evidencia de la presencia de este fenómeno de corrosión.

2. Corrosión interna. Debe incluir la originada por influencia microbiológica interna (MIC), en caso

de existir evidencia de la presencia de este fenómeno de corrosión.

3. Defectos de fabricación. Se deben considerar los defectos en la costura y en el metal base.

4. Construcción. Incluir los defectos en la soldadura circunferencial, alineamiento y doblez por flexión

o pandeo, daños en el recubrimiento, conexiones, dobleces, abolladuras, rasgaduras, o la

combinación de éstos.

5. Equipo. Se refiere a dispositivos diferentes a la tubería y a sus componentes. Debe incluir

actuadores, válvulas de seccionamiento y aislamiento, principalmente.

6. Daños por terceros. Se deben incluir aquellos daños que provocan una falla.

7. Operaciones incorrectas. Se deben considerar las operaciones incorrectas como resultado

de procedimientos de operación incorrectos, seguir procedimientos equivocadamente o no aplicar

los procedimientos establecidos o la inexistencia de procedimientos para actividades críticas o

peligrosas. También se consideran operaciones incorrectas aquellas operaciones no deseadas o no

ordenadas en actuadores u otros componentes automáticos o controlados a distancia.

8. Clima y fuerzas externas. Se deben incluir tormentas eléctricas, lluvia o inundaciones,

huracanes, sismos, erosión y deslaves o movimiento del lecho marino.

Para establecer los niveles de riesgo con la cual se calificaron y jerarquizaron los peligros

identificados, asignando niveles de CONSECUENCIAS de acuerdo a lo que indica la Tabla 2, así

como la FRECUENCIA de falla de acuerdo a lo que establece la Tabla 3, con lo cual, mediante lo

establecido en la Tabla 4, se determina el Nivel de Riesgo del peligro identificado.




II


Tabla 2 Consecuencias (en forma descriptiva).

Gravedad Salud y seguridad Medio ambiente Economía Reputación

1

- Primeros auxilios - Efectos menores en

la salud - No requiere evacuación

- Impacto insignificante:

preocupaciones individuales.

2

- Ayuda médica o trabajo limitado

- Efectos medios en la salud

- Requiere unidad de evacuación

-

-Cobertura periodística local; quejas informales

múltiples de la comunidad;

Preocupaciones del propietario

3

- Tiempo perdido por lesiones.

- Efectos significantes a la salud.

- Evacuación requerida de Área

- Cobertura periodística

provisional; gran preocupación de

la comunidad; quejas formales y/o repetidas.

4

- Lesiones permanentes o discapacidades.

- Efectos a la salud mayores.

- Requiere evacuación de instalaciones.

Cobertura periodística

Nacional; gran indignación de la

comunidad; Litigación

5

- Muerte - Efectos graves a la

salud. - Requiere evacuación

de la comunidad e instalaciones.

Cobertura periodística Nacional e

Internacional

INFORMACIÓN PATRIMONIAL DE LA PERSONA MORAL, ART. 116 PÁRRAFO CUARTO DE LA LGTAIP Y 113 FRACCIÓN III DE LA LFTAIP




II


Tabla 3 Frecuencia de ocurrencia de los eventos.

Frecuencia Criterios de Ocurrencia

Categoría Tipo Cuantitativo Cualitativo

Muy Alta F5 1 0 a 1 año El evento puede presentarse en el próximo año.

Alta F4 0.1 >1 a 10 años El evento se ha presentado o puede presentarse en los próximos 10 años.

Media F3 0.01 >10 a 100

años Puede ocurrir al menos una vez en la vida de las instalaciones.

Baja F2 0.001 >100 a 1 000

años

Concebible; nunca ha sucedido en el centro de trabajo, pero probablemente ha ocurrido en alguna instalación similar.

Remota F1 0.0001 >1 000 a 10

000 años Esencialmente imposible. No es realista que ocurra.

Tabla 4 Matriz de riesgos.

SE

VE

RID

AD

DE

CO

NS

EC

UE

NC

IAS

5 B B A A A

4 C B B A A

3 C C B B A

2 C C C B B

1 C C C C B

1 2 3 4 5

FRECUENCIA




II


❖ HAZID aplicado a la Planta de Licuefacción.

Rev1 Análisis HAZID Instalación 1: Planta de Licuefacción (GNL).

Etapa: Proyecto aún no en operación. Análisis realizado para la etapa de operación con la ingeniería básica

Torreón, Coah. Abril del 2020

ID Peligro Potencial Descripción del

Peligro Consecuencias

del Peligro F1 C2 NR3

Recomendaciones y/o Comentarios

1

Corrosión externa

Presencia de corrosión atmosférica en Compresores

Presencia de fugas de gas natural por daños al material

2 3 C

Ninguna. Es un equipo paquete que está fabricado con materiales resistentes a la corrosión.

2 Presencia de corrosión atmosférica tuberías y

accesorios

Presencia de fugas de gas natural por daños al material

2 3 C

Implementar protección mecánica en tuberías de entrada y salida a la Planta de Licuefacción.

3 Corrosión interna Corrosión interna de tuberías y equipos

Ninguna 1 1 C

El Gas Natural a manejar a la entrada cumplirá con las especificaciones de la NOM-001-SECRE-2010 con la finalidad de no causar afectaciones internas a la tubería y equipos.

4

Defectos de fabricación

Defectos en el equipo paquete del proceso de

licuefacción

Fugas de Gas Natural. Potencial formación de fuego/Explosión. Pérdidas económicas. Daños a la comunidad.

3 3 B

Recomendación: Implementar sistemas para detección de mezclas explosivas, conos para determinar la dirección del viento y sistemas de neblinas para la dispersión de mezclas explosivas.

Comentario: GNN realizará pruebas operacionales previa entrada en operación toda la Planta de GNL.

5 Tuberías y accesorios fuera de especificación


3 3 B

Recomendación: Implementar sistemas para detección de mezclas explosivas, conos para determinar la dirección del viento y sistemas de neblinas para la dispersión de mezclas explosivas distribuidos de manera estratégica en la Planta de GNL.

1 Frecuencia

2 Consecuencia

3 Nivel de Riesgo




II









Comentario: GNN realizará pruebas operacionales previa entrada en operación toda la Planta de GNL. Además, todos los materiales a instalar serán conforme a las especificaciones de calidad establecidas en las bases de diseño.

6 Construcción

Defectos en conexiones rápidas y tuberías de entrada y salida al proceso de

GNL


3 3 B

Recomendación: Implementar sistemas para detección de mezclas explosivas, conos para determinar la dirección del viento y sistemas de neblinas para la dispersión de mezclas explosivas distribuidos de manera estratégica en la EC.

Comentario: GNN realizará pruebas operacionales previa entrada en operación toda la Planta de GNL.

7 Equipo Falla de accesorios (válvulas manuales,

actuadores y/o filtros)

Desabasto de gas natural

3 2 C

Incluir en el programa anual de mantenimiento la inspección periódica de accesorios.

8

Daños por terceros

Vandalismo

Robo de partes de la Planta de GNL. Pérdidas económicas.

3 3 B

Planta de GNL supervisada las 24 horas mediante Circuito Cerrado de Televisión (CCTV), protegida con muros perimetrales y con acceso restringido.

9 Terrorismo


3 3 B

La Planta de GNL estará protegida con barda perimetral y custodiada las 24 horas, además, en caso de presentarse un acto terrorista se activarán los planes de atención a emergencias en donde principalmente de suspenderá el suministro de gas natural a la Planta




II









de GNL y el paro escalonado de los compresores.

10 Operaciones incorrectas

Falta de mantenimiento Posibles fallas en tuberías y equipos.

3 2 C La operación de la Planta de GNL será mediante personal capacitado.

11 Falta de

procedimientos de operación.

Posibles fallas en tuberías y equipos.

3 2 B

La operación de la Planta de GNL será mediante personal que estará siendo capacitado periódicamente con estricto apego a los procedimientos de operación de los equipos paquete proporcionados por el fabricante y con apego a los procedimientos establecidos por GNN.

12

Clima y fuerzas externas

Presencia de Tormentas Electicas

Posible caída de rayo con afectación a infraestructura

2 2 B Instalar aparta rayos en puntos estratégicos de la Planta de GNL.

13 Presencia de lluvias

torrenciales o inundaciones

Inundación interna de la Planta de GNL. Presencia de deslaves.

2 2 B

La Planta de GNL contará con sistema de drenaje fluvial e industrial, para el desagüe del interior.

14 Presencia de Huracanes

Inundación interna de la Planta de GNL. Presencia de deslaves.

2 2 B

La Planta de GNL contará con sistema de drenaje fluvial e industrial, para el desagüe del interior.

15 Presencia de sismos Daños a infraestructura de la Planta de GNL.

2 2 B

La Planta de GNL se ubicará en una zona donde la presencia de sismos es baja.

CONCLUSIÓN:

De acuerdo al análisis preliminar HAZID, los principales peligros a presentarse en las instalaciones

superficiales del proyecto son por Defectos de Fabricación, Defectos en la Construcción de las

instalaciones y por Daños por Terceras partes durante la operación de las instalaciones.




II


II.3 ANÁLISIS CUALITATIVO DE RIESGO.

II.3.1 Metodologías de identificación y jerarquización.

Con el objetivo de evaluar el riesgo de presentarse incidentes a lo largo de la trayectoria, se eligieron

los métodos analíticos HAZOP y LOPA, para identificar peligros y así emitir recomendaciones

tendientes a controlar y prevenir incidentes, mitigar las consecuencias para evitar pérdidas humanas,

daños a la salud, a la propiedad, instalaciones y medio ambiente.

El HAZOP fue seleccionado porque es un método completo y por lo regular se utiliza en complejos de

gas y refinerías para evaluar el riesgo considerando factores como: tipo de proceso y las condiciones

de operación.

El LOPA, fue seleccionado ya que es una metodología diseñada para evaluar a detalle la suficiencia

de las capas de protección existentes en el diseño de proceso para aquellos eventos de mayor riesgo

identificados en el HAZOP .

Los aspectos complementarios en la identificación de peligros y evaluación de riesgos, utilizados en

las metodologías HAZOP y LOPA, se indican a continuación:

1. HAZOP. Metodología de análisis de riesgos operacionales que complementa al Muhlbauer, ya

que analiza las variables operacionales en las instalaciones críticas (instalaciones

superficiales), para determinar las posibles fallas en el mismo, mediante la designación de

Nodos y la aplicación de palabras guía. Este método da como resultado la matriz de riesgos.

2. Una vez identificadas las desviaciones (fallas) que resultaron de mayor riesgo en el HAZOP, a

Juicio de Expertos4 se descartaron aquellas fallas que no repercutían en fugas de gas natural,

considerando que su formación o presentación no tenían ningún efecto directo al medio

ambiente y como tal no representan un riesgo ambiental.

3. Análisis LOPA. Se empleó como complemento del HAZOP para evaluar a detalle las capas de

protección de aquellos eventos (desviaciones) de mayor Riesgo identificados en el HAZOP.

4. Tomando en cuenta las principales fallas con afectaciones al medio ambiente y al proceso, se

procedió a proponer los escenarios de simulación.

4 La técnica del juicio de expertos se basó en la experiencia y en el conocimiento panel de expertos que aplicó el método del consenso grupal en el cual se aplicaron filtros que dicho panel de expertos aceptaron como representación o un cierto porcentaje de opiniones concordantes.




II


II.3.2 Análisis HAZOP

El método HAZOP (HAZard and OPerability “Riesgo y Operabilidad”) o análisis de Riesgo y de

Operabilidad se concentra en una metodología mediante un enfoque sistemático para identificar tanto

riesgos como problemas de operabilidad. Aunque la identificación de riesgos es el tema principal, los

problemas de operabilidad se examinan, ya que tienen el potencial de producir riesgos en los procesos,

que resulten en violaciones ambientales y/o laborales o tener un impacto negativo en la productividad.

El análisis de operación y riesgo HAZOP, es el método más amplio y reconocido para realizar un análisis

de riesgo en procesos industriales. Es un estudio que identifica cada desviación posible de un diseño, de

una operación o de una afectación cualquiera, además de todas las posibles causas y consecuencias que

pueden ocurrir en las condiciones más adversas para el proceso, siendo así, éste sirve para identificar

problemas de seguridad y mejorar la operabilidad de una instalación industrial.

Para la realización del análisis HAZOP se emplearon los siguientes Diagramas de Tubería e

Instrumentación (DTIs):

Tabla 5 Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTIs) utilizados.

Número de Dibujo Título del Dibujo Lugar(es) utilizado(s)

19-023-PID-00-001 Hoja 2 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 5, 20, 23

19-023-PID-00-001 Hoja 3 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 20

19-023-PID-00-001 Hoja 4 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 20, 25

19-023-PID-00-001 Hoja 5 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 20, 21, 22, 23, 24



19-023-PID-00-001 Hoja 8 de 9 25 MMSCFD Tratador Amina Nodos: 23, 25


PID-100 Smartcat P&I Smartcat

PP-PID-A000-0100 P&I – Filtración del gas de

entrada Nodos: 1, 2, 3

PP-PID-A000-0200 P&I – Contactor Amina Nodos: 1, 4, 5, 6, 25

PP-PID-A000-0400 P&I – Deshidratación Tamiz de

Mole Nodos: 4, 6, 7, 15, 16

PP-PID-A000-0401 P&I – Regeneración Tamiz de

Mole Nodos: 15, 16, 17

PP-PID-A000-0402 P&I – Regeneración Tamiz de

Mole Nodos: 7, 15

PP-PID-A000-0500 P&I – Compresión MR Nodos: 10, 12, 18, 19

PP-PID-A000-0501 P&I – Compresión MR Nodos: 10, 11

PP-PID-A000-0600 P&I – Licuefacción Nodos: 7, 8, 9, 11, 12, 13, 14

PP-PID-A000-0700 P&I – Sistema de Maquillaje MR Nodos: 18

PP-PID-A000-0701 P&I – Sistema de Maquillaje MR Nodos: 15, 18




II


Número de Dibujo Título del Dibujo Lugar(es) utilizado(s)

PP-PID-A000-1400 P&I – Rampa de

deslizamiento Regeneración de Amina

Nodos: 25

PP-PID-A000-1500 P&I – Sistema de gas

combustible Nodos: 2, 13, 26

PP-PID-A000-1810 P&I – Paquete Generador de

Nitrógeno

PP-PID-A000-1820 P&I – Cabezal Generador de

Nitrógeno

PP-PID-A000-1850 P&I – Cabezal de llamarada Nodos: 26

PP-PID-A000-1860 P&I – Llamarada con Bidón KO

Integral Nodos: 26

PP-PID-A000-1900 P&I – Tanque de

Almacenamiento de Amina Nodos: 25

PP-PID-A000-1900 P&I – Tanque de

Almacenamiento de Amina

PP-PID-A000-1901 P&I – Unidad R.O. Nodos: 25

PP-PID-A000-1922 P&I – Tanque de desagüe Nodos: 17

PP-PID-A000-1950 P&I – Sumidero de Drenaje de

Amina Nodos: 3

TP-SON-HER-LNG-ABA-DTI-20_02

Área de Bombas para Carga de Autotanques.

