Tesis Nom 020 Stps 2001

UNIVERSIDAD DEL ISTMO

DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS

EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA

“ING. ANTONIO DOVALÍ JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA

TESIS

PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

PRESENTA ROLANDO PACHECO RAMOS

DIRECTOR DE TESIS ING. JOSÉ FRANCISCO GARCÍA OSUNA

SANTO DOMINGO TEHUANTEPEC, MARZO DE 2010

CAPÍTULO I: GENERALIDADES

14

En la auditoría efectuada por personal de la Unidad de Verificación de Petróleos

Mexicanos, en la Planta Catalítica 1 en Septiembre de 2006; para cumplir con la norma

NOM-020-STPS-2002, una de las observaciones que dejaron, es la de retirar el

aislamiento térmico del equipo, para revisión visual y medición de espesores con

ultrasonido a fondo, esto debido a que se observa corrosión alta entre la unión del

equipo y las silletas.

Después de realizar la medición de espesores en el tanque sin el aislamiento, se

encontraron varias áreas con socavados de hasta 0.201 pulg, y en zonas afectadas (en

la parte del envolvente) valores mínimos de hasta 0.345 pulg [6].

CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN

(RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.

15

CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-

020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN

EN PEMEX.

En el cumplimiento de los requisitos mínimos de seguridad para el

funcionamiento de los RSP y calderas en los centros de trabajo, para la prevención de

riesgos a los trabajadores y daños en las instalaciones, establecidos en la NOM, Pemex

propuso un Método Alternativo para dicho cumplimiento.

En este sentido se desarrolló dicho Método Alternativo aplicándolo en el

cumplimiento de cada requisito establecido en la NOM.

El primer requisito a cumplir de la NOM, dice:

5.1 Mostrar a la Autoridad del Trabajo, cuando ésta se lo solicite, los documentos que la

presente Norma le obligue a elaborar o a poseer, incluyendo la autorización de

funcionamiento de aquellos equipos que la requieran.

El cumplimiento de este requisito, depende del desarrollo y cumplimiento de los

otros requisitos de la NOM, el cual fue objeto de este trabajo.

El siguiente requisito de la NOM, establece:

5.2 Presentar a la Secretaría, bajo protesta de decir verdad, la documentación e

información para obtener la autorización de funcionamiento y mantenerla vigente, con el

número de control asignado según lo establecido en el Capítulo 8, y en su caso, para

notificar la baja de los equipos que cuenten con número de control otorgado por la

Secretaría.

El Capítulo 8 de la NOM, establece:

8. Procedimiento para obtener la autorización de funcionamiento.



16

8.1 El patrón puede optar por cualquiera de las opciones establecidas en los Apartados

8.2 y 8.3, para obtener la autorización de funcionamiento de los equipos que la

requieran.

Para nuestro trabajo, y en forma general se recomienda que para obtener la

autorización de funcionamiento de los equipos, se aplique la opción establecida en el

Apartado 8.3.

8.3 Trámite con participación de UV para obtener la autorización de funcionamiento del

equipo.

8.3.1 Presentar en la Delegación, el Formato N-020 por equipo, debidamente

requisitado, indicando en el bloque 1 la opción, "aviso de funcionamiento", anexando el

dictamen favorable emitido por una UV. Para que el dictamen emitido por la UV sea

reconocido por la Delegación, éste debe ser presentado dentro de los 90 días

posteriores a su emisión.

Para este trabajo el Formato N-020, queda de la siguiente manera:



17

TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN

BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO

13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE

SALINA CRUZ, OAXACA.

INGENIERÍA DE PETRÖLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS


Bloque 1 Tipo de trámite:

Solicitud de autorización de funcionamiento Aviso de funcionamiento (con participación de UV)

Solicitud de ampliación de la vigencia No. de control S.T.P.S. _ ______________________ Aviso de ampliación de la vigencia (con participación de UV) No. de control S.T.P.S. _ _

Bloque 2 Datos del Patrón:

Nombre, razón o denominación social: Pemex Refinación (Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime)____ ________

Domicilio Completo del centro de trabajo en donde se ubica el equipo: Carretera transístmica km. 3.5 C.P. 70620, Salina Cruz, Oax. __

Bloque 3 Identificación del equipo:

Nombre o número de identificación: _______________________________13-F ____ ___________ ______ _________________ Número de serie:________________________________________ NO TIENE _ __ ___________________ ______

Ubicación física del equipo en el centro de trabajo (área, planta): _Sector 2 (Planta Catalítica 1)__ _____________ __ __ Tipo y uso:__________________________ Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora (Hidrocarburos) .

Bloque 4 Especificaciones técnicas del equipo:

Fabricante, lugar y año de fabricación: BUFETE INDUSTRIAL - Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime - 1975 . Código principal de diseño y fabricación:_________________ ASME Sección VIII División 1 Edición 1974 ________ Presión de diseño: _______________________ 12.65 kg/cm² (180 Psi) _________________ ____ Presión de operación:_______________________________________11.03 kg/cm² (157 Psi) _ _ _____________________________

Presión máxima de trabajo permitida :__________________________11.77 kg/cm² (167.40 Psi) __ _____ _____________ ____ _ Temperatura de diseño: _____________________________________ 60°C_ ______ ________________ __________ Temperatura de operación:________________________________________ 49°C__ __ _____ _____________ _____ ____

Capacidad volumétrica (para recipientes):______________________________12.93 m

3_ ______ ______________

Superficie de calefacción (para calderas)________________________________NO APLICA _ ___________________________________________ Número y tipos de dispositivos de seguridad (con presiones de calibración): Válvula de seguridad RV-13-F calibrada a 12.65 kg/cm² (180 Psi) .

