Capítulo I 108IMPACTO AMBIENTAL
5.3 Criterios de Simulación.
La evaluación de las consecuencias de los accidentes postulados para las actividades en la construcción y operación del Oleogasoducto de 6”Ø, se realizó a partir del cálculo y valoración de las distancias y áreas de afectación para estos escenarios de accidentes, considerando las condiciones más favorables para que las consecuencias sean más severas.
Los criterios que permiten efectuar las estimaciones y predicciones de daños provocados por los tipos de incidentes en el proyecto son:
Identificación de Escenarios.
El primer paso es la identificación de escenarios, para este caso se utilizó la metodología HazOp, donde se analizaron los eventos que por su magnitud y frecuencia representan un alto riesgo. Para este proyecto se analizarán dos tipos de eventos el Peor Caso Creíble o catastrófico y el caso más probable. Peor Caso Creíble. En el Análisis de Consecuencias, casi siempre, el primer escenario que debe
identificarse es el del peor caso y que el reglamento de la EPA define como la fuga de una sustancia procedente del recipiente más grande o una falla en una tubería de gran flujo del proceso. En lo que se refiere a una fuga de gases tóxicos, el escenario del peor de los casos presupone que la cantidad se escapa del recipiente en sólo 10 min. En lo que respecta a los líquidos, ese mismo escenario presupone un derrame instantáneo. Por lo que toca a las sustancias inflamables, el peor caso supone una fuga instantánea y una explosión de la nube de vapor. Sin embargo el tiempo de respuesta puede ser menor si se cuenta con dispositivos automatizados que detecten y aíslen la fuga. En términos generales este evento no es muy probable que ocurra, pero sus consecuencias serían severas; su identificación requiere de hacer una serie de consideraciones pesimistas, donde todo falla.
Capítulo I - 112
Casos más probables. Son los incidentes con pérdida cuya probabilidad de ocurrencia es alta, no obstante son consecuencias mucho menos graves que el peor caso creíble. Para los escenarios más probables la modelación se realizará para un orificio formado por: corrosión, desgaste, golpe, agentes externos y sabotaje, estos orificios estarán ubicados en uniones de tuberías, sellos de válvulas y/o empaques, de ductos y equipos de proceso. Estos eventos se pueden presentar en cualquier momento y en las diferentes condiciones climatológicas bajo las condiciones normales de operación. Tipo y diámetro del orificio de la fuga.
El orificio formado por corrosión y desgaste es de forma regular, de un diámetro determinado y será determinado de acuerdo a la siguiente tabla.
Tabla 5.3.1 Tamaños de orificios recomendados para la evaluación de consecuencias.
Tamaño del orificio Intervalo Valor representativo
Pequeño 0 ¼ pulg. (0-6.35 mm) ¼ pulg. (6.35 mm)
Medio ¼ - 2 pulg. (6.35 – 50.8 mm) 1 pulg. (2.54 mm)
Grande 2-6 pulg. (50.8 – 152.4 mm) 4 pulg. (101.6 mm)
Ruptura > 6 pulg. (>152.4 mm) Diámetro del recipiente, hasta un
máximo de 16 pulg. (406.4 mm) Referencia: API 581 Risk Based Inspection.
El tiempo de duración de la fuga.
En este caso, debido a que el proceso es continuo, en el caso de presentarse una fuga, el material seguirá liberándose hasta que sea interrumpida. El tiempo que se lleva este proceso más que del inventario, depende de:
a) Tiempo para detectar la fuga.
b) Tiempo para analizar el incidente y decidir las acciones correctivas. c) Tiempo para complementar las acciones correctivas.
El tiempo de respuesta fue considerado de acuerdo al API Publicación 581 Risk-Based Inspection Base Resource Document que sugiere los tiempos de respuesta en función del sistema de detección y al tipo de sistema de aislamiento de acuerdo a lo indicado en las tablas siguientes:
Tabla 5.3.2 Guías de Clasificación de Sistemas de Detección y Aislamiento.