Nodo 28

TP-SON-HER-LNG-ABD-DTI-20_04

Área de Bombas para Carga de Dispensarios de Autotanques.

Nodo 28

TP-SON-HER-LNG-ABD-DTI-20_05

Área de Bombas para Carga de Dispensarios de Locomotora.

Nodo 28

TP-SON-HER-LNG-ABI-DTI-20_03

Área de Bombas para Carga de Iso contenedores.

Nodo 28

TP-SON-HER-LNG-ADT-DTI-20_01

Área de Tanques de Transferencia.

Nodo 27

TP-SON-HER-LNG-APM-DTI-20_06

Área de Patín de Medición para Autotanques.

--

TP-SON-HER-LNG-APM-DTI-20_07

Área de Patín de Medición para Iso contenedores.

--

Para mayor detalle, Ver Anexo 5. Diagramas de Tubería e Instrumentación (DTIs).

El HAZOP fue realizado bajo el siguiente procedimiento:

1. Selección de nodos.

El proceso se analiza seccionándolo en partes discretas o nodos. Un nodo es generalmente una

línea o un recipiente o un procedimiento. Los nodos deben ser bastante pequeños para ser

manejables, y a la vez lo bastante grandes para reducir la duplicación y hacer buen uso del tiempo.

2. Registre la intención, los parámetros de diseño y las condiciones de proceso. Es decir, parámetros

de diseño del equipo, condiciones de operación normales y máximas. Esto incluye típicamente la

temperatura, la presión, la composición, el nivel, el flujo, etc.




II


3. Repase con el equipo la matriz de desviación preparada previamente para este nodo y agregue

otras desviaciones si es necesario.

4. Identificar las causas o las razones por las que las desviaciones pueden ocurrir. Las causas deben

ser locales en el origen, es decir, originan en el nodo bajo evaluación. Con el nodo de la

alimentación o de la fuente, considere causas en aguas arriba. Donde no haya causas identificadas

escribir "ninguna causa".

El estudio del HAZOP sólo considera eventos causales únicos (errores o fallas). Escenarios que

requieran de analizar dos fallas separadas, dos errores de operador o una falla más un error son

considerados “doble falla” y no son considerados normalmente durante un estudio de HAZOP.

Los drenes y válvulas que están normalmente cerradas, y con tapones o bridas ciegas, no son

considerados fuentes de fugas. Similarmente, medidores reemplazables localizados en las tuberías

con válvulas de raíz no son consideradas fuentes de fuga, si el procedimiento estándar requiere

verificar que la válvula esté cerrada y el sistema al cual está conectado ya sea que este

despresurizado o bien que no surja ningún riesgo debido a una fuga, o la apertura de dos válvulas

en serie simultáneamente no es considerada una causa creíble para la fuga o mezcla de fluidos,

etc.

La Causa deberá estar en el Nodo en cuestión.

5. Identifique las consecuencias o los resultados de las desviaciones asumiendo que los controles

básicos de proceso fallan y las salvaguardas no existen. Considere las consecuencias fuera del

nodo así como en el interior. Si no hay consecuencias de que preocuparse, escribir "ninguna

consecuencia de preocupación".

6. Identifique la severidad de las consecuencias identificadas asumiendo que los sistemas básicos de

control y los sistemas de protección fallan.

7. Identifique las capas adicionales de protección requeridas para reducir el riesgo a un nivel

aceptable. Si el riesgo del peligro no se ha reducido a un nivel aceptable, la eficacia de las capas

propuestas debe ser mejorada o capas adicionales deben ser agregadas según sea necesario.

8. Asigne una categoría a la consecuencia identificada.

9. Asigne una categoría a la probabilidad de ocurrencia de la consecuencia analizada, considerando

esta vez los sistemas de control y/o capas de protección válidas, así como cualquier otro

modificador de frecuencia que aplique.

10. Identifique las recomendaciones y asigne las responsabilidades. Donde esté clara una solución

específica, deberá ser registrada como tal. Los equipos a menudo se detienen a intentar conseguir

una recomendación. Es absolutamente apropiado que la recomendación sea investigar las

medidas de protección apropiadas. Es también bueno redactar las recomendaciones que permitan

una cierta flexibilidad, por ejemplo, diciendo: considerar tales y tal opción. La recomendación se

debe escribir con bastante detalle para poder entender el intento sin el resto de la hoja de trabajo

delante del lector.




II


A.1 Nodos Seleccionados para el Desarrollo del Análisis de Riesgo de Operabilidad “HAZOP”.

Para facilitar el análisis de riesgos y la aplicación de la técnica HAZOP, se analizaron 26 nodos para

todo el proceso de Licuefacción, mismos que se describen a continuación:

Tabla 6 Relación de Nodos analizados en el HAZOP.

NODOS DESCRIPCIÓN DISEÑO / PARÁMETROS DIBUJOS COMENTARIO

1. NODO

101

Gas de Entrada

desde los Límites de

Batería a través del

filtro F- 100 hasta en

Contacto Amina

F-100: 1050 psi a 200°F

PP-PID- A000- 0100

1440 psi suministro

tubería PP-PID- A000-

0200

2. NODO

101A

Vaciado de la línea

principal de gas para

suministrar gas

combustible, gas

manta y gas de

purga a la tubería de

los usuarios de gas

combustible

La presión máxima para

los usuarios de la tubería

es de 150 psi

PP-PID- A000- 0100

PP-PID- A000- 1500

3. NODO

102

Drenaje de líquido

desde el F-100 al

sistema de

desagüe

El tanque de desagüe está

clasificado para

atmosférico

PP-PID- A000- 0100

Puede

contener

hidrocarburos

mínimos

PP-PID- A000- 1950

4. NODO

103

En lo alto desde T-

200 Contactor Amina

a través del Enfriador

de Aire AC-215 hasta

la entrada del Filtro/

Coalescente de Gas

F- 400

F-200: 1050 psi a 200°/-

20°F

PP-PID- A000- 0200

PP-PID-A000- 0400

5. NODO

104

Fondo del Contactor

Amina T-200 al

Tanque Flash de

Amina Rica V-201

F-200: 1050 Psi a 200°/-

20°F

PP-PID- A000- 0200

19-023- PID-00- 001

Hoja 2 de 9




II



6. NODO

105

Líquidos desde el

Filtro/ Coalescente de

Gas F-400 drenando

al Tanque Flash de

Amina Rica V-201

F-400: 1050 psi a 200°F

PP-PID- A000- 0400

PP-PID- A000- 0200

7. NODO

106

Gas desde lo alto

de F-400 a través

de V- 401/402

Secadores de

Tamiz de Mole Y V-

403 A/B Filtros de

Polvo de Gas Seco

a través del Paso A

de BE-600

Intercambiador de la

Caja Fría hacia V-

602 Contenedor de

Remoción de

Materiales Pesados

F-400: 1050 psig a 200°F;

V-401/402: 1050 Psig a

600°F

F-403 A/B: 1050 psig a

200°F;

BE-600: Pase A: 1050

psig a -320° a 150°F

PP-PID- A000- 0402

PP-PID- A000- 0600

Es abordado en

el Nodo 109;

Punto final

objetivo a V- 602

es ˜ (- 70°F)

8. NODO

107

Desde lo alto del

Contenedor de

Remoción de

Materiales Pesados

V- 602 a través de

BE- 600 hacia el

Flash Drum LNG V-

601

BE-600, Pase B: 1050 psi a

-320° a 150°F

V-602: 1050 psi a -320°

a 150°F

V-601: 250 psi a -320°

a 150°F

PP-PID-A000-0600

9. NODO

108

Fondo del

Contenedor de

Remoción de

Materiales Pesados

V- 602 (Paso F) hasta

donde se une con la

corriente del Paso E

(gas combustible) de

BE-600

intercambiador de la

Caja Fría

BE-600, Pass F:250

PP-PID-A000-0600




II



10. NODO

113

Desde lo alto del

Depurador de Succión

de Compresión

Refrigerante Mixto V-

500 a través de las

etapas 1 y 2 del

Compresor MR C-

503, a través del Inter

Enfriador Compresor

MR A-504 hacia el

Depurador Interface

Compresor MR V-505

V-500: 650 psig at V-500:

650 psig a 200°F

A-504: 650 psig a -20°

a 300°F

V-505: 650 psig a 300°F

PP-PID-A000-0500

Presión máxima de

asentamiento

diseñada para ser

˜650 psi max PP-PID-A000-0501

11. NODO

114, 114B,

114C

(COMBINA

DOS)

Desde lo alto del

Depurador Interface

Compresor MR V-505

a través de la etapa 3

del Compresor MR C-

503, a través del

Enfriador Posterior

Compresor MR A-506,

a través de la

corriente del Pase C

del Intercambiador de

la Caja Fría BE-600 al

Flash Drum

Refrigerante V-603

V-505: 650 psig a 300°F

A-506: 650 psig a -20°

a 300°F

BE-600, Pase F: 250 psig a

-320° a 150°F

PP-PID-A000-0501

PP-PID-A000-0600

La línea desde V-

505 a la entrada de

V- 704 está

bloqueada cerrada y

no se utiliza

normalmente– no se

considera creíble el

flujo mal

direccionado

12. NODO

115, 116

(COMBINA

DO)

Desde lo alto y fondo

del Flash Drum

Refrigerante V-603

hacia el Pase D de

BE- 600 (vapor hacia

el fondo, líquido a los

lados) hacia el


del Compresor MR V-

500

BE-600, Pase D: 650 psi a

- 265° a 150°F

V-603: 650 psi a -320° a 150°F

PP-PID- A000- 0600

PP-PID- A000- 0500

Desde lo alto del

Flash Drum LGN V-

PP-PID- A000- 0600




II



13. NODO

117

601, a través del

Pase E, mezclado

con el Pase F, hacia

el sistema de Gas

Combustible

BE-600, Pases E y F: 250

psi a -320° a 150°F

V-601: 250 psi a -320°

a 150°F

PP-PID- A000- 1500

14. NODO

118

Fondo del V-601,

mandando GNL al

almacén de Producto

V-601: 250 psi a -320°

a 150°F PP-PID- A000- 0600

15. NODO

109

Gas seco a través del

Calentador de Gas de

Regeneración H-407

a través de la cama

de regeneración del

Secador de Tamiz de

Mole V-401/402 a

través del Enfriador

de Gas de

Regeneración AC-

406 hacia el

depurador de Gas de

Regeneración V-404.

Incluye manual de

operación de gas

desde el Calentador

de Gas de

Regeneración al

Secador MR V-704

H-407: 1050 psi a

600°F V-401/402: 1050

psi a 600°F

V-704: 1050 psi a -20°

a 600°F

PP-PID- A000- 0402

Modo Regeneración

– El Modo de

Secado está en

el Nodo 106

PP-PID- A000- 0400

PP-PID- A000- 0401

PP-PID- A000- 0701

16. NODO

110

Desde lo alto del

Depurador de Gas de

Regeneración V-404

a través del

Compresor de Gas

de Regeneración C-

405 al Filtro/

Coalescente

de Gas F-400

V-404: 1050 psig a

600°F F-400: 1050 psig

a 200°F C-405: 1050

psig a 600°F

PP-PID- A000- 0401

PP-PID- A000- 0400




II



17 NODO

111

Drenaje de agua

desde el Depurador

de Gas de

Regeneración V-

404

hacia el Tanque

de Desagüe TK-

1915

V-404: 1050 psi a 600°F

PP-PID- A000- 0401

PP-PID- A000- 1922

18. NODO

112

Maquillaje del

Refrigerante Mixto

(MR) hacia el

Depurador MR V-703

a través del Secador

MR V-704 a través del

Filtro de Polvo F-705

inyectado hacia la

corriente de flujo de

recirculación MR del


del Compresor MR V-

500

V-703: 650 psi a -20°

a 150°F;

V-704: 1050 psi a -20°

a 600°F;

F-705: 650 psi a 200°F

PP-PID- A000- 0700

PP-PID- A000- 0701

PP-PID- A000- 0500

19. NODO

119

Remoción del MR del

circuito de circulación

hacia el acumulador

para permitir el ajuste

fino de la composición

R y para “almacenar”

MR durante el

apagado/

mantenimiento en el

Acumulador MR V-

502 y el regreso al

sistema vía el

Depurador de

Succión V-500

V-502: 650 psi a 200°F PP-PID- A000- 0500

Tanque Flash de

Amina Rica V-201 y

el fondo atravesando

el Pre-Filtro de

V-201: 150 psi a -20°

a 300°F:

F-202: 150 psi a -20°

19-023- PID-00- 001

Hoja 2 de 9




II



20. NODO

201 Y

NODO 202

Amina Rica F-202,

atravesando F-203 a

través de F-204 A/B

a través del

Intercambiador de

Amina Magra/Rica

hacia la Columna de

Amina

a 300°F;

F-203: 150 psi a -20°

a 300°F:

F-204 A/B: 150 psi a -20°

a 300°F;

E-206 (lado del tubo): 150

psi a -20° a 500°F;

V-208: 75 psi a -20°

a 300°F

19-023-PID-00- 001

Hoja 3 de 9

19-023- PID-00- 001

Hoja 4 de 9

19-023- PID-00- 001

21. NODO

203

Reflujo de Columna

de Amina V-208 a

través del

Condensador de

Reflujo A-207 hacia el

Acumulador de

Reflujo V-209

V-208: 75 psi a -20°

a 300°F

19-023- PID-00- 001

Hoja 5 de 9

22. NODO

204

Desde lo alto del

Acumulador de

Reflujo V-209

ventilando CO2 a la

atmósfera

V-209: 75 psi a -20°

a 300°F

19-023- PID-00- 001

Hoja 5 de 9

23. NODO

205

Fondo del V-202 a

través del Reboiler de

Amina/Tanque de

Compensación E-212

Nota: Incluye el Gas

Combustible al

Sistema de Amina

desde el cabezal de

Gas Combustible

V-208: 75 psi a -20°

a 300°F

E-212: 25 psi a -20°

a 300°F

19-023- PID-00- 001

Hoja 5 de 9

19-023- PID-00- 001

Hoja 8 de 9

19-023- PID-00- 001

Hoja 2 de 9

24. NODO

206

Fondo del

Acumulador de

Reflujo V-209 a través

de las Bombas de

Reflujo P-210 A/B

hacia la Columna de

Amina V-208 y hacia

V-209: 75 psi a -20°

a 300°F

19-023- PID-00- 001

Hoja 5 de 9

19-023- PID-00- 001

Hoja 6 de 9




II



el Acumulador de

Reflujo V-209

25. NODO

207, 208

Fondo del Tanque

de Compensación

de Amina E-212 a

través de las

Bombas de Impulso

P-213 A/B a través

del lado de

revestimiento del

Intercambiador de

Amina Magra/Rica a

través del Enfriador

de Amina Magra A-

211 a través de las

Bombas de

Circulación de

Amina P-214 A/B

hacia el Contactor

Amina T- 200.