Bloque 5 Condiciones del equipo:

Nuevo En operación Años_ _31___ De uso Años________

Bloque 6 Demostración de seguridad del equipo:

Del recipiente: Prueba de presión precisar________________________________

Exámenes no destructivos Expediente de integridad mecánica

Método alternativo Del dispositivo de seguridad: Pruebas de funcionamiento

Demostración documental

Bloque 7 Representación legal:

Nombre y firma Fecha 06 Enero de 2009

X

X

X

X



18


8.3.2 En el Formato N-020 se debe seleccionar una de las opciones citadas en el

bloque 6, como se establece en el Apartado 8.2.3, para indicar la demostración de la

seguridad del equipo y otra de las opciones para la demostración de la confiabilidad de

los dispositivos de seguridad, ambos ante la UV. Las visitas de verificación a realizar

por la UV, serán en fechas establecidas de común acuerdo con el patrón.

En este trabajo como se muestra en el formato N-020 y para este requisito se

seleccionó la opción Método Alternativo y por parte de la demostración de seguridad del

dispositivo de seguridad, se seleccionó la opción de demostración documental y que

debe cumplir con el requisito 9.6.

9.6 Demostración documental. El patrón debe contar con los documentos que validen la

calibración, con patrones trazables de los instrumentos de medición con los que fueron

ajustados o verificados los dispositivos de seguridad, con base en un programa de

calibración establecido.

Para el cumplimiento de este requisito se tiene la hoja de calibración de la RV-

13F en la cual se verifica el ajuste del dispositivo de seguridad, así como también se

realiza el siguiente formato 1 para el programa de calibración de los dispositivos de

seguridad, como se muestra a continuación:



19





INGENIERÍA DE PETRÖLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS




20


BASE AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEÓS MEXICANOS EN EL EQUIPO



INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ROLANDO PACHECO RAMOS


1 2

3

4

5

6

7

8 9 10 10 11 11 11 11 11 11 11

11 11 11 11 11 11 11 11 11

12 13 14

15 16 17

18 19 20

Formato 1

Procedimiento para el llenado del formato 1:

1. Leyenda ÁREA ENCARGADA.

2. Leyenda PROGRAMA DE MANTENIMIENTO Y CALIBRACIÓN DE PSV´S.

3. Leyenda SUBDIRECCIÓN.

4. Leyenda CENTRO DE TRABAJO.

5. Leyenda SECTOR O ÁREA.



21

6. Leyenda PLANTA.

7. Leyenda FECHA DE ELABORACIÓN.

8. Leyenda EQUIPO.

9. Leyenda RV.

10. Leyenda AÑO.

11. Leyenda MES.

12. Leyenda Ingeniero de Operación.

13. Leyenda Ingeniero de Inspección.

14. Leyenda Ingeniero de Mantenimiento.

15. 16 y 17. Nombres de los Ingenieros encargados del área.

18. 19 y 20. Firma de los Ingenieros (En atención al requisito 9.3.9 de la norma

donde establece que: todos los resultados de las revisiones deben estar

avalados por escrito y firmados por el responsable técnico de mantenimiento,

operación e inspección).

A continuación se muestra como queda el formato 1 para el Equipo 13-F:



22







PEMEX REFINACIÓN Gerencia de Protección

Ambiental y Seguridad Industrial

PROGRAMA DE

MANTENIMIENTO Y CALIBRACIÓN DE PSV`S

SUBDIRECCION: PRODUCCIÓN

CENTRO DE TRABAJO: REFINERIA “ING. ANTONIO DOVALÍ JAIME”

SECTOR O ÁREA: 2

PLANTA: PLANTA CATALÍTICA 1

EQUIPO RV 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

NOV NOV

13-F 13F

Ingeniero de Operación Ingeniero de Inspección Ingeniero de Mantenimiento

Firma Firma Firma


9.4 Método alternativo. El patrón debe contar con la autorización que, en su caso,

otorga la Dirección General de Seguridad y Salud en el Trabajo, y los documentos

autorizados para su evaluación, así como tener el equipo preparado para su revisión en

la visita de inspección inicial o extraordinaria.

Para nuestro trabajo, en el Formato N-020 llenado del equipo 13-F,

seleccionamos la opción de Método Alternativo, que Pemex tiene autorizado por parte

de la STPS de acuerdo con el número de oficio 412/2/1034/DNI/2003 con fecha del 3



23

de septiembre de 2003. Y que cumple con lo establecido en los requisitos 8.3.3 y 8.3

así como con el requisito 9.3.3 y 9.3.4, con un sistema de administración de la

seguridad, únicamente aplicable a nivel institucional, y que es el punto de estudio y

desarrollo principal de este trabajo, ya que el modelo propuesto por Pemex como

Método Alternativo es único y hasta la fecha no existe algún trabajo o estudio que

desarrolle los alcances de esta metodología. Así mismo para la demostración de la

confiabilidad de los dispositivos de seguridad se seleccionó la demostración

documental, recomendable para todos los centros de trabajo que cuenten con un

Sistema de Administración Integral de Administración que cubra los aspectos de

calidad, seguridad y protección al medio ambiente.

El presente trabajo se realiza buscando o tratando de cumplir el requisito 9.3 de

la NOM respecto al expediente de integridad mecánica, así como las alternativas de

cumplimiento con el Método Alternativo de Pemex, para que se realice el expediente

con los requisitos mínimos documentales que debe de contener el expediente de

integridad mecánica.