Tipo de Sistema de Detección Clasificación de la Detección
Instrumentación diseñada específicamente para detectar pérdidas de material por cambios en las condiciones de operación (por ejemplo: Perdida de Presión o Flujo) en el sistema.
A Detectores convenientemente localizados para determinar cuando el
material está presente fuera del recipiente. B
Detección visual, cámaras o detectores con cobertura marginal C
Tipo de Sistema de Aislamiento Clasificación del Aislamiento
Sistema de aislamiento o de paro activado directamente por la
instrumentación de proceso o detectores, sin intervención del operador. A
Sistema de aislamiento o paro activado por operadores en el cuarto de
control u otro lugar convenientemente lejos de la fuga. B
Tabla 5.3.3 Duración de la Fuga en función a los Sistemas de Detección y Aislamiento.
Tipo de Sistema de Detección
Tipo de Sistema de
Aislamiento Duración de la Fuga
A A
20 minutos para fugas de ¼ de pulgada 10 minutos para fugas de 1 pulgada 5 minutos para fugas de 4 pulgadas
A B
30 minutos para fugas de ¼ de pulgada 20 minutos para fugas de 1 pulgada 10 minutos para fugas de 4 pulgadas
A C
40 minutos para fugas de ¼ de pulgada 30 minutos para fugas de 1 pulgada 20 minutos para fugas de 4 pulgadas
B A o B
40 minutos para fugas de ¼ de pulgada 30 minutos para fugas de 1 pulgada 20 minutos para fugas de 4 pulgadas
B C
1 hora para fugas de ¼ de pulgada 30 minutos para fugas de 1 pulgada 20 minutos para fugas de 4 pulgadas
C A, B o C
1 hora para fugas de ¼ de pulgada 40 minutos para fugas de 1 pulgada 20 minutos para fugas de 4 pulgadas
Condiciones de operación.
Para la realización de las simulaciones se tomarán en cuenta las presiones máximas de operación esto es con la finalidad de que éstas sean representativas:
a) Oleogasoducto de 6” Ø: Presión de 450 psi (31.63 Kg./cm2
), Gasto 5 mmpcd y temperatura de 38°C.
Zona de afectación por escenario.
Los parámetros utilizados para definir y justificar las zonas de seguridad en torno al proyecto e interpretar los resultados de la simulación se marcan en la “Guía para la presentación del Estudio de Riesgo Ambiental Nivel 0 Riesgo en Ductos Terrestres” publicada por SEMARNAT. Dichos criterios se indican a continuación:
Zona de Alto Riesgo.
Es la distancia a partir del punto de fuga donde de acuerdo a los cálculos realizados, en caso de presentarse el evento se requiere de ejecutar acciones de combate, control y evacuación inmediatas:
Tabla 5.3.4 Parámetros que definen la Zona de Alto de Riesgo.
Consecuencia Descripción
Efecto de Radiación (Radiación Térmica).
*5.0 Kw/m2. (1,500 BTU/pie2hr). Nivel de radiación térmica suficiente para causar daños al personal si no se protege adecuadamente en 20 segundos, sufriendo quemaduras hasta de 2o grado sin la protección adecuada.
Efecto Explosivo. *0.070 kg/cm
2
. Es la presión en la que se presenta demolición parcial de casas, quedando inhabitables.
Toxicidad IDLH.
NIOSH (National Institute for Occupational Safety and Health), define a los Niveles Inmediatamente Peligrosos para la Vida o la Salud (IDLH-Inmediately Dangerous to Life or Health) como concentraciones de contaminantes aéreos máximos de los cuales las personas pueden escapar en 30 minutos sin ningún síntoma dañino o ningún efecto irreversible en la salud. El Gas natural Dulce está considerado como asfixiante simple (Fuente: NIOSH Pocket Guide to Chemical Hazards, June 2007.