NOTA: Incluye

adición de Amina y

Maquillaje de Agua

(como servicios

públicos/

composición)

Incluyendo el Tanque

de Almacenamiento

de Amina TK-1935 a

través de la Bomba

de Transferencia de

Amina P-1985

E-212: 25 psi a -20°

a 300°F

E-206 (lado de

revestimiento): 150 psi a -

20° a 500°F

A-211: 150 psi a -20°

a 300°F

T-200: 1050 psi a -20° a

250°F

19-023- PID-00- 001

Hoja 4 de 9

19-023- PID-00- 001

Hoja 7 de 9

19-023- PID-00- 001

Hoja 9 de 9

PP-PID- A000- 1400

PP-PID- A000- 0200

PP-PID- A000- 1900

PP-PID- A000- 1901

26. NODO

120

Sistema de Venteo –

Cabezal y Purga/ Gas

Combustible hacia

FL- 9200

PP-PID- A000- 1500

PP-PID-A000- 1850

PP-PID- A000- 1860

27. TANQUE

Almacenamiento de GNL (6 tanques

Contenedor Interno: 50 psi de -320°F a 122°F TP-SON-HER-LNG-




II



DE ALMACENA

MIENTO

- 86 300 gal cada uno)

Contenedor exterior: Vacío

ADT-DTI-20_01

28. CARGADE

CAMIONES

TP-SON-HER-LNG-ABA-DTI-20_02, TP-

SON-HER-LNG-ABD-DTI-20_04, TP-

SON-HER-LNG-ABD-DTI-20_05 y

TP-SON-HER-LNG-ABI-DTI-20_03

Para establecer la Matriz de Rango de Riesgo (Risk Ranking) con la cual se calificaron y jerarquizaron

los riesgos identificados, asignando niveles de CONSECUENCIAS de acuerdo a lo que indica la Tabla

I.7, así como la FRECUENCIA de falla de acuerdo a lo que establece la Tabla I.8, con lo cual,

mediante lo establecido en la Tabla I.9, se determina el Nivel de Riesgo del nodo analizado.

Tabla 7 Consecuencias (en forma descriptiva).

RANGO DESCRIPCION

1 Bajo – Sin efectos de salud significativos o mínimos (daño registrable menor); liberación menor/contenida; ˂$10 K

2 Medio – Daño Registrable Significativo hasta Trabajo Restringido; liberación reportable; $10 K a $100 K

3

Significativo – Casos de uno o más días de trabajo perdidos hasta efectos permanentes en la salud; violación de permiso, $100 K a $1 MM

4 Mayor – Hospitalizaciones múltiples, efectos de salud posteriores hasta fatalidad en sitio; requiere limpieza en y fuera de sitio; $1 MM a $10 MM

5 Severo – Múltiples fatalidades en sitio; fatalidad fuera de sitio; requiere limpieza mayor fuera de sitio; ˃$10 MM




II


Tabla 8 Frecuencia de ocurrencia de los eventos.

RANGO DESCRIPCION

1 No se espera su ocurrencia durante la vida de la instalación.

2 Podría ocurrir alguna vez durante la vida de la instalación.

3 Podría ocurrir varias veces durante la vida de la instalación.

4 Podría ocurrir una vez al año (o con mayor frecuencia).

Tabla 9 Matriz de riesgos.

Probabilidad

1 2 3 4

G R A V E D A D

1 1 2 3 4

2 2 4 6 8

3 3 6 9 12

4 4 8 12 16

5 5 10 15 20

1 Aceptable – No se requieren medidas de control de riesgo



4 Aceptable con control – Existen medidas de control de riesgo






12 No Deseable – Deben introducirse medidas de control de riesgo dentro de un tiempo especificado

15 No Deseable – Deben introducirse medidas de control de riesgo dentro de un tiempo especificado

16 Inaceptable

20 Inaceptable

En el Anexo 7, se incluye el Reporte del HAZOP.




II


A continuación, se incluyen las desviaciones del HAZOP con mayor nivel de Riesgo en el Proceso de

Licuefacción:

NODO 2

Desviación Causas Consecuencias Protecciones CAT Matriz RECOMENDACIONES

S L RR

Presión Alta

1. PCV-

1500 A/B

funciona

mal

abierta

1. Potencial de sobrepresión en los sistemas/usuarios hacia arriba por ˃3.5 MAWP, resultando en potencial de LOC, incendio, explosión y lesiones personales, con potencial de múltiples muertes

1. PSV-1500,

fijado a 150

psi S 5 2 10 1. Asegurarse de que

PSV-1500 está

dimensionada para el

escenario de flujo

completo

LOPA Escenario: 2.6.1.1

2. PIHH –

1500, cierra

SDV 1500 y

desencadena

ESD

S 5 2 10

NODO 5

Desviación Causas Consecuencias

Medidas de

seguridad CAT

Matriz Recomendaciones

(HAZOP)

S L RR

Nivel Bajo

1. LV-0200

funciona mal

al abrir

1. Potencial de soplado de gas

hacia V-201, resultante en

potencial de sobrepresión por

˃3.5 X MAWP, resultante en

potencial de falla del

contenedor, con potencial de

incendio/explosión y múltiples

fatalidades.

Escenario LOPA: 5.11.1.1

1. PSV-201,

fijado a 150 psi,

dimensionado

para falla del

“control de

válvula”

S 5 2 10

3. Asegurarse de que

PSV-201 está

dimensionado para LV-

0200 funcionando mal

abierta y casos de

incendio

2. PI-201 HH

alarma en

presión alta/alta

en V- 201

4. Asegurarse de que PI-

201HH desencadena el

sistema de apagado




II


NODO 6

Desviación Causas Consecuencias Protecciones CAT

Matriz Recomendaciones

(HAZOP)

S L RR

Nivel Bajo

1. LV-0400 A

funciona mal

abierta

1. Potencial soplado de

gas hacia V-201,

resultante en potencial de

sobrepresión por ˃3.5

MAWP, resultante en


contenedor, con potencial

de incendio/explosión y

múltiples fatalidades

1. PSV-201,

fijado a 150 psi,

dimensionado para

falla de “control de

válvula”

S 5 2 10


PSV-201 está

dimensionado en

conjunto con el

dimensionamiento de

RO-0400 y el mal

funcionamiento abierto

de LV-0400 A o LV-

0400B

Escenario LOPA:

6.11.1.1

2. PI-201 HH

alarmas de presión

alta/alta en

V-201


PI-201HH desencadena

el sistema de apagado

2. LV-0400 B

funciona mal

abierta

1. Potencial de soplado de

gas hacia V-201,


sobrepresión por ˃3.5

MAWP, resultante en


contenedor, con potencial

de incendio/explosión y

múltiples fatalidades

1. PSV-201,

set at 150 psi, sized

for "control valve"

failure

S 5 2 10


PSV-201 is sized in

conjunction with sizing

of RO-0400 and

malfunction open of

LV- 0400A or LV-

0400B Escenario LOPA:

6.11.2.1

2. PI-201 HH

alarmas de presión

alta/alta en

V-201


PI-201HH

desencadena el

sistema de apagado




II


NODO 7

Desviación Causas Consecuencias Protecciones CAT Matriz Recomendaciones

(HAZOP) S L RR

Sin Flujo/Flujo

Bajo

1. Tamiz de

cama V-

401/402

tapado

1. Pérdida o reducción del flujo

de gas desde la parte superior de

F-400, resultante en potencial de

soplado de gas hacia V-201,


sobrepresión por ˃3.5 MAWP,

resultante en potencial de falla

del contenedor, con potencial de


fatalidades.

1. PSV-201, set a 150 psi,

dimensionado

para “falla

valvula de

control”

2. PI-201 HHalarmas en

alta/alta en V- 201

S 5 2 10

5. Asegurarse de

que PSV-201 está

dimensionado en

conjunto con el

dimensionamiento

de RO-0400 y el

mal funcionamiento

abierto de LV-0400

A o LV-0400B


22. Pérdida de alimentación al

Calentador de Gas de

Regeneración H-407 resultante

en pérdida del gas de

regeneración y potencial daño al

calentador; aspectos operativos;

sin consecuencias peligrosas

4. Asegurarse de

que PI-201HH

desencadena el

sistema de

apagado

2. Filtro F-403A/B tapado

1. Pérdida o reducción del flujode gas desde la parte superior de F-400, resultante en potencial de

soplado de gas hacia V-201, resultante en potencial de

sobrepresión por ˃3.5 MAWP, resultante en potencial de falla

del contenedor, con potencial de incendio/explosión y múltiples

fatalidades.


2. Pérdida de alimentación alCalentador de Gas de

Regeneración H-407 resultante en pérdida del gas de

regeneración y potencial daño al calentador; aspectos operativos;


1. PSV-201,

fijado a 150 psi,

dimensionado

para falla de

“válvula de

control”

2. PI-201 HH

alarmas en

presión alta/alta

en V-201

S 5 2 10

5. Asegurarse

de que PSV-201

está dimensionado

en conjunto con el

dimensionamiento

de RO-0400 y el

mal

funcionamiento

abierto de LV-0400

A o LV-0400B

4. Asegurarse de

que PI-201HH

desencadena el

sistema de

apagado




II



(HAZOP) S L RR

3. Válvulas en

línea

manuales del

filtro

inadvertidame

nte cerradas

1. Pérdida o reducción delflujo de gas desde la parte

superior de F-400, resultante en potencial de soplado de gas hacia V-201, resultante en

potencial de sobrepresión por ˃3.5 MAWP, resultante en

potencial de falla del contenedor, con potencial de

incendio/explosión y múltiples fatalidades.


2. Pérdida de alimentación alCalentador de Gas de

Regeneración H-407 resultante en pérdida del gas de

regeneración y potencial daño al calentador; aspectos operativos;


1. PSV-201,

fijado a 150 psi,

dimensionado

para falla de

“válvula de

control”

2. PI-201 HH

alarmas en

presión alta/alta

en V-201 S 5 2 10

5. Asegurarse

de que PSV-201

está dimensionado

en conjunto con el

dimensionamiento

de RO-0400 y el

mal

funcionamiento

abierto de LV-0400

A o LV-0400B

4. Asegurarse de

que PI-201HH

desencadena el

sistema de

apagado

4. SP-0600 A

enchufado o

válvula de

aislamiento

inadvertidame

nte cerrada










fatalidades.


1. PSV-201,

fijado a 150 psi,

dimensionado

para falla de

“válvula de

control”

2. PI-201 HH

alarmas en

presión alta/alta

en V-201

3. PDT-0600 A

alarmas en

presión

diferencial alta a

lo largo del

Colador SP-0600

A

S 5 1 5

5. Asegurarse

de que PSV-201

está dimensionado

en conjunto con el

dimensionamiento

de RO-0400 y el

mal

funcionamiento

abierto de LV-0400

A o LV-0400B

4. Asegurarse de

que PI-201HH

desencadena el

sistema de

apagado




II



(HAZOP) S L RR

5. PV-0602

falla al cerrar










fatalidades.


1. PSV-201,

fijado a 150 psi,

dimensionado

para falla de

“válvula de

control”

2. PI-201 HH

alarmas en

alto/alto en V-

201

S 5 2 10

5. Asegurarse que

PSV-201 esta

dimensionada en

conjunto de RO-

0400 y

malfuncionamiento

abierto de LV-

0400A o LV-

0400B

4. Asegurarse que

PI- 201HH

desencadena el

apagado del

sistema

NODO 9


(HAZOP) S L RR

Flujo Alto 1. LV-0602

falla al abrir

1. Potencial de soplado de vapor

hacia la línea de gas combustible,


sobrepresión en los sistemas o

usuarios corriente abajo por ˃3.5

MAWP, resultante en potencial de

LOC, incendio, explosión y

lesiones personales, con potencial

de múltiples fatalidades.

1. PSV-1500,

fijado a 150 psi

2. PIHH-1500,

cierra ESD 1500

y activa ESD

S 5 2 10


PSV- 1500 esta

dimensionado para el

escenario del flujo

completo

Tabla 10 Matriz de Riesgos de HAZOP (Tanques de Transferencia).

Nodo Desviación Causa Consecuencias

Nivel de Riesgo

1

Temperatura Menor/Baja 1. Condición deseable

Presión Alta

1. Falla del vacío entrelos tanques (por

ejemplo migración de H2, fugas)

1. Aumento de fuga de calor deltanque, resultante en eventual venteo de mayor producto a la

atmósfera; aspectos operativos, sin consecuencias peligrosas




II



Nivel de Riesgo

Presión Baja/Vacío

1. Deseable en eltanque exterior

2. Sin causas creíblesen el tanque interior (presión de vapor de

GNL)

Fuga/LOC 1. Sin causas creíbles

en este nodo

Mayor o Menor Composición

1. Sin causas creíblesen este nodo

Nivel Alto

1. Error deloperador/información: volumen insuficiente

para contener el líquido entrante

1. Ver Flujo Revertido/ Maldireccionado, este nodo

Nivel Bajo

1. Error deloperador/información:

drenado todo el recorrido

1. Ver Presión baja/sin presión, estenodo

Pérdida de Servicios 1. Sin aspectos

Adicionalesidentificados

Mantenimiento/Muestreo 1. Sin aspectos

adicionalesidentificados

Arranque/Apagado

1. Falla al pre-enfriar eltanque previo a la

reintroducción de GNL después del

“calentamiento”

1. Potencial de estrés térmico/ruptura del tanque interno, resultante en potencial de liberación al espacio intersticial, con potencial último de

fragilidad del metal y fuga al contenedor secundario (área de

dique por NPFA 59ª) – considerada como protección secundaria

adecuada

Aspectos Generales 1. Sin aspectos


2

Presión Alta 1. PV-1901B falla al

cerrar

1. La descarga de la bomba nopuede exceder las calificaciones del

equipo; aspectos operativos; sin consecuencias peligrosas

Presión Baja/Vacío

1. Presión traserainsuficiente en la

bomba de retorno (por ejemplo falla de la

válvula de solenoide)

1. Potencial de daño de bomba;aspectos operativos, sin

consecuencias peligrosas

Fuga/LOC 1. Falla de la

manguera 1. Potencial de liberación de GNL al

nivel del suelo, con potencial de




II



Nivel de Riesgo

incendio y lesiones personales.

Mayor o Menor Composición

1. Sin causas creíblesen este nodo

Nivel Alto 1. Fijación errónea o

falla del totalizador/escala

1. El sobrellenado físico no es creíbledebido a las características

espaciales del vapor y capacidades de las bombas de presión; Ver Sin

Flujo/Flujo bajo, Retorno de ventilación desde el camión cerrado,

este nodo

Nivel Bajo 1. Sin causas creíbles

de consecuenciaspeligrosas

Pérdida de Servicios 1. Ver Sin Flujo/Flujo

Bajo, este nodo

Mantenimiento/Muestreo 1. Sin aspectos


Arranque/Apagado

1. Bomba del tanqueno enfriada/equilibrada

1. Potencial de daño de bomba; aspectos operativos, sin consecuencias peligrosas

2. Falla al enfriar eltanque previo a la

carga

1. Potencial de estrés térmico/ruptura del tanque del camión, resultante en potencial de liberación hacia el contenedor secundario (área de dique por NPFA 59ª) – considerada como protección secundaria adecuada

Aspectos Generales 1. Falla de conexión a

tierra

1. Potencial de fuente de incendio, reduciendo la efectividad de otras protecciones.




II


II.3.3 Análisis LOPA

El análisis LOPA (Layer of Protection Analysis o Análisis de las Capas de Protección) es una

novedosa metodología de análisis de riesgos de carácter semicuantitativo que permite determinar y

valorar el riesgo de forma intuitiva y reproducible, desvelando qué capas de protección son

susceptibles de ser mejoradas y en qué grado.