El requisito 9.3 de la NOM, establece:

9.3 Expediente de integridad mecánica. Para acceder a esta opción, el patrón debe

contar con un sistema de administración de la seguridad dirigido a los equipos que

tenga elementos aplicables, entre otros, a la integridad mecánica de los equipos,

administración de la información, análisis de riesgos, administración de cambios y

auditorias.

El Método Alternativo de Pemex establece textualmente para el cumplimiento de

este requisito que “Petróleos Mexicanos cumplirá como está el requisito”, sin embargo

no establece el cómo lo cumplirá, objeto del presente trabajo y que se desarrolla a

continuación:

1. Se revisa y selecciona la información que corresponda a la integridad mecánica

del equipo, incluyendo análisis de riesgos, administración de cambios y



24

auditorías, con el fin de conformar su expediente, de acuerdo a lo que establecen

los requisitos 9.3.1, 9.3.2, 9.3.3, 9.3.4, 9.3.5, 9.3.6 y 9.3.7.

En este sentido el requisito 9.3.1 de la NOM establece:

9.3.1 El sistema de administración de la seguridad dirigido a los equipos debe estar

implementado de tal manera que se pueda demostrar, con evidencias, que se ejerce

control en los siguientes aspectos, como mínimo:

a. mantenimiento, inspección y reparaciones o modificaciones;

b. operación, incluyendo planes de emergencia;

c. documentación y registros.

Para este requisito se diseñan los formatos 2 y 3 siguientes que están basados

en la DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 y en la GPASI-IT-4002 Rev. 2 respectivamente,

como se muestra a continuación.



25

Formato 2







1 2

3

4

5

6

7

8 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

11 12 13

14 15 16

17 18 19



2. Leyenda PROGRAMA DE PRÓXIMA INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO.




6. Leyenda PLANTA.



26

7. Leyenda DG-GPASI-IT-00204-4 FECHA DE ELABORACIÓN.

8. Leyenda EQUIPO.

9. Leyenda AÑO.

10. Leyenda MES.












27







PEMEX REFINACION Gerencia de

Protección Ambiental y Seguridad Industrial

PROGRAMA DE PRÓXIMA

INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO



SECTOR O ÁREA: 2

PLANTA: PLANTA CATALITICA 1

DG-GPASI-IT-00204-4 ENERO/2009

EQUIPO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

MARZO MARZO

13-F


Firma Firma Firma

CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.

28

Formato 3

TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE AL PROCEDIMIENTO

ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING.

ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.



1 2

3 4 5

6 7

8 9 10 11 12 13 14

15 16 17

18 19 20

21 22 23



29



2. Leyenda DIAGNOSTICO SOBRE EL ESTADO FÍSICO DE EQUIPO EN

PLANTAS DE PROCESO Y UNIDADES DE SERVICIO.

3. Leyenda ANÁLISIS OPERACIONAL.



6. Leyenda FECHA DE ANÁLISIS.

7. Leyenda UNIDAD O PLANTA.

8. Leyenda NOMENCLATURA.

9. Leyenda SERVICIO.

10. Leyenda DESCRIPCIÓN DE EL PROBLEMA.

11. Leyenda MOVIMIENTOS OPERACIONALES O TRABAJOS PROVISIONALES

EFECTUADOS O POR EFECTUAR TENDIENTES A RESOLVER EL

PROBLEMA.

12. Leyenda RESULTADOS OBTENIDOS.

13. Leyenda % PRODUCCIÓN AFECTADA PARA ELIMINAR EL PROBLEMA

14. Leyenda GRADO DE URGENCIA.







30





A continuación se muestra como queda el formato 3 para el Equipo 13-F, el

llenado del formato se realiza por parte del personal de Pemex Refinación, ya que estos

documentos son propiamente del área y confidenciales.


31






GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL DIAGNOSTICO SOBRE EL ESTADO FISICO DE EQUIPO EN PLANTAS DE PROCESO Y UNIDADES DE SERVICIO

ANÁLISIS OPERACIONAL CENTRO DE TRABAJO: REFINERIA ING. ANTONIO DOVALÍ JAIME SUBDIRECCIÓN: PRODUCCIÓN .

FECHA DE ANÁLISIS: UNIDAD O PLANTA: CATALITICA 1 .

NOMENCLATURA SERVICIO DESCRIPCIÓN DE

EL PROBLEMA

MOVIMIENTOS OPERACIONALES O TRABAJOS PROVISIONALES EFECTUADOS O

POR EFECTUAR TENDIENTES A RESOLVER EL PROBLEMA

RESULTADOS

OBTENIDOS

% PRODUCCIÓN AFECTADA PARA

ELIMINAR EL PROBLEMA

GRADO DE

URGENCIA


Firma Firma Firma



32


9.3.2 El sistema de administración de la seguridad dirigido a los equipos debe estar

instrumentado, básicamente, en forma de procedimientos o instructivos escritos y

aprobados por los responsables técnicos operativos de los equipos y por el patrón,

mismos que deben contemplar la generación de evidencias documentales de las

actividades.



no establece el cómo lo cumplirá, estos procedimientos se mencionan en el requisito

7.2 de la NOM desarrollado más adelante en este trabajo y el cumplimiento de este.


9.3.5 El patrón debe exhibir en la inspección correspondiente, un expediente de

integridad mecánica, que debe ser el resultado de la implementación del sistema de

administración de la seguridad dirigido a los equipos, mediante procedimientos.



no establece el cómo lo cumplirá. En el punto 2.2 de esta tesis se muestra como puede

conformarse un expediente de integridad mecánica en base al Método Alternativo,

aplicado al equipo 13-F, cabe mencionar que se debe cumplir con los requisitos 9.3.5,

9.3.6, 9.3.7, 9.3.8 y 9.3.9.