Fuente: *Guía para la presentación del Estudio de Riesgo Ambiental Nivel 0, SEMARNAT, Noviembre 2002. Zona de Amortiguamiento.
Es la comprendida entre el límite de la Zona de Alto Riesgo y la distancia que de acuerdo a los cálculos realizados, en caso de presentarse el evento se requiere tomar medidas preventivas.
Capítulo I - 114
Consecuencia Descripción
Efecto de Radiación (Radiación Térmica).
*1.4 Kw/m2. (400 BTU/pie2hr). Es el flujo térmico equivalente al del sol en verano y al medio día. No causará incomodidad durante exposición prolongada.
Efecto Explosivo. *0.035 kg/cm
2
. Ventanas pequeñas o grandes usualmente fracturadas, daño ocasional a los marcos de las ventanas.
Toxicidad TLV15.
Valor Límite de Umbral-Límite de Exposición a Corto Plazo (TLV-STEL Threshold Limit Value- Short Term Exposure Limit). Es una concentración promedio del tiempo en el cual los trabajadores no deben ser expuestos por más de 15 minutos y que no deben de ser repetidos por más de 4 veces por día, por lo menos con 60 minutos entre exposiciones sucesivas. Este límite no es un límite de exposición independiente, suplementa al TLV-TWA (Valor Límite de Umbral- Promedio Ponderado en el Tiempo), cuando se admite la existencia de efectos agudos de una sustancia cuyos efectos tóxicos son principalmente de carácter crónico. Los STEL son recomendados solamente donde los efectos tóxicos han sido reportados por sus altas exposiciones a corto plazo tanto en humanos como en animales. Estos límites son publicados anualmente por la Conferencia Americana Gubernamental de Higienistas Industriales (ACGIH – The American Conference of Governmental Industrial Hygienists). El Gas natural Dulce está considerado como asfixiante simple (Fuente: Threshold Limit Values for Chemical Substances and Physical Agents & Biological Exposure Indices, ACGIH, 2002).
Fuente: *Guía para la presentación del Estudio de Riesgo Ambiental Nivel 0, SEMARNAT, Noviembre 2002. Los efectos a las instalaciones se estimarán usando los siguientes parámetros:
Tabla 5.3.6 Parámetros que definen la Zona de Muy Alto Riesgo para las Instalaciones.
Consecuencia Descripción
Efecto de Radiación (Radiación Térmica).
37.5 Kw/m2. Suficiente para causar daño a equipo de proceso
12.5 Kw/m2. Es la energía mínima requerida para la ignición piloteada de la madera y fundición de
tubería de plástico. Con 1% de letalidad en 1 minuto.
Efecto Explosivo. 0.703 kg/cm
2
. Probable destrucción de edificios; máquinas herramientas pesadas (3,175 kg) desplazadas y dañadas seriamente, herramientas para maquinaria muy pesadas (5,443 kg) sin daños.
Fuente: Chemical Process Safety: Fundamentyals with Applications; Crowl/Louvar; Prentice Hall, 1990.
1. La temperatura considerada fue de 33.5 °C (temperatura más alta promedio anual en la zona del proyecto).
2. Los criterios para determinar la velocidad del viento relacionado con la estabilidad de Pasquill se basaron tomando en cuenta la velocidad promedio anual registrada en la zona de influencia de 2.7 m/seg (Fuente: Estación meteorológica: 766910, Aeropuerto General Heriberto Jara).
Tabla 5.3.7 Condiciones de estabilidad meteorológica de Pasquill.
Velocidad del viento (m/s) a 10 m de altura
Insolación diurna Condiciones nocturnas
Fuerte Moderada Ligera Finamente cubierto ó más de la mita cubierto Nubosidad <- 3/8 <2 2-3 3-4 4-6 >6 A A-B B C C A-B B B-C C-D D B C C D D E D D D F E D D
Resultados de las Modelaciones.