Para los escenarios de riesgo analizados en el HAZOP que resultan con alto nivel de severidad (a

juicio de expertos), se realiza un Análisis de Capas de Protección (LOPA), con el objetivo de

establecer la Frecuencia Tolerable al Evento (TEF), misma que está determinada por la gravedad y el

tipo de consecuencias.

El LOPA fue elaborado usando el procedimiento estándar de capas de protección, el cual implica el

uso de la probabilidad de la causa iniciadora (frecuencia de inicio del evento, IEF) y la probabilidad de

que las capas de protección independientes identificadas (IPL) no funcionen cuando sea necesario

(Probabilidad de falla en demanda, PFD), así como modificadores condicionales (CM), para determinar

la probabilidad general del escenario.

Si el riesgo de LOPA es inaceptable (es decir, no alcanza el TEF), se requieren recomendaciones para

el establecimiento de capas de protección independientes adicionales.

Si el nivel de riesgo en LOPA es aceptable (dentro del TEF), no se requieren recomendaciones

adicionales, sin embargo, el equipo del ARP puede tomar las recomendaciones de HAZOP para su

consideración.

Las reglas para iniciar los eventos, IPL, y los modificadores condicionales, se proporcionan en el

procedimiento estándar de LOPA.

Cabe mencionar que el indicador principal de la satisfacción positiva o negativa del análisis de capas

de protección es el LOPA Ratio, el cual, de acuerdo a la bibliografía especializada, establece lo

siguiente:

• If LOPA Ratio ≥ 1, entonces las IPL existentes son adecuadas.

En caso de que el LOPA Ratio sea < 1, entonces el RRF (Factor de Reducción de Riesgo) establece el

número de capas de protección necesarias para que la frecuencia el evento (IEF) se encuentro del

rango TEF.

En el Anexo 7, se incluye el Reporte de Resultados del LOPA.




II


II.4 ANÁLISIS DE FRECUENCIAS.

El árbol de fallas es una herramienta empleada para el análisis de cómo pueden llegar a ocurrir y de las

posibles interrelaciones entre los eventos. Se trata de un proceso deductivo que permite determinar cómo

puede tener lugar un suceso en particular apoyando en la cuantificación de los riesgos involucrados.

El árbol de fallas descompone un accidente en sus elementos contribuyentes, ya sean éstos, fallas

humanas o de equipos del proceso y sucesos externos, principalmente. El resultado es una

representación lógica en la que aparecen cadenas de sucesos capaces de generar un suceso culminante

que ocupa la cúspide del árbol.

De manera sistemática y lógica se representan las combinaciones de las situaciones que pueden dar

lugar a la producción del "evento a evitar", conformando niveles sucesivos de tal manera que cada suceso

esté generado a partir de sucesos del nivel inferior, siendo el nexo de unión entre niveles la existencia de

"operadores o puertas lógicas (OR y AND)".

El árbol se desarrolla en sus distintas ramas hasta alcanzar una serie de "sucesos básicos", denominados

así porque no precisan de otros anteriores a ellos para ser explicados. También alguna rama puede

terminar por alcanzar un "suceso no desarrollado" en otros, sea por falta de información o por la poca

utilidad de analizar las causas que lo producen.

La metodología empleada consiste en representar cada interrelación con un símbolo del álgebra de

Boole.

Si para la ocurrencia de un evento se requiere que dos o más condiciones se cumplan simultáneamente,

utilizamos el símbolo “AND” y si para la ocurrencia sólo se requiere que una de dos o más condiciones se

cumpla, usamos la compuerta “OR”. Multiplicando y/o sumando todas las probabilidades de los eventos

contribuyentes unidos mediante una misma compuerta “AND” o “OR”, se obtiene la probabilidad del

evento del siguiente nivel jerárquico.

En este caso de analizar los modos y efectos de fallas del gasoducto, se utilizan modelos de fallas de

componentes y se analizan sus efectos potenciales a partir de parámetros disponibles en información

bibliográfica especializada, para cada tipo de fallas.

El árbol de fallas es un diagrama lógico que muestra las interrelaciones entre el evento no deseado en

un sistema (efecto) y las razones para el evento (causas). Las razones pueden ser condiciones

ambientales o eventos normales que se espera que ocurran en la vida del sistema y fallas de

componentes específicos. Así, un árbol de fallas construido coherentemente muestra las diferentes

combinaciones de fallas y otros eventos los cuales pueden guiar a un evento no deseado.

Probabilidad de ocurrencia

Para determinar la probabilidad de falla de las desviaciones identificadas en el HAZOP de mayor

riesgo, se procedió a tomarlas directamente de fuentes bibliográficas tales como Lees' Loss Prevention

in the Process Industries: Hazard Identification, Assessment and Control (3 Volumes), 4th Edition.




II


Tabla 11 Probabilidades de falla de desviaciones.

Nodo Desviación Causas Frecuencia

determinada

2 Presión Alta 1. PCV-1500 A/B funciona mal abierta 1X10-3

5 Nivel Bajo 1. LV-0200 funciona mal al abrir 6X10-2

6 Nivel Bajo 1. LV-0400 A funciona mal abierta 6X10-2

2. LV-0400 B funciona mal abierta 6X10-2

7 Sin Flujo/Flujo

Bajo

1. Tamiz de cama V- 401/402 tapado 3.3X10-3

2. Filtro F-403 A/B tapado 3.3X10-3

3. Válvulas en línea manuales del filtroinadvertidamente cerradas

1X10-3

4. SP-0600 A enchufado o válvula deaislamiento inadvertidamente cerrada

1.5X10-1

5. PV-0602 falla al cerrar 2X10-3

9 Flujo Alto 1. LV-0602 falla al abrir 6X10-2

28 Fuga/LOC 1. Falla de la manguera 1X10-3 5

Tabla 12 Valor de probabilidad de ocurrencia de fallas.

Frecuencia Descripción Valor

10-1 Muy Probable 0.1

10-2 Probable 0.01

10-3 Medianamente Probable 0.001

10-4 Improbable 0.0001

10-5 Muy Improbable 0.00001

FUENTE: Health and Safety Briefing No 26a Sept.2004 .

The Institution of Electrical Engineers

5 Tomado directamente de referencia bibliográfica: J. M. Storch de Gracia. T. García Martín. Seguridad Industrial en Plantas Químicas y Energéticas: Fundamentos, Evaluación de Riesgos y Diseño. Editorial: Díaz de Santos, 2008




II


En base a los resultados del HAZOP considerando las desviaciones de mayor riesgo con

repercusiones al medio ambiente, se propusieron los escenarios de riesgo para determinar los radios

de afectación y realizar el análisis de consecuencias, lo anterior, en base al criterio de experto y

experiencia del equipo evaluador.

A continuación, se indican los escenarios de riesgo:

Tabla 13 Descripción de escenarios.

No. Clave Descripción Nodo Nivel de Riesgo

Sistema Sustancia

involucrada

1 Esc1

Rotura de la línea de 2’’ D.N. del Sistema de Gas Combustible producto de la

sobrepresión (>3.5 MAWP6) causada por la falla de la PCV 1500A/B.

2. 101A 10 Sistema de Gas

Combustible Gas Natural (gaseoso)

2 Esc2

Falla del Recipiente V-201 producto de la sobrepresión generada por el paso directo

del gas natural hacia el Tanque de Expansión de Amina Rica (V-201) debido al bajo nivel en el Contactor de Amina. La falla ocurre en una tubería de accesorio

de 1’’ D.N.

5. 104 10

Tanque de Expansión de

Amina Rica (V-201)

Gas Natural (gaseoso)

3 Esc3

Rotura de la línea de gas combustible de 1.5’’ D.N. aguas debajo del Recipiente de Separación de Pesados (V-603) producto

de la falla abierta de la LV-0602.

9. 108 10 Licuefacción (Cold Box)

Gas Natural seco

(gaseoso)

4 Esc4

Fuga de Gas Natural Licuado en el área de carga de GNL en Semirremolques a causa de la falla de la manguera de 3’’

por movimiento indebido del Semirremolque.

28 6

Carga de Iso contenedores

en Semirremolques

Gas Natural Licuado

5 Esc5

Fuga de Gas Natural Licuado en el área de dispensarios de Semirremolques a

causa de la falla de la manguera de 1 ½’’ por movimiento indebido del

Semirremolque.

28 6 Suministro a

dispensarios de Semirremolques

Gas Natural Licuado

6 Esc6

Fuga de Gas Natural Licuado en el área de carga de GNL a Iso contenedores a

causa de la falla de la manguera de 1 ½’’ por movimiento indebido del Carrotanque.

28 6 Carga de

Carrotanques Gas Natural

Licuado

7 Esc7

Fuga de Gas Natural Licuado en el área de dispensarios de Locomotoras a causa

de la falla de la manguera de 3’’ por movimiento indebido de la máquina.

28 6 Suministro a

dispensarios de Locomotora

Gas Natural Licuado

Cabe mencionar, que de acuerdo a los resultados del HAZOP las desviaciones analizadas en los

Nodos 6 y 7, repercuten en las mismas consecuencias que el Nodo 5, por lo que el Escenario 2 es

representativo de todas esas fallas.

6 Máxima Presión de Trabajo Permitida.




III


Índice

III. ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS.......................................................................................................... 2

III.1 ESCENARIOS DE SIMULACIÓN............................................................................................................... 2

III.1.1 Justificación de los modelos matemáticos para la simulación. .................................................... 2

III.1.2 Descripción de escenarios.......................................................................................................... 7

III.3 PLANOS DE LOS RESULTADOS DE SIMULACIÓN. .................................................................................. 17

III.4 ANÁLISIS DE VULNERABILIDAD. .......................................................................................................... 24

III.5 SISTEMAS DE SEGURIDAD Y MEDIDAS PARA ADMINISTRAR LOS ESCENARIOS DE RIESGO. ...................... 36

III.5.1 Sistemas de Seguridad ............................................................................................................ 36

III.5.2 Medidas Preventivas ................................................................................................................ 40

III.6 RECOMENDACIONES TÉCNICO OPERATIVAS ........................................................................................ 44

Índice de Tablas

Tabla 1 Efectos generados por radiación térmica. ........................................................................................ 4

Tabla 2 Efectos generados por ondas de sobrepresión ................................................................................ 5

Tabla 3 Parámetros a utilizar para la determinación de las Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento. ......... 6




III


III. ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS.

III.1 ESCENARIOS DE SIMULACIÓN

III.1.1 Justificación de los modelos matemáticos para la simulación.

Por la naturaleza de las actividades que realiza la empresa, se tienen riesgos potenciales en todas las

secciones y componentes que constituyen el proyecto. En todo el sistema existen una serie de uniones,

accesorios y equipos que pueden llegar a fallar bajo determinadas circunstancias y dado que están

sometidas a presión interna positiva, en caso de fallas la emisión del gas natural a la atmósfera es

inmediata.

Una fuga procedente de las tuberías, equipos y accesorios, deriva en el traslado de una masa de gas a

través de la atmósfera en forma de una nube limitada geométricamente o de una pluma gaseosa, con un

punto de escape y una masa extendida en la dirección del viento y con la distribución de distintas

concentraciones en su interior.

Ambas formas de emisión, están sometidas a un grado creciente de dilución en el aire que hace que las

concentraciones en la nube o en la pluma vayan disminuyendo conforme transcurre el tiempo y se alejan

del punto de emisión. El grado de dilución depende de varios factores siendo los más relevantes la

cantidad de material emitida, la densidad de la nube de gas, la estabilidad de la atmósfera y la altura del

punto de emisión.

La evaluación de los riesgos a través de los escenarios más probables junto a la simulación de los

eventos máximos definidos con el software SCRI Fuego Versión 2.1, permite determinar las áreas

potencialmente vulnerables, de tal manera que se generen recomendaciones para evitar la ocurrencia del

evento o contar con la protección adecuada en caso de que este ocurra. Para las actividades de

operación y mantenimiento de las estaciones, se han identificado los escenarios de riesgo potencial, los

cuales involucran eventos por incendio que a su vez podrían desencadenar una explosión.

Modelación de Explosiones (Sobrepresión).

Para realizar las simulaciones de los efectos por sobrepresiones en los escenarios definidos para el

presente estudio se utilizó el modelo SCRI Fuego en la versión 2.1, el cual es un conjunto de

herramientas, para simular en computadora; emisiones de contaminantes, fugas y derrames de productos

tóxicos y daños por nubes explosivas, para estimar escenarios de afectación de emisiones continuas o

instantáneas, bajo diversas condiciones meteorológicas, para estudios de riesgo e impacto ambiental,

diseño de plantas e instalaciones industriales y apoyar en la capacitación y entrenamiento de personal, en

el manejo de situaciones de emergencia.

Si partimos de la premisa que una explosión se caracteriza por la liberación repentina de energía que

produce un área momentánea de alta presión en el medio ambiente, entonces la emisión de energía y la

disipación de la energía hacia el medio ambiente debe ocurrir muy rápido a fin de que el evento sea

clasificado como explosión.




III


El efecto de una explosión se debe a la disipación de la energía liberada y una gran parte de la energía

liberada se transforma en un incremento de presión en la atmósfera (sobrepresión explosiva).

Modelación de incendio.

Este modelo calcula y proporciona los radios de la zona en donde el fuego provoca quemaduras a

personas sin protección, dichos radios están dados en dos escalas que determinan quemaduras letales

para el radio que delimita los 9.5 kW/m2 y quemaduras de segundo grado para el radio que marca los 5

kW/m2 de radiación. El modelo trabaja con los siguientes parámetros de la sustancia simulada:

➢ Peso molecular,

➢ Gravedad específica,

➢ Temperatura,

➢ Área del incendio.

El modelo asume que la velocidad del viento es insuficiente, como para mantener un área circular de

fuego y que las personas expuestas no están protegidas completamente contra los efectos de la radiación

térmica por el uso de cualquier ropa.

Límites para definición de las áreas de riesgo y amortiguamiento.

Para poder definir los límites con los que se establecen los escenarios y las zonas de seguridad en el

entorno de los mismos, se utilizan los criterios dados por la Dirección General de Materiales, Residuos y

Actividades riesgosas del Instituto Nacional de Ecología.

Para el caso de la radiación térmica y las sobrepresiones se cuenta con los siguientes valores definidos

por la ASEA.

Inflamabilidad (radiación térmica).

▪ Zona de alto riesgo por daño a equipos: 37 kW/m2 (kilowatt por metro cuadrado) a 12.5 kW/m2.

▪ Zona de alto riesgo: 5 kW/m2,

▪ Zona de bajo riesgo (amortiguamiento): 1.4 kW/m2.

Explosividad (sobrepresión).

▪ Zona de alto riesgo por daño a equipos: 10 psi (Libras por pulgada cuadrada) a 3 psi.

▪ Zona de alto riesgo: 1 psi,

▪ Zona de bajo riesgo (amortiguamiento): 0.5 psi.