9.3.7 En la Tabla 1 se establece la documentación mínima que debe contener el

expediente de integridad mecánica de cada equipo. El patrón debe agregar la

información que sea necesaria para evidenciar el estado del equipo.



33


este requisito que “Petróleos Mexicanos cumplirá como se indica en la tabla 1 de la

NOM”, sin embargo no establece el cómo lo cumplirá. Por esta razón se desarrolló de la

siguiente manera:

Documentos Mínimos a Contener en el Expediente de Integridad Mecánica

TABLA 1 DE LA NOM-020

DOCUMENTOS O REGISTROS

CUMPLIMIENTO O ALTERNATIVA

RECIPIENTE NUEVO

RECIPIENTE USADO

1. Índice del expediente. Aplica. Aplica.

2. Formato N-020 (copia del presentado a la STPS). Aplica. Aplica.

3. De fabricación:

a) dibujo, plano o documento (libro de proyecto, manual, catálogo) del equipo;

b) fotografía o calca de placa de datos del equipo adherida o estampada por el fabricante en el equipo;

c) certificado de cumplimiento con norma o código de fabricación;

d) certificado de pruebas hidrostáticas de fábrica.

Aplica. Aplica.

4. Descripción breve de la operación del equipo, función, riesgos inherentes y medios de control.

Aplica. Aplica.

5. Resumen cronológico de las revisiones y mantenimientos efectuados, congruentes con un programa que para tal efecto se tenga, debidamente registrados y documentados, de esas actividades.

No Aplica. Aplica.

6. Resumen cronológico de las modificaciones y alteraciones efectuadas al equipo, debidamente registrados y documentados, de esas actividades.

No Aplica. Aplica.

7 Resumen cronológico de las reparaciones que implicaron soldadura en el cuerpo sujeto a presión, debidamente registrados y documentados, de esas actividades.

No Aplica Aplica.

8. Resumen de los resultados de las revisiones en servicio efectuadas, debidamente registrados y documentados.

No Aplica. Aplica.

9. Identificación de los dispositivos de seguridad que protegen al equipo y documentación de las calibraciones.

Aplica. Aplica.

10. Resumen de transitorios relevantes y resultados del análisis efectuado para determinar sus consecuencias.

No Aplica. Aplica.

El cumplimiento de los puntos de la tabla 1 de la NOM, se presentan en el punto

2.2 de la presente tesis, donde se muestra como queda el expediente de integridad



34

mecánica del equipo 13-F. Así como también para los Puntos 5, 6, 7, 8, 9 y 10 de la

tabla 1 de la NOM, de acuerdo con la precisión de cumplimiento 6.2.6 del método

alternativo, los resúmenes consideran las actividades de operación, mantenimiento e

inspecciones efectuadas en el año inmediato anterior a la formulación de la solicitud de

autorización. Se incluyen los eventos importantes relacionados con la integridad

mecánica del equipo que sean recordados por el personal de mantenimiento, operación

e inspección.


9.3.8 La documentación del expediente de integridad mecánica debe contener la

información indicada en los Apartados 7.2.2 y 7.2.3.

La documentación indicada en los apartados 7.2.2 y 7.2.3 se detallan a

continuación así como el cumplimiento de estos.

Para este trabajo las alternativas de cumplimiento para el requisito del punto 3,

“Documentos o registros de fabricación” de la tabla anterior, para la documentación

específica se desarrolló de acuerdo con el punto 6.3.1 del Método Alternativo de Pemex

Caso 1, cuando el centro de trabajo sólo dispone de a) dibujo, plano o documento (libro

de proyecto, manual, catálogo) del equipo ya que no se dispone de los certificados de

cumplimiento con norma o código de fabricación y del certificado de pruebas

hidrostáticas de fabrica.

De acuerdo con el Caso 1 del Método Alternativo:

a) Confirmar que los documentos disponibles pertenecen al equipo. Debe

documentarse la metodología empleada.

b) Actualizar, si aplica, el dibujo, plano o documento (libro de proyecto, catalogo o

manual) del equipo. Puede actualizarse en un documento separado como se

indica en 6.2.2 a), del Método Alternativo.



35

6.2.2 a) Si se dispone de documentos del fabricante con la información que se requiere

en el requisito 7.2.2 de la NOM, solo debe actualizarse la PMTP para las condiciones

actuales del recipiente, y generarse un documento separado.

El requisito 7.2.2 de la NOM establece:

7.2.2 La siguiente información puede estar en el certificado de fabricación o en un

documento respaldado por un ingeniero mediante su nombre, firma y anexando copia

de su cédula profesional:

a) presión y temperatura de diseño y de operación;

b) presión de trabajo máxima permitida;

c) dispositivos de seguridad (presión de calibración, área de desfogue y ubicación);

d) capacidad volumétrica, para recipientes sujetos a presión y recipientes

criogénicos;

e) capacidad generativa, para calderas;

f) fluidos manejados;

g) especificaciones de los materiales de las paredes sujetas a presión (designación

y esfuerzo a la tensión);

h) normativa o código de construcción aplicable.

Nota: Las especificaciones técnicas de los incisos b), c), d), e) y g) deben tener

respaldo en cálculos o tablas de la normativa o del código de construcción aplicable,

basados en las condiciones de diseño o de servicio del equipo.