Los escenarios derivados de las metodologías de identificación y jerarquización de riesgos para el proyecto del Oleogasoducto de 6”Ø, son los siguientes:
Clave del escenario: ES-01.
Descripción del Escenario de Riesgo
Suposición: Se produce una liberación continua gas natural por un orificio o fisura equivalente a 1/4” (6.35 mm) Ø del Oleogasoducto de 6”Ø.
Ubicación: La fuga se localiza en el amarre del Oleogasoducto con el PRG de la Macropera Espejo 1
Causas: La fuga es ocasionada por corrosión severa, deterioro de accesorios, sobrepresiones, golpe con maquinaria pesada, etc. Condiciones ambientales del Área del Proyecto
Condiciones atmosféricas y zona de localización de la instalación
Condiciones meteorológicas al momento de la fuga de la sustancias peligrosa
Temperatura ambiente Humedad Relativa Zona tipo Velocidad del viento Estabilidad pasquill
290 C 70 % Rural 2.7 m/s B / C
Datos del recipiente y características de la fuga
Tipo de recipiente Diámetro de la fuga Dirección de la fuga
Ducto 1/4” (6.35 mm) Ø Angulo de 45 0
Resultados
Tasa de Descarga Duración de la Descarga Cantidad Descargada
0.30 Kg/s El tiempo máximo para detección y control de la fuga es de 10 minutos (600 segundos). 180 Kg
Radiación Térmica (Jet Fire o Incendio de Chorro)
Zona de Alto Riesgo (5.0 KW /m2) 02.95 m
Zona de Amortiguamiento (1.4 KW / m2) 06.35 m
Zona de Muy Alto Riesgo para el personal (12.5 KW /m2) 0.97 m
Zona de Muy Alto Riesgo para el equipo (37.5 KW /m2)
No reportada
Sobrepresión por Explosión
Zona de Muy alto Riesgo para el equipo (0.211 kg/cm2)
La explosión de la nube de gas no se generó por contener una masa insuficiente para que se produzca este evento cuando no está confinada*.
Zona de Muy alto Riesgo para el equipo (0.141 kg/cm2) Zona de Alto Riesgo (0.070 kg/cm2)
Zona de Amortiguamiento (0.035 kg/cm2)
Toxicidad
No se presenta este evento ya que el Gas Natural no se considera sustancia tóxica. * API RP 750 Management of Process Hazards
Capítulo I - 116
Clave del escenario: ES-02.
Descripción del Escenario de Riesgo
Suposición: Se produce una liberación continua gas natural por un orificio o fisura equivalente a 1” (25.4 mm) Ø del Oleogasoducto de 6”Ø.
Ubicación: La fuga se localiza en la conexión del Oleogasoducto con el CRG de la ERG Fourier.
Causas: La fuga es ocasionada por corrosión severa, deterioro de accesorios, sobrepresiones, golpe con maquinaria pesada, etc. Condiciones ambientales del Área del Proyecto
Condiciones atmosféricas y zona de localización de la instalación
Condiciones meteorológicas al momento de la fuga de la sustancias peligrosa
Temperatura ambiente Humedad Relativa Zona tipo Velocidad del viento Estabilidad pasquill
290 C 70 % Rural 2.7 m/s B / C
Datos del recipiente y características de la fuga
Tipo de recipiente Diámetro de la fuga Dirección de la fuga
Ducto 1” (25.4 mm) Ø Angulo de 45 0
Resultados
Tasa de Descarga Duración de la Descarga Cantidad Descargada
4.78 Kg./seg. El tiempo máximo para detección y control de la fuga es de 10 minutos (600 segundos). 2,868 Kg
Radiación Térmica (Jet Fire o Incendio de Chorro)
Zona de Alto Riesgo (5.0 KW /m2) 13.65 m
Zona de Amortiguamiento (1.4 KW / m2)
25.91 m
Zona de Muy Alto Riesgo para el personal (12.5 KW /m2) 08.21 m
Zona de Muy Alto Riesgo para el equipo (37.5 KW /m2)
No reportada
Sobrepresión por Explosión
Zona de Muy alto Riesgo para el equipo (0.211 kg/cm2)
La explosión de la nube de gas no se generó por contener una masa insuficiente para que se produzca este evento cuando no está confinada*.