Una evaluación del riesgo sólo queda completa si se conocen las consecuencias de un accidente por muy

eventual que sea. Por este motivo, la última etapa de una evaluación de riesgo consiste en analizar las

consecuencias de un accidente potencial importante en la Planta de GNL y su efecto en las

inmediaciones de la instalación y en el medio ambiente.




III


El análisis de consecuencias busca determinar la magnitud de las consecuencias de un incidente

peligroso, esto es, un acontecimiento que por lo general ocurre sin advertencia, durante un periodo corto y

con efectos potencialmente serios en personas y propiedades.

En la práctica, el análisis de consecuencias atiende los siguientes factores:

▪ Término de la fuente,

▪ Dispersión,

▪ Efecto.

Factores de mitigación.

Término de la fuente. Es la evaluación de las características de la liberación peligrosa inicial, y es la base

sobre la cual se construye el resto de la secuencia del análisis.

Dispersión. Los modelos de dispersión se aplican a escenarios de liberaciones al aire y se clasifican en

términos de la diferencia en densidad entre el material liberado y la atmósfera.

Fuego y explosión. Se hace énfasis en peligros provenientes de liberaciones que causan radiación

térmica e impactos de presión para poder estimar los efectos de éstos en personas y materiales.

Factores de mitigación. Estos modelos analizan datos para sistemas de aislamiento, barreras,

procedimientos de evacuación y acciones evasivas durante accidentes.

Los efectos de los incendios sobre las personas son quemaduras de piel por exposición a las radiaciones

térmicas. La gravedad de las quemaduras depende de la intensidad del calor y del tiempo de exposición.

La radiación térmica es inversamente proporcional al cuadrado de la distancia de la fuente. En general, la

piel resiste una energía térmica de 10 kW/m2 durante aproximadamente 5 segundos y de 30 kW/m2

durante sólo 0.4 segundos antes de que sienta dolor.

Para evaluar los efectos en un incendio, se tomarán como base los datos indicados en la siguiente tabla:

Tabla 1 Efectos generados por radiación térmica.

Intensidad de Radiación (kW/m2)

Daño producido por radiación térmica

37.5 Suficiente para causar daño a equipo de procedimiento.

25 Energía mínima requerida para prender la madera por exposición prolongada.

12.5 Energía mínima requerida para la ignición piloteada de madera, fundición de tubería de plástico.

9.5 El umbral del dolor se alcanza después de 8 segundos; quemaduras de segundo grado después de 20 segundos.

4 Suficiente para causar dolor al personal si éste no puede protegerse en 20 segundos, sin embargo, es factible la formación de ampollas en la piel (quemaduras de segundo grado), 0 fatalidad.

1.39 No causará incomodidad durante la exposición prolongada.




III


Formación de ondas de sobrepresión.

Para eventos de explosión, las zonas de alto riesgo y de amortiguamiento se evaluaron considerando

los siguientes valores de sobrepresión:

✓ Sobrepresión 1 lb/in2 (0.07 kg/cm2), la cual es definida por SEMARNAT como Zona de Alto

Riesgo, y la literatura indica que puede causar destrucción parcial de casas y daños reparables

a edificios, provocando el 1% de ruptura de tímpanos y el 1% de heridas serias por proyectiles

que existirán por la demolición de casas, las cuales se vuelven inhabitables,

✓ Sobrepresión 0.5 lb/in2 (0.035 kg/cm2), la cual es definida por SEMARNAT como Zona de

Amortiguamiento, y la literatura indica que se tendrán rupturas del 10% en ventanas grandes

de vidrio y pequeñas normalmente estrelladas con algún daño a algunos techos con una

probabilidad de 95% de que no ocurren daños serios.

Tabla 2 Efectos generados por ondas de sobrepresión

Sobrepresión Máxima

(psi) Daño producido por ondas de sobrepresión en explosión

0.03 Ruptura ocasional de ventanas de vidrio grandes que estén bajo tensión.

0.1 Ruptura de ventanas pequeñas que se encuentran bajo tensión.

0.15 Presión típica de ruptura del vidrio.

0.3 “Distancia segura” (probabilidad de 0.95 que no ocurran daños serios a partir de este valor): límite de proyectiles; daños a techos de casas; ruptura del 10% de ventanas con vidrios.

0.4 Daño estructural menor limitado.

0.7 Daño menor a estructuras de casas.

1 Demolición parcial de casas, se vuelven inhabitables.

1 – 2 Destrucción de asbesto corrugado; en las divisiones de acero corrugado aluminio, los tornillos fallan y después se tuercen; los tornillos de paneles de madera fallan; los paneles son destruidos.

1.3 El armazón de acero de edificios revestimientos se deforma.

2 Colapso parcial de techos y paredes.

2 – 3 Cuarteadora de paredes de concreto o bloques de ladrillo no reforzados.

2.3 Límite inferior de daño estructural serio.

2.5 50% de destrucción de la mampostería en casas.

3 – 4 Demolición de edificios son armazones o con paneles de acero; ruptura de tanques de almacenamiento de petróleo.

4 Ruptura del revestimiento de edificios industriales ligeros.

5 Los postes de madera se rompen súbitamente; prensas hidráulicas altas (40 000 lb) en edificios son ligeramente dañadas.

5 – 7 Destrucción casi completa de casas.




III


Sobrepresión Máxima

(psi) Daño producido por ondas de sobrepresión en explosión

7 – 8 Paneles de ladrillo de 8 -12 in de espesor no reforzados fallan por corte o flexión.

9 Demolición total de vagones de ferrocarril cargados.

10 Probable destrucción total de edificios; desplazamiento y fuerte daño a maquinaria pesada (7 000 lb), la maquinaria muy pesada (12 000 lb) sobrevive.

300 Formación de cráter.

Para definir y justificar las Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento para el Análisis de Riesgo a

determinar, se utilizaron los siguientes parámetros:

Tabla 3 Parámetros a utilizar para la determinación de las Zonas de Alto Riesgo y

Amortiguamiento.

Zona de Alto Riesgo por daño a equipos

Zona de Alto Riesgo Zona de

Amortiguamiento

Toxicidad (Concentración)

-- IDLH (ppm) TLV (8 h, TWA) o TLV (15 min, STEL) (ppm)

Inflamabilidad (Radiación térmica)

Rango de 12.5 kW/m2 a 37.5 kW/m2

5.0 kW/m2 1.4 kW/m2

Explosividad (Sobrepresión)

Rango de 3 psi a 10 lb/in2

1.0 psi (0.070 kg/cm2)

0.5 psi (0.035 kg/cm2)




III


III.1.2 Descripción de escenarios.

Escenario No. 1.

Descripción: Rotura de la línea de 2’’ D.N. del Sistema de Gas Combustible producto de la sobrepresión (>3.5 MAWP1) causada por la falla de la PCV 1500A/B.

Consideraciones operativas Condiciones ambientales (promedio):

Ubicación: Sistema de Gas Combustible

Temperatura ambiente:

25°C*

Presión de trabajo: 50 psig (344.74 kPa)

Velocidad del viento: 5.4 km/h (1.5 m/s)*

Temperatura interna del gas:

25°C Precipitación: 386 mm mensuales*

Diámetro considerado para simulación:

2’’ (0.0508 m) Altitud: 221 msnm

Humedad relativa: 50%*

* Tomada de la Estación Climatológica: 26139 Hermosillo de la CONAGUA.

Consideraciones para simulaciones: ▪ Para el presente Escenario se considera la simulación de un Jet Fire y Explosión no Confinada por

la acumulación de gas natural.▪ La falla abierta de la PCV provoca el incremento de la presión en la tubería aguas abajo, hasta

llegar a la máxima presión de trabajo (>3.5) ocasionando la ruptura de la línea de 2’’ D.N. al 100%.▪ El incremento de 3.5 veces la MAWP es de 175 psig.▪ La tasa de emisión de masa fugada es de: 3.91 kg/s (ver cálculo en página siguiente).▪ Para la formación del Jet Fire y Explosión no Confinada se considera una fuente de ignición,

generada por electricidad estática en las instalaciones.▪ La nube explosiva que entra en contacto con una fuente de ignición a los 180 segundos de haberse

formado, tiene una masa de: 703.8 kg (ver cálculo en página siguiente).

Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 2’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.

Caso Hipotético 2: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 2’’, forma una nube explosiva que a los 180 segundos entra en contacto con una fuente de ignición, desencadenando una explosión no confinada.

RESULTADOS

JET FIRE EXPLOSIÓN NO CONFINADA

Zona de Alto Riesgo (5 kW/m2):

22.12 m Zona de Alto Riesgo

(1 psi): 164.23 m

Zona de Amortiguamiento

(1.4 kW/m2): 40.71 m


(0.5 psi): 279.16 m

En el Anexo 8, se incluyen los resultados de las Simulaciones con el Software SCRI.

1 Máxima Presión de Trabajo Permitida.




III


Cálculo de la tasa de emisión de masa de Gas Natural:

De acuerdo a la literatura "Risk Management Program Guidance For Offsite Consequence Analysis"

(U.S. EPA publication EPA-550-B-99-009, April 1999.), la fórmula aplicable para el cálculo de la tasa

de emisión de fuga por la rotura de tuberías para conducción de gas, es la siguiente:

ṁ = 𝐴ℎ√𝛾𝑃0𝜌 (

2

𝛾 + 1)

(𝛾+1𝛾−1)

Dónde:

ṁ = Tasa de emisión de Fuga de Gas Natural (kg/s)

𝑨𝒉= Área de la fuga (m2)

𝜸 = Razón de calores específicos (adimensional)

𝑷𝟎 = Presión del gas en la tubería (Pa)

𝝆 = Densidad del gas a condiciones base (kg/m3)

Valores para el cálculo:

ṁ = ¿?

𝑨𝒉= 0.00202 m2

𝜸 = 1.31

𝑷𝟎 = 1 206 kPa

𝝆 = 6.97 kg/m3

Sustitución de valores:

ṁ = 0.00202 √(1.31)(1206000)(6.97) (2

1.31 + 1)

(1.31+11.31−1)

Resultado:

ṁ = 3.91 𝑘𝑔

𝑠

Cálculo de la masa de la nube explosiva en los 180 segundos:

𝑚 = ṁ𝑡 ➔ 𝑚 = (3.91 𝑘𝑔

𝑠) (180 𝑠) = 703.8 𝑘𝑔

http://nepis.epa.gov/Exe/ZyPDF.cgi?Dockey=1000383V.PDF




III


Escenario No. 2.

Descripción: Falla del Recipiente V-201 producto de la sobrepresión generada por el paso directo del gas natural hacia el Tanque de Expansión de Amina Rica (V-201) debido al bajo nivel en el Contactor de Amina. La falla ocurre en una tubería de accesorio de 1’’ D.N..


Ubicación:

Tanque de Expansión de Amina Rica (V-201)


25°C*

Presión de trabajo: 50 psig (344.74 kPa)





1’’ (0.0254 m) Altitud: 221 msnm




la acumulación de gas natural.▪ La falla abierta de la LV provoca el incremento de la presión en el tanque de expansión, hasta llegar

a la máxima presión de trabajo (>3.5) ocasionando la ruptura del mismo por una tubería deaccesorio de 1’’ D.N.

▪ El incremento de 3.5 veces la MAWP es de 175 psig.▪ La tasa de emisión de masa fugada es de: 0.98 kg/s (ver cálculo en página siguiente).▪ Para la formación del Jet Fire y Explosión no Confinada se considera una fuente de ignición,


formado, tiene una masa de: 176.4 kg (ver cálculo en página siguiente).

Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 1’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.

Caso Hipotético 2: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 1’’, forma una nube explosiva que a los 180 segundos entra en contacto con una fuente de ignición, desencadenando una explosión no confinada.

RESULTADOS




(1 psi): 103.54 m


(1.4 kW/m2): 20.98 m


(0.5 psi): 176.01 m





III







2

𝛾 + 1)

(𝛾+1𝛾−1)

Dónde:







ṁ = ¿?

𝑨𝒉= 0.000506 m2

𝜸 = 1.31

𝑷𝟎 = 1 206 kPa

𝝆 = 6.97 kg/m3


ṁ = 0.000508 √(1.31)(1206000)(6.97) (2

1.31 + 1)

(1.31+11.31−1)

Resultado:

ṁ = 0.98 𝑘𝑔

𝑠


𝑚 = ṁ𝑡 ➔ 𝑚 = (0.98 𝑘𝑔

𝑠) (180 𝑠) = 176.4 𝑘𝑔





III


Escenario No. 3.

Descripción: Rotura de la línea de gas combustible de 1.5’’ D.N. aguas debajo del Recipiente de Separación de Pesados (V-603) producto de la falla abierta de la LV-0602.


Ubicación: Cold Box Temperatura

ambiente: 25°C*

Presión de trabajo: 1 050 psig (7 239 kPa)





1.5’’ (0.0508 m) Altitud: 221 msnm




la acumulación de gas natural.▪ La falla abierta de la LV provoca el incremento de la presión en la tubería aguas abajo del

Recipiente V-603, provocando la rotura diametral al 100% de la línea de 1.5’’▪ La tasa de emisión de masa fugada es de: 13.27 kg/s (ver cálculo en página siguiente).▪ Para la formación del Jet Fire y Explosión no Confinada se considera una fuente de ignición,


formado, tiene una masa de: 2 514.6 kg (ver cálculo en página siguiente).

Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 1.5’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.

Caso Hipotético 2: El gas natural fugado por la rotura diametral al 100% de la línea de 1.5’’, forma una nube explosiva que a los 180 segundos entra en contacto con una fuente de ignición, desencadenando una explosión no confinada.

RESULTADOS




(1 psi): 251.06 m


(1.4 kW/m2): 73.06 m


(0.5 psi): 426.77 m





III







2

𝛾 + 1)

(𝛾+1𝛾−1)

Dónde:







ṁ = ¿?

𝑨𝒉= 0.00114 m2

𝜸 = 1.31

𝑷𝟎 = 7 239 kPa

𝝆 = 41.83 kg/m3


ṁ = 0.00114 √(1.31)(7239000)(41.83) (2

1.31 + 1)

(1.31+11.31−1)

Resultado:

ṁ = 13.27 𝑘𝑔

𝑠


𝑚 = ṁ𝑡 ➔ 𝑚 = (13.27 𝑘𝑔

𝑠) (180 𝑠) = 2 514.6 𝑘𝑔





III


Escenario No. 4.

Descripción: Fuga de Gas Natural Licuado en el área de carga de GNL en Semirremolques a causa de la falla de la manguera de 3’’ por movimiento indebido del Semirremolque.


Ubicación: Área de Carga de GNL


25°C*

Presión de trabajo: 72.54 psig (500.14 kPa)



-160°C Precipitación: 386 mm mensuales*

Flujo volumétrico: 250 GPM Altitud: 221 msnm



Consideraciones para simulaciones: ▪ Para el presente Escenario se considera solo la simulación de un incendio de los vapores

generados en el derrame de GNL en el momento, ya que el gas natural líquido es muy volátil por loque es baja la probabilidad de formación de una nube explosiva.

▪ El flujo volumétrico de la fuga por la falla en la manguera es de: 250 GPM, equivalente a 56.78m3/hora.

▪ Dada la volatilidad del Gas Natural Licuado (GNL) solo se considera el incendio del 10% de latotalidad de derrame, por lo que el flujo volumétrico simulado corresponde a 0.00157 m3/s.