Para el cumplimiento de este requisito se cuenta con el Plano aprobado para su

construcción 5375 M 360 SC Rev. 3 de BUFETE INDUSTRIAL para el Tanque de

Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F, así como también se muestra en el

plano todos los puntos y arreglos principales del equipo como lo marca el apartado

7.2.2 y 7.2.3 de la NOM.



36

c) Confirmar que la especificación del material base de la cabeza y la envolvente

está de acuerdo con el Código ASME Sección VIII Edición 2001: Pressure

Vessels.

Para el cumplimiento de este inciso se dispone del Plano aprobado para su

construcción 5375 M 360 SC Rev. 3 de BUFETE INDUSTRIAL para el Tanque de

Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F donde se verifica que el equipo esta

construido de acuerdo al Código ASME Sección VIII división 1 y con materiales de

construcción SA-515-70 para el envolvente y las cabezas.

d) Realizar inspecciones para determinar la condición actual del recipiente,

conforme a los criterios mínimo siguientes. Reparar en esta etapa si se requiere.

1. Una inspección visual externa realizada con procedimientos escritos y

personal como se indica en los puntos 1 y 2 del inciso h). En esta inspección

debe determinarse como mínimo la condición del aislamiento, soportes y

entrehierros de expansión; el alineamiento y nivelación del recipiente, el

estado de las superficies de la envolvente y cabezas; el estado de las juntas

soldadas y caras accesibles de las bridas.

Para el cumplimiento de este inciso se realiza en base al procedimiento GPASI-

IT-4002 Rev. 2 “Procedimiento para efectuar el diagnóstico sobre el estado físico de

equipos y tuberías en unidades de proceso, servicios auxiliares y almacenamiento. Los

formatos se mostraron en el punto 9.3.1 de la NOM desarrollado en este trabajo.

Además el personal debe estar calificado en inspección no destructiva en un

método superficial y un volumétrico como nivel II como lo marca el punto 1 y 2 del inciso

h). Las constancias del personal se muestra en el siguiente formato 4. Este formato

también aplica para las constancias del personal que opera y da manteniendo a los

RSP cumpliendo de acuerdo a los procedimientos mencionados, por consiguiente

deben de estar avalados de acuerdo a la subdirección encargada del área.



37

Formato 4







1

2

3

4

5

6

7

8 8

9 9




3. Leyenda UNIDAD DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN

AMBIENTAL.

4. Leyenda OTORGA LA PRESENTE CONSTANCIA AL C:



38

5. Leyenda POR CONTAR CON LA CAPACITACIÓN, ADIESTRAMIENTO Y

EXPERIENCIA REQUERIDA PARA LA APLICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO:

6. Leyenda PROCEDIMIENTO CON EL CUAL FUE CAPACITADO EL

PERSONAL.

7. Leyenda LUGAR Y FECHA EN DONDE FUE EXPEDIDO LA CONSTANCIA.

8. Leyenda NOMBRE Y FIRMA DE LOS ENCARGADOS DEL ÁREA EN

CUESTIÓN.

9. Leyenda SUBDIRECCIÓN DEL ÁREA ENCARGADA.

A continuación se muestra como queda el formato 4.



39







Subdirección de Producción

Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime” Salina Cruz, Oax. Unidad de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

Otorgan la presente

Constancia

Al C:

Por contar con la capacitación, adiestramiento y experiencia requerida para la aplicación del Procedimiento:

ASNT-TC-1A/1996, A98 “Recomended Practice for Personnel Qualification and Certification in Nondestructive

Testing”

En la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime” Salina Cruz, Oax.

Salina Cruz, Oax. a 6 de Enero del 2010.

------------------------------------------------------------ --------------------------------------------------------------

Subdirección del área Encargada Subdirección del área Encargada



40

2. Una evaluación de la corrosión y del espesor mínimo para las condiciones de

operación, realizada con procedimientos escritos y personal como se indica en

los puntos 1 y 2 del inciso h). Los procedimientos deben incluir los criterios de

selección de las áreas a verificar; el método de promedio de las lecturas de los

espesores; y la determinación del componente limitante para el recipiente.

Para el cumplimento de este requisito se realiza en base a los procedimientos:

DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6 “Procedimiento para el registro, análisis y

programación de la medición preventiva de espesores” y GPASI-IT-0002 Rev. 1

“Procedimiento para cálculo por presión interna del espesor mínimo requerido en

recipientes”, realizándose el cálculo del espesor mínimo requerido de acuerdo a este

último procedimiento.

A continuación se presenta el formato 5, el cual es utilizado para realizar el

cálculo para el espesor mínimo requerido del envolvente y la cabeza en base a la última

medición de espesores del equipo 13-F.


41






1

2

3

4

5 6

7 8

9

10 28 29

11 28 29

12 28 29

13 28 29

14 28 29

15 28 29

16 28 29

17 28 29

18 28 29

19 28

20 28 29

21 28 29

22 28 29

23 28 29

24 28 29

25 28

26

27

Formato 5



42




3. Leyenda RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN.

4. Leyenda CÁLCULO DE CASQUETES O ENVOLVENTE.


6. Leyenda PLANTA.

7. Leyenda CLAVE.


9. Leyenda DATOS.

10. Leyenda PRESIÓN DE DISEÑO (PD) en kg/cm2.

11. Leyenda TEMPERATURA DE DISEÑO (TD) en ºC.

12. Leyenda PRESIÓN USUAL DE OPERACIÓN (PO) en kg/cm2.

13. Leyenda TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO) en ºC.

14. Leyenda MATERIAL.

15. Leyenda ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S) en kg/cm2.

16. Leyenda EFICIENCIA DE SOLDADURA (E).

17. Leyenda DIAMETRO INTERIOR (D) en cm.

18. Leyenda ALTURA DEL CASQUETE (h) en cm (solamente para el cálculo del

casquete).