Zona de Muy alto Riesgo para el equipo (0.141 kg/cm2) Zona de Alto Riesgo (0.070 kg/cm2) Zona de Amortiguamiento (0.035 kg/cm2)
Toxicidad
No se presenta este evento ya que el Gas Natural no se considera sustancia tóxica. * API RP 750 Management of Process Hazards
Clave del escenario: ES-03.
Descripción del Escenario de Riesgo Suposición: Ruptura total del Oleogasoducto de 6”Ø.
Ubicación: La ruptura se puede presentar en cualquier punto del trayecto del Oleogasoducto de 6”Ø.
Causas: La ruptura es ocasionada por corrosión severa, deterioro de accesorios, sobrepresiones, golpe con maquinaria pesada, etc. Condiciones ambientales del Área del Proyecto
Condiciones atmosféricas y zona de localización de la instalación
Condiciones meteorológicas al momento de la fuga de la sustancias peligrosa
Temperatura ambiente Humedad Relativa Zona tipo Velocidad del viento Estabilidad pasquill
290 C 70 % Rural 2.7 m/s B / C
Datos del recipiente y características de la fuga
Tipo de recipiente Diámetro de la fuga Dirección de la fuga
Ducto 10” (254 mm) Ø Vertical
Resultados
Tasa de Descarga Duración de la Descarga Cantidad Descargada
478.49 Kg./seg. El tiempo máximo para detección y control de la fuga es de 5 minutos (300 segundos). 143,547 Kg
Radiación Térmica (Jet Fire o Incendio de Chorro)
Zona de Alto Riesgo (5.0 KW /m2) 78.32 m
Zona de Amortiguamiento (1.4 KW / m2) 146.57 m
Zona de Muy Alto Riesgo para el personal (12.5 KW /m2) 48.69 m
Sobrepresión por Explosión
Zona de Muy alto Riesgo para el equipo (0.211 kg/cm2)
La explosión de la nube de gas no se generó por contener una masa insuficiente para que se produzca este evento cuando no está confinada*.
Zona de Muy alto Riesgo para el equipo (0.141 kg/cm2) Zona de Alto Riesgo (0.070 kg/cm2)
Zona de Amortiguamiento (0.035 kg/cm2)
Toxicidad
No se presenta este evento ya que el Gas Natural no se considera sustancia tóxica. * API RP 750 Management of Process Hazards
Capítulo I - 118
Las áreas de afectación para cada uno de los escenarios son las siguientes, presentándose en la tabla 5.3.8:
Tabla 5.3.8 Áreas de afectación
Escenario Área de afectación por radiación térmica (m2) Área de afectación por sobrepresión (m2)
1 27.33 No se presenta
2 585.35 No se presenta
3 19,270.64 No se presenta
Fuente: Simulador SCRI Fuego 3.1
6. Recomendaciones Técnico-Operativas.
A partir de la identificación de los riesgos más probables y de mayor alcance que puede presentar los procesos de transporte de gas, se han definido recomendaciones destinadas a fortalecer los dispositivos de seguridad con los que cuenta el Activo Integral Veracruz.
Aplicar los procedimientos operativos.
Aplicar los programa de mantenimiento donde se revise el funcionamiento correcto de válvulas de compuerta.
Realizar la inspección y celaje del Derecho de Vía. Aplicar el programa de protección anticorrosiva.
Etiquetar las válvulas en los Patines de Recolección de gas. Aplicar los programas de inspección de las instalaciones. Elaborar y cumplir con los programas de señalización Aplicar los programas de celaje de los Derechos de vía. Aplicar el plan de emergencia.
SECCIÓN II. DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS DE PROTECCIÓN EN TORNO A LAS