▪ Para la formación del charco de fuego se considera una fuente de ignición, generada porelectricidad estática en las instalaciones.

Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la falla diametral (rotura al 100%) de la manguera de 3’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.

RESULTADOS

CHARCO DE FUEGO EXPLOSIÓN NO CONFINADA



(1 psi): No aplica


(1.4 kW/m2): 514.82 m


(0.5 psi): No aplica





III


Escenario No. 5.

Descripción: Fuga de Gas Natural Licuado en el área de dispensarios de Semirremolques a causa de la falla de la manguera de 1 ½’’ por movimiento indebido del Semirremolque.




25°C*













Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la falla diametral (rotura al 100%) de la manguera de 1 ½’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.

RESULTADOS




(1 psi): No aplica


(1.4 kW/m2): 237.88 m







III


Escenario No. 6.

Descripción: Fuga de Gas Natural Licuado en el área de carga de GNL a Iso contenedores a causa de la falla de la manguera de 1 ½’’ por movimiento indebido del Carrotanque.




25°C*













Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la falla diametral (rotura al 100%) de la manguera de 3’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.

RESULTADOS




(1 psi): No aplica


(1.4 kW/m2): 514.82 m







III


Escenario No. 7.

Descripción: Fuga de Gas Natural Licuado en el área de dispensarios de Locomotoras a causa de la falla de la manguera de 3’’ por movimiento indebido de la máquina.




25°C*













Caso Hipotético 1: El gas natural fugado por la falla diametral (rotura al 100%) de la manguera de 1 ½’’, entra en contacto con una fuente de ignición generada por electricidad estática en las instalaciones, ocasionando un chorro de fuego instantáneamente.

RESULTADOS




(1 psi): No aplica


(1.4 kW/m2): 237.88 m







III






III


III.4 ANÁLISIS DE VULNERABILIDAD.

Dentro del área de influencia de la Planta de GNL, existen instalaciones que por sus características,

pueden ser susceptibles de afectación en caso de presentarse una situación de riesgo de las

características planteadas en los escenarios propuestos lo cual, dependiendo de las características de

dichas instalaciones, pueden agravar la situación de emergencia que se pueda presentar la operación

del proyecto, por lo que se debe hacer un análisis de interacciones, y con base en ello, implementar

las medidas preventivas y acciones a correctivas a seguir para minimizar la probabilidad de presencia

de un evento indeseable.

Cabe mencionar que, la Planta de GNL se localiza en el municipio de Hermosillo, Son., al oriente de la

cabecera municipal dentro de una zona donde predomina vegetación natural pero que de acuerdo a

las zonificaciones del Plan de Desarrollo Urbano de Hermosillo, el área se encuentra catalogada como

crecimiento Industrial a futuro, por lo cual dentro del área de influencia del proyecto existen algunas

instalaciones industriales que pueden ser afectados en caso de presentarse una situación de

emergencia relacionada con la operación normal de la Planta.

A continuación, se indica el análisis de interacciones correspondiente a cada uno de los escenarios

planteados en el presente Estudio de Riesgo:

ESCENARIO 1.

RADIACIÓN EN INFRAESTRUCTURA

De acuerdo a los resultados de la simulación realizada, la Zona de Alto Riesgo (ZAR) por la formación

de un Chorro de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 602.44 kW/m2 en el sistema

de Gas Combustible (SGC) que es donde ocurre la fuga de gas natural hasta alcanzar 5 kW/m2 a una

distancia de 22.12 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura existente que corresponde al

propio sistema de gas combustible y deshidratación de la planta de Licuefacción son inevitables, en

donde de acuerdo a los niveles de radiación alcanzados se espera la destrucción total de equipos

(tuberías, válvulas, tanques y filtros principalmente) en un radio no mayor a 8 m, además de la

destrucción y colapso de las estructuras de acero existentes, ya que la máxima radiación que puede

soportar el acero es de 40 kW/m2, lo anterior sería un daño significativo si se considera que en el radio

de 8 m se localizará los sistemas principales de la Planta de Licuefacción, los cuales sufrirán los

efectos directos de la radiación térmica generada por el Chorro de Fuego y en su caso, se generarán

más fugas de combustible lo cual repercutirá en un efecto dominó que incrementará los niveles de

radiación y por ende los límites de la ZAR, sobrepasando por mucho los límites de la Planta de GNL.

Posterior a los 8 m desde la formación del Chorro de Fuego en el Sistema de Gas Combustible, los

niveles de radiación tienden a bajar considerablemente hasta llegar a 11 m que es donde se alcanzan

los 10 kW/m2, en esta zona solo se causarán daños a las instalaciones o instrumentación conformadas

por acero delgado, tales como instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo de presión

térmica, indicadores de presión, temperatura y medidores de flujo, principalmente).




III


Posterior a los 11 m y hasta llegar a los 22.12 m que es donde se alcanza el límite de la ZAR que

equivale a 5 kW/m2, no se causará ningún tipo de afectación a la infraestructura existente que

corresponde principalmente a la Planta de Amina.

La Zona de Amortiguamiento (ZA) para Radiación se encuentra a partir de los 5 kW/m2 a una distancia

de 22.12 m hasta alcanzar valores de radiación de 1.4 kW/m2 a una distancia de 40.71 m; para esta

zona no se esperan daños de ningún tipo en la infraestructura mecánica, eléctrica o civil de la Planta

de GNL ni en la población aledaña.

RADIACIÓN EN PERSONAS

El daño esperado en los operadores de la Planta de GNL dentro de las Zonas de Riesgo por incendio,

es el 100% de mortalidad si se exponen a la radiación térmica por más de un minuto a menos de 8 m

de distancia del Chorro de fuego, posterior a los 8 m y hasta una distancia de 10 m solo se esperan

lesiones significativas en las personas si se exponen a la radiación en 10 segundos (a esta distancia la

radiación equivale a 25 kW/m2).

Posterior a los 10 m y hasta una distancia de 13 m donde la radiación equivale a 12 kW/m2 las

afectaciones en el Personal que se encuentre laborando en la Planta de GNL, radicarán

principalmente en que éstos presentarán quemaduras de primer grado si se exponen a la radiación en

un tiempo prolongado de 10 segundos.

A partir de los 13 m y hasta una distancia de 20 m donde la radiación equivale a 4 kW/m2, es suficiente

para causar dolor si la exposición es mayor de 20 segundos y se presentarán quemaduras de primer

grado aunque es improbable la formación de ampollas, hasta este nivel es que se pueden causar

afectaciones a las personas, ya que a partir de los 20 m la radiación tiende a bajar significativamente y

las personas pueden soportar la radiación con la vestimenta adecuada (vestimenta de civil) y por

tiempos prolongados, aunque se recomienda que todas las personas se localicen o resguarden como

medida de protección a una distancia de 43 m donde la radiación será menos de 1 kW/m2, nivel de

radiación máxima que se alcanza en un día soleado y que no causa efectos significativos en la piel

siempre y cuando se cuente con vestimenta.

SOBREPRESIÓN EN INFRAESTRUCTURA Y/O PERSONAS

Para el caso de la formación de una atmósfera explosiva que entra en contacto con una fuente de

ignición desencadenando una explosión no confinada, la ZAR tiene valores que van desde 10 000 psi

en el punto donde se genera la explosión en el área del Sistema de Gas Combustible hasta un valor

de 10 psi a una distancia de 30 m donde se espera la destrucción de la infraestructura existente que

en este caso corresponde a todo el sistema de gas combustible, Planta de Amina, almacenamiento de

refrigerantes y compresores (principal y secundario), además de posibles fatalidades en personas

expuestas directamente a las ondas de sobrepresión.




III


Posterior a los 30 m y hasta una distancia de 50 m donde los valores de sobrepresión son de 5 psi, la

presión es suficiente para causar la destrucción casi completa de casas, por lo que su afectación

principal sería al Cold Box de la Planta de Licuefacción, así como a las vialidades de la Planta,

mientras que en las personas solo se estaría en un rango de 1 al 90% de rotura de tímpanos en

personas expuestas directamente a la explosión, sin causar mortalidades en las mismas.

Después de los 50 m y hasta una distancia de 164.23 m donde la presión equivale a 1 psi, los daños

en la infraestructura industrial aún siguen siendo significativos, ya que se causarán daños ligeros en

estructuras de acero, así como el colapso parcial de techos y muros por lo que los cuartos de control y

edificios administrativos tienden a ser inhabitables por los daños generados. En el caso de las

personas los daños esperados son, lesiones leves a serias debido a laceraciones de la piel por

pedazos volantes de vidrio y otros misiles, ya que la sobrepresión en sí, no causará afectaciones en

personas.

Después de los 164.23 m y hasta la Zona de Amortiguamiento que equivale a 0.5 psi a una distancia

de 279.16 m, solo se causarán daños menores en estructuras civiles como, malformaciones menores

en marcos de puertas y ventanas, en esta zona y a partir de los 0.5 psi, no existen daños en personas

ni en la infraestructura civil o mecánica de zonas industriales o habitacionales.




III


ESCENARIO 2.



de un Chorro de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 151 kW/m2 en la Planta de

Amina que es donde ocurre la fuga de gas natural por la rotura del tanque hasta alcanzar 5 kW/m2 a

una distancia de 11.38 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura existente que corresponde

a la Planta de Amina únicamente son inevitables, en donde de acuerdo a los niveles de radiación

alcanzados se espera la destrucción total de equipos (tuberías, válvulas y tanques, principalmente) en

un radio no mayor a 3 m, además de la destrucción y colapso de las estructuras de acero existentes,

ya que la máxima radiación que puede soportar el acero es de 40 kW/m2, lo anterior sería un daño

significativo si se considera que en el radio de 3 m se localizará el sistema de regeneración de amina y

el tanque de almacenamiento, los cuales sufrirán los efectos directos de la radiación térmica generada

por el Chorro de Fuego y en su caso, se generarán más fugas de combustible lo cual repercutirá en un

efecto dominó que incrementará los niveles de radiación y por ende los límites de la ZAR,

sobrepasando por mucho los límites de la Planta de GNL.

Posterior a los 3 m desde la formación del Chorro de Fuego en la Planta de Amina, los niveles de

radiación tienden a bajar considerablemente hasta llegar a 8 m que es donde se alcanzan los 10

kW/m2, en esta zona solo se causarán daños a las instalaciones o instrumentación conformadas por

acero delgado, tales como instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo de presión



equivale a 5 kW/m2, no se causará ningún tipo de afectación a la infraestructura existente.


















III














en el punto donde se genera la explosión en la Planta de Amina hasta un valor de 10 psi a una

distancia de 18 m donde se espera la destrucción de la infraestructura existente que en este caso

corresponde a la Planta de Amina, principalmente, además de posibles fatalidades en personas

expuestas directamente a las ondas de sobrepresión.



principal sería al sistema de filtración/deshidratación de la Planta de Licuefacción, así como a las

vialidades de la Planta, mientras que en las personas solo se estaría en un rango de 1 al 90% de

rotura de tímpanos en personas expuestas directamente a la explosión, sin causar mortalidades en las

mismas.







personas.








III


ESCENARIO 3.



de un Chorro de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 2 044.61 kW/m2 en el área

donde se encuentra la Cold Box que es donde ocurre la fuga de gas natural por la rotura de la tubería

hasta alcanzar 5 kW/m2 a una distancia de 39.73 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura

existente que corresponde a la Cold Box son inevitables, en donde de acuerdo a los niveles de

radiación alcanzados se espera la destrucción total de equipos (intercambiadores de calor, tuberías,

válvulas y tanques, principalmente) en un radio no mayor a 11 m, además de la destrucción y colapso

de las estructuras de acero existentes, ya que la máxima radiación que puede soportar el acero es de

40 kW/m2, lo anterior sería un daño significativo si se considera que en el radio de 11 m se localizará

el sistema de compresores de gases refrigerantes y las cajas frías, los cuales sufrirán los efectos

directos de la radiación térmica generada por el Chorro de Fuego y en su caso, se generarán más

fugas de combustible lo cual repercutirá en un efecto dominó que incrementará los niveles de

radiación y por ende los límites de la ZAR, sobrepasando por mucho los límites de la Planta de GNL.

Posterior a los 11 m desde la formación del Chorro de Fuego, los niveles de radiación tienden a bajar

considerablemente hasta llegar a 25 m que es donde se alcanzan los 10 kW/m2, en esta zona solo se

causarán daños a las instalaciones o instrumentación conformadas por acero delgado, tales como

instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo de presión térmica, indicadores de presión,

temperatura y medidores de flujo, principalmente).


equivale a 5 kW/m2, no se causará ningún tipo de afectación a la infraestructura existente.


















III














en el punto donde se genera la explosión en el área de la Cold Box hasta un valor de 10 psi a una

distancia de 50 m donde se espera la destrucción de la infraestructura existente que en este caso

corresponde a la totalidad de la Planta de Licuefacción y los tanques de almacenamiento de GNL,

principalmente, además de posibles fatalidades en personas expuestas directamente a las ondas de

sobrepresión.



principal sería además del sistema de Licuefacción y las áreas de almacenamiento, a los edificios

administrativos, almacenes y cuartos de control, así como a las vialidades de la Planta, mientras que

en las personas solo se estaría en un rango de 1 al 90% de rotura de tímpanos en personas expuestas

directamente a la explosión, sin causar mortalidades en las mismas.







personas.








III


ESCENARIO 4.



de un Charco de Fuego tendrá como resultado una radiación máxima de 138.18 kW/m2 en área de

carga de GNL que es donde ocurre la fuga de gas natural hasta alcanzar 5 kW/m2 a una distancia de

275.18 m; en esta zona las afectaciones a la infraestructura existente que corresponde a las áreas de

carga, sistemas de bombeo e infraestructura de transporte son inevitables, en donde de acuerdo a los

niveles de radiación alcanzados se espera la destrucción total de equipos (tuberías, válvulas, tanques

y bombas principalmente) en un radio no mayor a 80 m, además de la destrucción y colapso de las

estructuras de acero existentes, ya que la máxima radiación que puede soportar el acero es de 40

kW/m2, lo anterior sería un daño significativo si se considera que en el radio de 80 m se localizará los

sistemas principales de las áreas de almacenamiento y carga de GNL, los cuales sufrirán los efectos

directos de la radiación térmica generada por el charco de Fuego y en su caso, se generarán más


radiación y por ende los límites de la ZAR.

Posterior a los 8 m desde la formación del Charco de Fuego en el Sistema de Gas Combustible, los

niveles de radiación tienden a bajar considerablemente hasta llegar a 150 m que es donde se

alcanzan los 10 kW/m2, en esta zona solo se causarán daños a las instalaciones o instrumentación

conformadas por acero delgado, tales como instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo

de presión térmica, indicadores de presión, temperatura y medidores de flujo, principalmente).



corresponde a las áreas aledañas del predio donde se localizará el proyecto.



zona no se esperan daños de ningún tipo en la infraestructura mecánica, eléctrica o civil de las

instalaciones aledañas a la infraestructura de almacenamiento de GNL.