19. Leyenda RELACIÓN ENTRE (D/2h) (solamente para el cálculo del casquete).



43

20. Leyenda FACTOR DE PROPORCIÓN (K) (solamente para el cálculo del

casquete).

21. Leyenda ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA) en cm.

22. Leyenda RELEVADO DE ESFUERZO.

23. Leyenda RADIOGRAFIADO.

24. Leyenda MARGEN POR CORROSIÓN (C) en cm.

25. Leyenda FECHA DE CÁLCULO.

26. Leyenda tR = ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO (cm) = (PO*D*K)/((2*S*E)-

(0.2*PO)) + C DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002.

27. Leyenda tR = cm.

28. Valores numéricos de los datos.

29. FUENTE de donde se obtuvieron los datos.

A continuación se muestra como queda el formato 5 para el cálculo de la

envolvente y el casquete del Equipo 13-F.


44






PEMEX REFINACIÓN

GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL

RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN

CÁLCULO DE CASQUETES

REFINERIA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1

CLAVE: 13-F SERVICIO: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA .

DATOS:

1) PRESIÓN DE DISEÑO (PD): 12.65 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

2) TEMPERATURA DE DISEÑO (TD): 60 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

3) PRESIÓN USUAL DE OPERACIÓN (PO): 11.03 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

4) TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO): 49 ºC FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

5) MATERIAL: SA-515-70 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

6) ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S): 1202.25 kg/cm2 FUENTE: TABLA 1A CODIGO ASME SECCION II, PARTE D

7) EFICIENCIA DE SOLDADURA (E): 1.00 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

8) DIAMETRO INTERIOR (D): 150.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

9) ALTURA DEL CASQUETE (h): 38.80 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

10) RELACION ENTRE (D/2h): 1.93

11) FACTOR DE PROPORCIÓN (K): 0.93 FUENTE: TABLA UA-4.1 VALUES OF FACTOR K SECCION VIII

DIV. 1 PAG. 12 DE 12 GPASI-IT-0002

12) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 1.46 cm FUENTE: MEDICION DE ESPESORES MARZO 2007

13) RELEVADO DE ESFUERZO: NO FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

14) RADIOGRAFIADO: TOTAL FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

15) MARGEN POR CORROSIÓN (C): O.32 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL

16) FECHA DE CÁLCULO: 01/01/09

tR = ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO (cm) = (PO*D*K)/((2*S*E)-(0.2*PO)) + C DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002

tR Casquete = 0.96 cm


45






PEMEX REFINACIÓN



CÁLCULO DE LA ENVOLVENTE



DATOS:









9) RADIO INTERIOR (R): 75.00 cm FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL



12) RADIOGRAFIADO: POR PUNTOS FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL



tR = ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO (cm) = (PO*R)/((S*E)-(0.6*PO)) + C DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002

tR Envolvente = 1.13 cm



46

3. Si los resultados indican la existencia de otro tipo de defecto que no sea

corrosión, deben documentarse las acciones de inspecciones o pruebas

adicionales para caracterizar defectología y establecer los métodos de

evaluación. Usar la referencia Practica Recomendada API 579, Primera

Edicion, Enero 2000: Fitness for Service.

Este punto se realiza en base al procedimiento DG-GPASI-4004 “Procedimiento

para elaborar los informes de inspección y reparación de las unidades de proceso y

servicios auxiliares en los Centros de Trabajo de Pemex Refinación”, este

procedimiento se realiza en las refinerías de Pemex y contempla los registros de

elaboración de los informes y es realizado por parte de personal de Pemex Refinación

para su documentación y registro en el área.

e) Determinar el índice de degradación. Aplicar un intervalo mínimo de 1000 horas

de servicio.

Para el cumplimiento de este inciso se realiza en base al procedimiento:

DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6 “Procedimiento para el registro, análisis y

programación de la medición preventiva de espesores”, para determinar el índice de

degradación del equipo. Por consiguiente se realiza el siguiente formato 6 para el

cálculo del índice de degradación en base a la última medición de espesor del equipo

13-F como se muestra a continuación:


47

Formato 6






1

2

3

4

5 6

7 8

9

10 12 27

11 13 27

14

15 17 27

16 18 27

19

20

21

22

23

24

25

26



48





4. Leyenda CÁLCULOS DEL ÍNDICE DE DEGRADACIÓN.


6. Leyenda PLANTA.

7. Leyenda CLAVE.


9. Leyenda DATOS.



12. Leyenda ef1 Cabezas Elípticas en cm.

13. Leyenda ef2 Envolvente en cm.


15. Leyenda ESPESOR MÍNIMO PREVIO (Tp) en cm.


17. Leyenda efi1 Cabezas Elípticas en cm.

18. Leyenda ei2 Envolvente en cm.

19. Leyenda DE DONDE: ff = Fecha de la última medición, fi = fecha de la

primera inspección realizada.



49

20. Leyenda Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste = d = (ei-ef)/(ff-fi)

DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998.

21. Leyenda d1 =, resultado del desgaste en mpa.

22. Leyenda Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promedio = D =

(d1+d2+d3….+dn)/n DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL

DE 1998.

23. Leyenda D =, resultado del índice de degradación en mpa.

24. Leyenda Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promedio

ajustado estadísticamente = Dmax = D + (1.28*(D/n)) DE ACUERDO AL DG-

GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998.

25. Leyenda n =, Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en

el cálculo.

26. Leyenda Dmax = resultado del índice de degradación en mpa. ESTE

PROMEDIO DE DESGASTE AJUSTADO SE ANOTA EN LA COLUMNA

“VELOCIDAD DE DESGASTE” EN EL FORMATO DG-GPASI-IT-00204-3.


Acontinuación se muestra como queda el formato 6 para el cálculo del índice de

degradación del Equipo 13-F.


50






PEMEX REFINACIÓN



CÁLCULOS DEL ÍNDICE DE DEGRADACIÓN



DATOS:

ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (Ta) ef1 Cabezas Elípticas = 1.46 cm

FUENTE: CALIBRACIONES REALIZADAS ef2 Envolvente = 0.87 cm

EN MARZO DE 2007

FECHA DE CÁLCULO: ENERO 2009

ESPESOR MÍNIMO PREVIO (Tp) efi1 Cabezas Elípticas = 1.30 cm

FUENTE ESPESOR ORIGINAL ei2 Envolvente = 1.30 cm

PLANO 5375 M360 SC REV. 3 1975

DE DONDE: ff = 2007 fi = 1975

Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste = d = (ei-ef)/(ff-fi) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

d1 = -0.05 mpa

d2 = 0.13 mpa

Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promedio = D = (d1+d2+d3….+dn)/n DE ACUERDO AL DG -GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

D = 0.04 mpa

Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promedio ajustado estadísticamente = Dmax = D + (1.28*(D/n)) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

n = 2 = 1.41

Dmax = 0.08 mpa ESTE PROMEDIO DE DESGASTE AJUSTADO SE ANOTA EN LACOLUMNA “VELOCIDAD DE DESGASTE” EN EL FORMATO DG -GPASI-IT-00204-3



51

f) Determinar la vida remanente del equipo para las condiciones actuales de

operación.

Para este inciso se realiza en base al procedimiento DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6

“Procedimiento para el registro, análisis y programación de la medición preventiva de

espesores”, para determinar la vida remanente del equipo. Por consiguiente se realiza

el siguiente formato 7 para el cálculo de la vida remanente en base a la última medición

de espesor del equipo 13-F, como se muestra de la siguiente manera:


52






1

2

3

4

5 6

7 8

9

10 12 27

11 13 27

14

15 16 27

17 27

18

19

20

21

22

23

24

25

26

Formato 7



53





4. Leyenda CÁLCULO DE LA VIDA REMANENTE.


6. Leyenda PLANTA.

7. Leyenda CLAVE.


9. Leyenda DATOS.



12. Leyenda ek1 Cabezas Elípticas en cm.

13. Leyenda ek2 Envolvente en cm.


15. Leyenda ESPESOR LÍMITE DE RETIRO (Lr) = tmin requerido en cm.

16. Leyenda Lr1 Cabezas Elípticas en cm.

17. Leyenda Lr2 Envolvente en cm.

18. Leyenda DE DONDE: fk = Fecha de la última medición, Dmax = resultado

del cálculo del Índice de Degradación.



54

19. Leyenda Vida Útil Estimada = VUE = (ek-Lr)/ (Dmax) DE ACUERDO AL DG-


20. Leyenda VUE1 =, resultado de la vida útil estimada en años.

21. Leyenda Vida Útil Estimada = VUE min.

22. Leyenda VUEmin =, resultado de la vida útil estimada mínima en años.

23. Leyenda Fecha de Próxima Medición = FPME = fk + (VUE min/3) DE

ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998.

24. Leyenda FPME =, valor de la fecha próxima de medición.

25. Leyenda Fecha de Retiro Probable = FRP = fk + VUE DE ACUERDO AL DG-


26. Leyenda FRP =, valor de la fecha de retiro probable.


Acontinuación se muestra como queda el formato 7 para el cálculo de la vida

remanente del Equipo 13-F.


55






PEMEX REFINACIÓN



CÁLCULO DE LA VIDA REMANENTE



DATOS:

ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (Ta) ek1 Cabezas Elípticas = 1.46 cm

FUENTE: CALIBRACIONES REALIZADAS ek2 Envolvente = 0.87 cm

EN MARZO DE 2007

FECHA DE CALCULO: ENERO 2009

ESPESOR LÍMITE DE RETIRO (Lr) = tmin requerido Lr1 Cabezas Elípticas = 0.96 cm

Lr2 Envolvente = 1.13 cm

DE DONDE: fk = 2007

Dmax = 0.08 mpa

Vida Útil Estimada = VUE = (ek-Lr)/ (Dmax) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

VUE1= 63 Años

VUE2= -33 Años

Vida Útil Estimada = VUE min

VUE min = -33 Años

Fecha de Próxima Medición = FPME = fk + (VUE min/3) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

FPME = 1996

Fecha de Retiro Probable = FRP = fk + VUE DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

FRP = 1974



56

g) Determine la Presión Máxima de Trabajo Permisible. La PMTP que se calcule

para la continuidad de la operación del recipiente, debe prepararse en base con

la última edición del código ASME o la que se aplicó durante la construcción del

equipo, con las limitaciones siguientes:

1. El esfuerzo a la tensión que se use debe ser el valor más bajo de los grados o

tipo que aplique de la especificación del material como se indique en la

referencia del Código ASME Sección VIII Edición 2001: Pressure Vessels.

2. La PMTP resultante no debe de ser mayor que la PMTP original, a menos que

el equipo se someta a un proceso documentado de recalificación.