El daño esperado en los operadores del proyecto de almacenamiento y distribución de GNL dentro de

las Zonas de Riesgo por incendio, es el 100% de mortalidad si se exponen a la radiación térmica por

más de un minuto a menos de 80 m de distancia del Charco de fuego, posterior a los 80 m y hasta una

distancia de 100 m solo se esperan lesiones significativas en las personas si se exponen a la radiación

en 100 segundos (a esta distancia la radiación equivale a 25 kW/m2).


afectaciones en el personal que se encuentre laborando en el proyecto de GNL, radicarán






III


A partir de los 150 m y hasta una distancia de 300 m donde la radiación equivale a 4 kW/m2, es

suficiente para causar dolor si la exposición es mayor de 20 segundos y se presentarán quemaduras

de primer grado aunque es improbable la formación de ampollas, hasta este nivel es que se pueden

causar afectaciones a las personas, ya que a partir de los 300 m la radiación tiende a bajar

significativamente y las personas pueden soportar la radiación con la vestimenta adecuada

(vestimenta de civil) y por tiempos prolongados, aunque se recomienda que todas las personas se

localicen o resguarden como medida de protección a una distancia de 516 m donde la radiación será

menos de 1 kW/m2, nivel de radiación máxima que se alcanza en un día soleado y que no causa

efectos significativos en la piel siempre y cuando se cuente con vestimenta.

ESCENARIO 5.






























III





















ESCENARIO 6.
















niveles de radiación tienden a bajar considerablemente hasta llegar a 150 m que es donde se

alcanzan los 10 kW/m2, en esta zona solo se causarán daños a las instalaciones o instrumentación




III


conformadas por acero delgado, tales como instrumentación (válvulas de seguridad, válvulas de relevo

de presión térmica, indicadores de presión, temperatura y medidores de flujo, principalmente).



























ESCENARIO 7.












III










































III


III.5 SISTEMAS DE SEGURIDAD Y MEDIDAS PARA ADMINISTRAR LOS ESCENARIOS DE

RIESGO.

III.5.1 Sistemas de Seguridad

A) SISTEMAS DE SEGURIDAD FÍSICA

Para la seguridad física de la planta se construyó una barda perimetral alrededor de la planta, la cual

tiene una altura de cuando menos 3 metros con concertina en su parte superior.

De igual manera en su puerta de acceso principal se construyó una exclusa para tener doble control

en el acceso a la planta, en este acceso se tiene personal de seguridad privada para el control del

mismo.

De igual manera se cuenta con los servicios de personal profesional para protección y resguardo de

las instalaciones.

Adicionalmente se cuenta con un sistema de circuito cerrado de televisión, integrado por cámaras

distribuidas estratégicamente en toda la planta.

B) SISTEMAS DE SEGURIDAD OPERATIVA

Para la seguridad operativa del proceso se cuenta con la instrumentación necesaria la cual permita

operar dentro de los parámetros establecidos (presión, nivel, temperatura, flujo, presión diferencial),

sin caer en situaciones que pongan en riesgo el proceso, las instalaciones, al personal y al medio

ambiente.

C) CONTROL DE INVENTARIOS

Para el control de inventarios, se cuenta con un sistema de administración operativa de la planta, el

cual interactuará con todos los sistemas de medición y control operativo, obteniendo a través de ellos

la información necesaria para determinar la conciliación entre las entradas, salidas, e inventarios.

El monitoreo operativo de la planta también se ejecuta a través de este sistema, desplegando gráficos

y transmitiendo la información en tiempo real en estaciones de trabajo que están instaladas en un

cuarto de control y otra en campo.

Para el control de inventarios de la planta se instalaron trenes de medición, mediante los cuales se

totalizará el volumen del gas a licuar.




III


D) SISTEMA CONTRA INCENDIOS.

La red de agua contra incendio está integrada por sistemas de diluvio de agua y espuma, sistemas de

rociadores, monitores, hidrantes-monitor y gabinetes con manguera. La tubería está diseñada para la

protección de los equipos indicados en el alcance de este documento.

El agua contra incendio debe ser obtenida a través de una fuente natural fiable y será contenida en un

tanque de almacenamiento.

La fuente de abastecimiento debe garantizar el volumen de agua requerido, para dar atención al riesgo

mayor, por 2 horas ininterrumpidas.

D.1 Sistema de Aspersión.

Los sistemas de aspersión que se requieren para enfriamiento de tanques de almacenamiento serán

accionados por válvulas de diluvio los cuales se deben localizar fuera del dique o sardinel de

contención para la protección del personal y en caso de ser necesario, accionarlas de manera manual

de forma segura.

El actuador de la válvula de diluvio se encuentra presurizado hidráulicamente, manteniendo cerrada la

válvula de diluvio. La presión del actuador podrá ser liberada de 3 maneras:

▪ Activación automática.

La activación automática se realizará por fuego confirmado (activación de dos detectores de fuego)

enviando señal al Tablero del SDGF, y este a su vez enviará la señal de apertura de la válvula

solenoide, de la válvula de diluvio correspondiente, permitiendo el paso del agua a la parte seca y se

realiza la aspersión de agua contra incendio a los equipos protegidos por el sistema de aspersión.

Cuando se presenta el flujo se detecta presión en la tubería de descarga de la válvula de diluvio

correspondiente, a través los interruptores de alta presión (PSH). Al recibir señal, el SDGF confirmará

la operación de la válvula de diluvio que se haya activado.

▪ Activación remota.

La activación remota se realizará cuando un detector de fuego envíe una señal de confirmación al

SDGF, en el desplegado grafico se verá el número del detector activado y la zona en la que se

encuentra y si no es confirmado por otro detector de fuego, el operador confirmara visualmente a

través las cámaras localizadas en el área afectada.

D.2 Sistema de Espuma.

La Planta de Gas Natural Licuado de Hermosillo, contará con un sistema de mitigación de fuego a

base de espuma para proteger las islas de llenaderas y bombas de carga.

El sistema de espuma estará conformado por un paquete tanque bladder (integrado por un tanque de

concentrado de espuma, proporcionador, tuberías, válvulas automáticas y accesorios), el cual será

conectado con la red de agua contra incendio y la red de espuma a través un proporcionador, que será

el encargado de realizar la mezcla de concentrado de espuma (media o alta expansión) con el agua




III


contra incendio, para la generación de solución espumante suministrada a los sistemas de protección

contra incendios.

El paquete de espuma, seleccionado debe apegarse a las recomendaciones de acuerdo a la norma

NFPA 11. El tipo de concentrado adecuado para la protección contra incendio a base de espuma

deberá ser del tipo AFFF.

El actuador de la válvula de diluvio se encuentra presurizado hidráulicamente, manteniendo cerrada la

válvula de diluvio. La presión del actuador podrá ser liberada de 3 maneras:

Así mismo el paquete de espuma enviará solución espumante a los sistemas de rociadores por medio

diferentes proporcionadores hacia las válvulas de diluvio en el área de bombas de carga, así como a

monitores e hidrantes de espuma y en el área de llenaderas se tendrán monitores e hidrantes de

espuma como cilindros de polvo seco (PQS).

Para mayor detalle, Ver Anexo 10. Sistema vs Incendios.

E) SISTEMA DE DETECCIÓN DE GAS Y FUEGO.

El Sistema de Gas y Fuego (SDGF) deberá estar certificado para desempeñar funciones

instrumentadas de seguridad y debe cumplir con la IEC 61508: 2010.

El sistema de SG&F deberá cumplir con el nivel de integridad de seguridad (SIL) que deberá ser

definido durante el desarrollo del estudio de análisis de riesgo.

El SDGF, en conjunto con sus dispositivos de iniciación: Detectores de Fuego, Detectores de Gas

Combustible, Estaciones Manuales, Instrumentación de Sistemas de diluvio (Interruptores Presión,

Posición y Solenoides), Alarmas Audibles, Alarmas Visibles y Generador de Tonos, deberán de estar

diseñados para detectar, alarmar, mitigar o controlar eventos tales como fuego, explosión ó fugas,

evitando que dichos eventos escalen o se conviertan en catástrofes que tengan como consecuencias

pérdidas humanas, económicas, daños a las instalaciones y al medio ambiente de la Planta de Gas

Natural Licuado de Hermosillo.

El Sistema de Gas y Fuego (SDGF) y su operación, deben ser independientes del Sistema de Control

de Procesos (SCP) y el Sistema de Paro de Emergencia (SPE).

La comunicación entre el SDGF y el SPE debe ser unidireccional, desde el SDGF al SPE, del mismo

modo que la comunicación entre el SDGF y el sistema de Intercomunicación y Voceo.

El SDGF se debe comunicar vía módulos de interfaces de comunicación para realizar funciones de

supervisión y monitoreo del Sistema de Detección, Alarma y Supresión de Incendio.

Cuando exista una falla individual de cualquier componente del SDGF, éste no debe causar ninguna

acción de falla generalizada en el sistema.

Las salidas discretas del Sistema de Gas y fuego deben ser del tipo “energizar para activar”.




III


Componentes básicos del Sistema de Gas y Fuego:

a) Unidad de procesamiento central (CPU).

b) Módulos de interfaces para comunicación.

c) Módulos de entrada/salida.

d) Módulos de alimentación de energía eléctrica.

e) Software.

f) Accesorios y cables de conexión (cables, zapatas, soportes, módulos auxiliares, barreras de

seguridad, entre otros).

g) Bastidor (base de interconexión) o buses de interconexión.

Nivel de integridad del SDGF

El Sistema de Gas y Fuego (SG&F) debe estar certificado para desempeñar funciones instrumentadas

de seguridad y cumplir con la IEC 61508: 2010, para sistemas de gas y fuego y para el nivel de

integridad de seguridad (SIL) requerido que deberá ser definido durante el estudio de análisis de

riesgo.

Componentes adicionales del SDGF:

a) Fuentes de alimentación eléctrica para elementos de campo.

b) Interfaz humano-máquina (HMI) integrada en la puerta del gabinete.

c) Unidad portátil de configuración (laptop).

d) Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI).

El SDGF estará localizado en el Cuarto de Gabinetes del Edificio Administrativo Operaciones de la

Planta de Gas Natural Licuado de Hermosillo.

La arquitectura del SDGF es tal que su operación será totalmente separada e independiente de

cualquier otro controlador o sistema, sin embargo, intercambiará información con otros sistemas con

fines de monitoreo y/o control, tales como:

▪ Sistema de Detección, Alarma y Supresión de Incendio en Edificios.

▪ Sistema de Paro por Emergencia (SPE).

Para mayor detalle, Ver Anexo 11. Sistema Gas y Fuego.




III


III.5.2 Medidas Preventivas

En el caso de un incendio por fuga de gas, se tomarán en cuenta las siguientes indicaciones:

a) Fuga de gas natural a la atmósfera, sin incendio:

Si esto sucede a la intemperie, el gas natural se disipa fácilmente en las capas superiores de la

atmósfera; contrariamente, cuando queda atrapado en la parte inferior de techumbres se forman mezclas

explosivas con gran potencial para explotar, y explotarán violentamente al entrar en contacto con una

fuente de ignición.

• Verificar anticipadamente por medio de pruebas y Auditorias de Seguridad, que la integridad

mecánica-eléctrica de las instalaciones está en óptimas condiciones (diseño, construcción y

mantenimiento) de acuerdo a las especificaciones establecidas en normas para gasoductos que

incluya válvulas, conexiones y accesorios.

• Se instalarán detectores de mezclas explosivas, calor y humo con alarmas audibles y visuales.

b) Incendio por una fuga de gas natural:

En caso de incendio por fuga de gas natural, procede lo siguiente:

• Se activa el plan de emergencia, según la magnitud del evento,

• Aún sin incendio, asegurarse que el personal utilice el equipo de protección para combate de

incendios,

• Bloquear las válvulas que alimentan la fuga y proceder con los movimientos operacionales de

ataque a la emergencia, mientras tanto, serán enfriadas con agua las superficies de las

instalaciones expuestas al calor.

Aunado a lo anterior, el sistema para transporte de gas natural, contará con los siguientes dispositivos y

equipos para emergencias:

Cantidad Artículo Especificaciones

1 Medidor de temperatura ambiente, Graficador de temperatura,

1 Detector de gas (espacios cerrados), Exposímetro,

1 Medidor de energía, Milímetro digital,

1 Medidor de presión, Graficador de presión,

1 Detector de gas natural, Micro gas,

1 Medidor de mercaptano en sistema, Detección (odorizante),

1 Medidor de presión (digital), Manómetro digital,

1 Medidor de temperatura del gas, Block calibrador de

temperatura,

1 Medidor de presión, Graficador de presión,

1 Detector de fallas fushion bond (en

tubería de A.C.), SPY,

1 Calibrador de espesores, Positector UTG-ME,

1 Probador portátil para presión hidráulica, 0-3000 PSI,

1 Equipo de auto riego, Motor a gasolina de 15 HPS,




III


Cantidad Artículo Especificaciones

2 Equipo abrebridas, Abrebridas,

Operación y Mantenimiento.

La empresa GNN cuenta con un programa anual de operación y mantenimiento, el cual está enfocado a

disminuir el riesgo de eventos que lleguen a impactar el ecosistema y dañar la integridad mecánica de la

instalación. A continuación, se indican las actividades de mantenimiento preventivo a realizar en el

sistema para transporte de gas natural:

Actividades de Mantenimiento Frecuencia

Mantenimiento instrumentación.

Calibración de manómetros en las estaciones de medición. Semestral

Mantenimiento eléctrico.

Levantamiento de potenciales del sistema. Mensual

Toma de resistividad del suelo donde se aloja el gasoducto. Anual

Medición de tierras físicas.

Mantenimiento mecánico.

Mantenimiento y prueba en registros de válvulas de seccionamiento y disparos del sistema.

Bimestral

Mantenimiento preventivo de los filtros. Semestral

Mantenimiento preventivo, calibración y ajuste a las válvulas reguladoras.

Anual

Mantenimiento preventivo, calibración y ajuste a las válvulas de seguridad.

Semestral Aplicación de recubrimiento en la interconexión.

Aplicación de recubrimiento en tuberías.

Aplicación de recubrimiento en los registros de seccionamiento.

Medición de espesores en instalaciones superficiales. Anual

Mantenimiento al equipo de motorización.

Servicios generales.

Limpieza y aseo general de las instalaciones del cuarto de interconexión.

Mensual Limpieza y aseo general de las instalaciones.

Limpieza y aseo general de las instalaciones de los registros de seccionamiento.

Limpieza y desazolve de la señalización tipo "4" y tipo "R". Trimestral

Aplicación de pintura a la señalización tipo "4" y tipo "R" en el




III


Actividades de Mantenimiento Frecuencia

sistema.

Limpieza y desazolve de la franja de desarrollo del sistema. Cuatrimestral

Para todas y cada una de las actividades de operación y mantenimiento, se contará con evidencias de

su realización, tales como: órdenes de trabajo y registros de las actividades realizadas.

Verificación de Operación y Mantenimiento.

1. Procedimientos de Operación y Mantenimiento,

2. Señalamientos,

3. Registros de vigilancia y patrullaje,

4. Registros de inspección de los dispositivos de control de presión,

5. Mantenimiento de registros,

6. Registros de mantenimiento de válvulas,

7. Control de corrosión externa,

8. Registros de Inspección y mantenimiento a estación de regulación y medición,

9. Documentación histórica y evaluación de la ingeniería,

10. Programa y registros de capacitación y/o entrenamiento.

Verificación de Seguridad.

1. Plan Integral de Seguridad y Protección Civil,

2. Programa de Prevención de Accidentes y registros de simulacros,

3. Programa para la prevención de daños,

4. Programa de auxilio,

5. Programa de recuperación,

6. Educación al público,

7. Investigación de fallas,

8. Procedimientos de emergencias.

Así mismo, para la etapa de construcción e instalación de la Planta de GNL, se debe de contar con un

dictamen de inicio de operaciones o de construcción realizado por la Unidad Verificadora.




III


Atención a Emergencias.

Para la atención a emergencias, la Promovente cuenta con procedimientos técnicos operativos,

mismos que se encuentran actualizados y serán aplicados por parte del personal al momento de

presentarse una situación de emergencia. Dichos procedimientos se indican a continuación:

▪ PO-OYM-OPE-09. Detección y localización de fugas.

▪ PO-OYM-OPE-10. Clasificación de fugas de gas Natural.

▪ PO-OYM-MANTTO-04. Medición de resistividad del suelo.

▪ PO-OYM-MANTTO-05. Toma de potencial entre tubería y suelo.

▪ PO-OYM-MANTTO-06. Revisión de aislamiento eléctrico en camisas.

▪ PO-OYM-MANTTO-07. Revisión de aislamiento eléctrico.

▪ PO-OYM-MANTTO-10. Calibración de espesores en instalaciones superficiales.

▪ PO-OYM-MANTTO-11. Manejo e instalación de tuberías de acero.

▪ PO-OYM-MANTTO-14. Mantenimiento a válvulas reguladores instaladas en la ERM.

▪ PO-OYM-MANTTO-18. Pintado de instalaciones.

▪ PO-OYM-MANTTO-19. Garantizar la señalización de la franja de desarrollo del sistema.

▪ PO-OYM-MANTTO-21. Limpieza a la franja de desarrollo del sistema.

▪ PO-OYM-MANTTO-25. Calibración de los transmisores multivariables.

▪ PO-OYM-MANTTO-26. Calibración del tablero y sensores de mezclas explosivas.

▪ PR-OYM-OPE-02. Programa de visitas a sistemas en operación.

▪ FR-OYM-OPE-02. Verificación de fugas de gas natural.

▪ FR-OYM-OPE-03. Verificación de conexión eléctrica ánodo-cables y ánodo-ánodo.

▪ FR-OYM-OPE-04. Verificación de instalación de poste de monitoreo y cupón.

▪ FR-OYM-OPE-05. Puesta en marcha del sistema de protección catódica por ánodos

galvánicos.

▪ FR-OYM-MANTTO-04. Informe de calibración.

▪ FR-OYM-MANTTO-05. Etiqueta de calibración.

▪ FR-OYM-MANTTO-06. Reporte de medición de espesores.

▪ FR-OYM-MANTTO-07. Reporte de recubrimiento anticorrosivo.

▪ FR-OYM-MANTTO-09. Calibración de instrumentos.




III


Así mismo, se cuenta con un programa de capacitación anual de seguridad en el cual se tiene

programado la realización de simulacros tanto en gabinete y en campo, lo cual forma parte de la

política de seguridad, ya que es importante tener al personal operativo capacitado y entrenado para

atender cualquier situación de emergencia de manera oportuna.

En términos generales, GNN cuenta con las medidas de seguridad requeridas para asegurar la

eficiente operación y mantenimiento de la instalación, con el objeto de brindar una operación confiable

del sistema para transporte de gas natural a los socios comerciales e industriales; así mismo, contará

con un Sistema de Auditorías y Verificaciones por empresas acreditadas y Unidades de Verificación,

para la obtención de los dictámenes que aseguren la integridad mecánica y la operabilidad del

sistema.

III.6 RECOMENDACIONES TÉCNICO OPERATIVAS

Una vez realizado el Análisis de Riesgos en el Sistema de Transporte, es importante mencionar que el

nivel de seguridad es Alto debido a que se tienen instalados sistemas de control y sistemas de

seguridad instrumentados en arreglo redundante, aunado a que es ingeniería de punta en donde su

confiabilidad es alta y asegura la operabilidad del sistema en todo momento sin interrupciones; sin

embargo, derivado del presente Estudio de Riesgo Ambiental, se recomienda lo siguiente:

1. Elaborar y poner en práctica un programa de capacitación en relación a los procedimientos de

operación y mantenimiento de la empresa.

2. Estructuración de una brigada multifuncional para la atención de emergencias en áreas no

operativas (Almacenes, talleres, oficinas administrativas, etc.) en la Planta de GNL.

3. Capacitar al personal en la aplicación del Plan de Respuesta a Emergencias de Incendios y los

Procedimientos de emergencia para la Planta de GNL.

4. Poner en práctica el programa de mantenimiento para los equipos de operación existentes en

las instalaciones superficiales, tales como: Planta de GNL y Planta de Amina, principalmente,

además de que incluya el mantenimiento al sistema de tuberías subterráneas y superficiales de

gas natural mediante equipo instrumentado.

5. Verificar que se incluya en el manual de operación de la Planta de GNL, el procedimiento de

purgado de condensados de los filtros de gas combustible.

6. Elaborar y poner en práctica el programa interno de protección civil.

7. Elaborar y poner en práctica un programa para la realización de prueba de integridad mecánica

en las instalaciones superficiales.

8. Considerar la instalación de equipos de seguridad adicionales, tales como: instalaciones de

protección contra incendio portátil, móvil o fijo, considerando que para para el sistema fijo, las

bombas de agua contra incendio, que en su caso estén previstas en el diseño del sistema

contra incendio o los tanques presurizados de espuma y formen parte de las Instalaciones del

mismo, no deben interrumpir su operación al accionarse el sistema de Paro por Emergencia.




III


9. Dentro del diseño del sistema de Gas y Fuego, considerar que las válvulas de corte deben

actuar al cierre automáticamente en presencia de fuego, y estar protegidas contra incendio, ya

sea mediante aislante térmico o pintura intumescente y contar con sistema de enfriamiento tipo

diluvio base de agua o espuma dependiendo de la disponibilidad de agua, previsto en el diseño

del sistema contra incendio.

Recomendaciones de HAZOP:

1. Asegurarse de que PSV-1500 tenga el tamaño para el escenario de flujo completo

2. Considerar adicionar un parallamas en TK-1915, tanque de Desagüe.

3. Asegurarse de que PSV-201 tenga el tamaño para malfuncionamiento que abra LV-0200 y caso deincendio

4. Asegurarse de que PI-201HH dispare el cierre del sistema

5. Asegurarse de que PSV-201 tenga el tamaño en conjunto con el dimensionamiento de RO-0400 y malfuncionamiento que abra LV-0400 A o LV-0400B

6. Asegurarse de que TIHH-0403 esté localizado físicamente lo suficientemente alejado de V-401/402 para evitar el accionado falso causado por la conducción desde el secador de regeneración.

7. Asegurarse de PSV-0601 A y PSV-0601B están dimensionados para flujo completo (por ejemplo, el malfuncionamiento que abra FV-0601)

8. Asegurarse de que PSV-505 y PSV-506 incluyan dimensionamientos para casos de incendio externos.

9. Considerar mover TI-0601C a la corriente debajo de LV-0601, alarmando de temperatura alta.

NOTA: Asegurarse de que la distancia física es suficiente para prevenir la conducción al prevenir las temperaturas altas.

10. Asegurarse de que PSV-0704 tenga las dimensiones para flujo completo desde el Calentador H-

407 (durante la regeneración de V-704)

NOTA: Tomar en consideración los tamaños de las tuberías y los orificios de la línea desde H-407 a V-704

11. Verificar que H-407 BMP tiene protecciones para pérdida de nitrógeno

12. Asegurarse de que PSV-0703 tenga las dimensiones tanto para fuego como para flujo completo desde el refrigerante make-up MR con mayor flujo.



15. Asegurarse de que PSV-0502 tiene las dimensiones para casos de incendio

16. Asegurarse de que PSV-202 tenga las suficientes dimensiones para casos de incendio

20. Asegurarse de que la llamarada FL-9200 tenga protección de exceso de temperatura.

21. Asegurarse de que la llamarada FL-9200 tiene medios de alarma/alerta en caso de temperatura




III


baja de llamarada o pérdida de llama.

22. Considerar la instalación de una alarma de alto nivel en el FL-9200 flare KO pot, separado del interruptor de nivel de bombeo

23. Asegurarse de que hay medios para verificar positivamente la sobre conexión y puesta a tierra

antes de que inicie la carga del camión.




IV


Índice

IV. RESUMEN DEL ANÁLISIS DE RIESGO. ............................................................................................... 2

IV. RESUMEN................................................................................................................................................. 2

IV.2 HACER UN RESUMEN DEL PROYECTO EN MATERIA DE RIESGO AMBIENTAL. ............................................. 2

IV.1 SEÑALAR LAS CONCLUSIONES DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL. ...................................................... 2




IV


IV. RESUMEN DEL ANÁLISIS DE RIESGO.

IV. RESUMEN

IV.2 Hacer un Resumen del Proyecto en Materia de Riesgo Ambiental.

En el Proyecto en cuestión, se aplica ingeniería de punta con el objetivo de minimizar los riesgos

implícitos y satisfacer la demanda del país para el transporte y uso de un combustible más limpio en

relación con otros combustibles fósiles.

Como resultado del análisis de riesgo, basado en la Filosofía de Operación y los Diagramas de

Tuberías e Instrumentación (DTIs) de los componentes principales del proyecto como: Sistema de

Licuefacción y Planta de AMina; se consideraron aquellos eventos donde estuvieran involucrados los

sucesos similares ocurridos en otras zonas donde se realiza el mismo diseño y construcción del

sistema, se tomaron en cuenta los accesorios, tales como: válvulas, filtros, medidores, bridas y

reguladores, para la determinación de las desviaciones, causas y consecuencias de probables eventos

producidos por fallas mecánicas o de operabilidad con sus probables áreas de afectación.

Así mismo, en cuanto a los resultados del HAZOP, se constató que las variables principales a

monitorear son Nivel (en filtros), Flujo y Presión, ya que ésta última está involucrada principalmente en

en el proceso de Licuefacción, donde la desviación de más presión, puede repercutir principalmente

en la sobrepresión de la tubería de conducción por cierre de válvulas o por inconsistencias en la

operación de los turbocompresores, lo cual, aunado a la existencia de afectaciones por corrosión,

operaciones incorrectas, defectos en los materiales o deficiencias en la construcción, puede

concretarse en la fuga de gas hacia la atmosfera. Cabe mencionar que las fallas de mayor riesgo

fueron analizadas a detalle mediante Análisis de Capas de Protección para evaluar la suficiencia y

características de las capas de protección independientes.

Por su parte, las variables de más y menos Nivel, de acuerdo al análisis realizado, las principales

desviaciones detectadas de mayor riesgo (riesgo 2) son las de falla de la válvula que realiza el

drenado de los condensados en el Tanque Contactor, ya que al quedar calzada permitirá el paso

directo de gas natural hacia el tanque de almacenamiento de amina rica, lo cual puede incrementar la

presión de trabajo y fracturar el recipiente, provocando la formación de un chorro de fuego en caso de

entrar en contacto con una fuente de ignición.

IV.1 Señalar las Conclusiones del Estudio de Riesgo Ambiental.

El presente estudio llevó a la conclusión de que los riesgos mayores del proceso, es la incidencia de

incendio y explosión por fallas operacionales, principalmente en las instalaciones superficiales, ya que

de acuerdo al análisis HAZOP existen parámetros operacionales que pueden repercutir en posibles

fallas (rupturas de línea) con probable liberación de gas en las principales instalaciones de proceso,

causadas por sobrepresión en las líneas de conducción, falla de válvulas manuales o por la falla en los

sistemas de seguridad como válvulas de alivio y transmisores de presión, y que por su ubicación




IV


podrían afectar infraestructura agrícola y semiurbana, y en su caso desencadenar un incendio mayor

dadas las concentraciones de flora existentes en la zona, sin embargo la empresa tiene instalados

sistemas de seguridad para prevenir situaciones de riesgo que estén directamente relacionadas con

las condiciones operativas del sistema, tal es el caso de los sistemas de detección de gas y fuego.

El riesgo existente por el manejo de Gas Natural por ductos es evidente, mismo que para el presente

sistema de transporte se encuentra controlado mediante los instrumentos de seguridad, así como para la

supervisión de las condiciones operativas del sistema, aunado a que el manejo de Gas Natural Licuado

es de los más seguros y confiables. Aunado a lo anterior, los programas de mantenimiento predictivo,

preventivo y correctivo, ayudan a anticiparse a cualquier falla mecánica o de operación que se pueda

presentar.

De acuerdo con lo anterior, es importante señalar que los Escenarios de Riesgos que fueron propuestos

en el presente Estudio, en apego a lo solicitado por la autoridad mediante la Guía para la elaboración del

Estudio de Riesgo Ambiental, han sido simulados en el contexto de falla de las medidas preventivas y

sistemas de seguridad con los que cuenta el proceso; considerando la aplicación de éstas, los riesgos

presentados en los escenarios señalados, reducirán significativamente la probabilidad de ocurrencia de

los eventos simulados.




V


Índice

V. IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y ELEMENTOS TÉCNICOS QUE

SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN EL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL. ........................ 2

V.1 FORMATOS DE PRESENTACIÓN ............................................................................................................. 2

V.1.1 Planos de Localización ............................................................................................................... 2

V.1.2 Fotografías ................................................................................................................................. 2

V.1.3 Videos ........................................................................................................................................ 2

V.2 OTROS ANEXOS ................................................................................................................................... 2




V


V. IDENTIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS METODOLÓGICOS Y

ELEMENTOS TÉCNICOS QUE SUSTENTAN LA INFORMACIÓN SEÑALADA EN EL

ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.

V.1 FORMATOS DE PRESENTACIÓN

V.1.1 Planos de Localización

Los planos de localización del proyecto se incluyen en el Anexo 1.

V.1.2 Fotografías

Ver Anexo 12 del ERA.

V.1.3 Videos

Para la realización del presente Estudio de Riesgo, no se realizaron videograbaciones.

V.2 OTROS ANEXOS

a) Documentos legales

La documentación Legal se incluye en los de la solicitud de modificación que acompaña al presente

estudio.

b) Cartografía consultada

La cartografía consultada fue del Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI),

c) Autorizaciones y permisos

Actualmente no se cuentan con autorizaciones y permisos para el desarrollo del proyecto, sin

embargo, para antes de iniciar con la etapa de preparación del sitio, se obtendrán las siguientes

autorizaciones:

▪ En materia de Impacto y Riesgo Ambiental.

▪ Licencias de Uso de Suelo y de Construcción.

▪ Título de Permiso para Licuefacción de Gas Natural.

▪ Entre otras.




V


d) Memorias descriptivas de la(s) metodología(s) utilizada(s)

La descripción de las metodologías empleadas para el análisis de riesgo se incluye en el Capítulo II.

e) Memoria técnica de la(s) modelación(es)

Las memorias técnicas de las simulaciones realizadas, se incluyen en el Anexo 8.

Índice - 104.209.210.233

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