Para este requisito se realiza el cálculo de la Presión Máxima de Trabajo

Permitida, en base al procedimiento GPASI-IT-0002 “Procedimiento para cálculo por

presión interna del espesor mínimo requerido en recipientes” y a las mediciones

preventivas de espesores, por parte del personal de Pemex Refinación, en base al

procedimiento DG-GPASI-IT-00204 “Procedimiento para el registro análisis y

programación de la medición preventiva de espesores”. Así como tomando en cuenta el

esfuerzo a la tensión del material SA-515-70 con el cual fue construido el equipo 13-F.

Se presenta a continuación el formato 8, con el cual se realiza el cálculo para la

PMTP del envolvente y la cabeza en base a la última medición de espesor del equipo

13-F.


57






1

2

3

4

5 6

7 8

9

10 28 29

11 28 29

12 28 29

13 28 29

14 28 29

15 28 29

16 28 29

17 28 29

18 28 29

19 28

20 28 29

21 28 29

22 28 29

23 28 29

24 28 29

25 28

26

27

Formato 8



58





4. Leyenda CÁLCULO DE CASQUETES O ENVOLVENTE.


6. Leyenda PLANTA.

7. Leyenda CLAVE.


9. Leyenda DATOS.

10. Leyenda PRESIÓN DE DISEÑO (PD) en kg/cm2.

11. Leyenda TEMPERATURA DE DISEÑO (TD) en ºC.

12. Leyenda PRESIÓN USUAL DE OPERACIÓN (PO) en kg/cm2.

13. Leyenda TEMPERATURA USUAL DE OPERACIÓN (TO) en ºC.

14. Leyenda MATERIAL.

15. Leyenda ESFUERZO MÁXIMO PERMISIBLE (S) en kg/cm2.

16. Leyenda EFICIENCIA DE SOLDADURA (E).

17. Leyenda DIAMETRO INTERIOR (D) en cm.

18. Leyenda ALTURA DEL CASQUETE (h) en cm (solamente para el cálculo del

casquete).

19. Leyenda RELACIÓN ENTRE (D/2h) (solamente para el cálculo del casquete).



59

20. Leyenda FACTOR DE PROPORCIÓN (K) (solamente para el cálculo del

casquete).


22. Leyenda RELEVADO DE ESFUERZO.

23. Leyenda RADIOGRAFIADO.

24. Leyenda MARGEN POR CORROSIÓN (C) en cm.


26. Leyenda PMTPa = PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA ACTUAL =

(2*S*E*tA)/((K*D)+(0.2*tA)) DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002.

27. Leyenda PMTPa = kg/cm2.



A continuación se muestra como queda el formato 8 para el cálculo de la

envolvente y el casquete del Equipo 13-F.


60






PEMEX REFINACIÓN






DATOS:











11) FACTOR DE PROPORCIÓN (K): 0.93 FUENTE: TABLA UA-4.1 VALUES OF FACTOR K SECCION VIII DIV. 1 PAG. 12 DE 12 GPASI-IT-0002






PMTPa = PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA ACTUAL = (2*S*E*tA)/((K*D)+(0.2*tA)) DE ACUERDO AL GPASI -IT-0002

PMTPa = 12.65 kg/cm2


61






PEMEX REFINACIÓN






DATOS:















PMTPa = PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA ACTUAL = (S*E*tA)/(R + 0.6*tA) DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002




62

h) Tener en el momento de la verificación, un sistema documentado de las

verificaciones en servicio para el equipo. Debe incluir los puntos siguientes como

mínimo:

1. Procedimientos de verificación (inspección).- Que considere los puntos

indicados en el numeral 7.2.1 c) de la NOM y que incluya los criterios de

aceptación, rechazo o de evaluación adicional. Las referencias API 510

Octava Edición y adenda No. 2 de Diciembre del 2000: Pressure Vessel

Inspection Code: Maintenance Inspection, Rating, Repair and Alterations;

Practica Recomendada API 572, Segunda Edición, Febrero de 2001:

Inspection of Pressure Vessels (Towers, Drums, Reactors, Heat Exchangers

and Condensers) y Practica Recomendada API 573, Primera Edicion, Octubre

de 1991: Inspection of Fired Boilers and Heaters, deben aplicarse como guías

para el desarrollo de los procedimientos. Los procedimientos deben ser

aprobados por personal calificado en inspección no destructiva en un método

superficial y un volumétrico como nivel II al menos, o un profesional del área

de metalurgia, química o mecánica con experiencia en diseño, construcción,

reparación, operación o supervisión de actividades de inspección no

destructiva de recipientes a presión.

Este requisito se atiende en el desarrollo realizado en el presente trabajo para el

cumplimiento del punto 7.2 de la NOM.

2. Personal verificador (inspector).- Calificado de conformidad con los requisitos

técnicos establecidos en la referencia ASNT-TC-1A/1996, A98. Recomended

Practice for Personnel Qualification and Certification in Nondestructive Testing,

por medio de exámenes escritos (examen general, practico y especifico),

avalado por un nivel III del método. El centro de trabajo debe disponer de las

evidencias del cumplimiento con los requisitos de las referencias citadas.

Por consiguiente, con el cumplimiento de este punto se hizo referencia en el

inciso d) del Método Alternativo donde se muestra los formatos para las constancias del

personal verificador.



63

3. Programa de verificaciones permanentes.- El sistema de verificación debe

incluir una inspección visual detallada y monitoreo de espesores para cada

equipo con una frecuencia de 5 años como mínimo, durante toda la vida útil

del equipo para inicio de la aplicación de la NOM, el centro de trabajo debe

tener disponible los resultados de la inspección descrita en el inciso d)

anterior.

Este punto queda verificado de acuerdo con los programas de próxima medición

de espesor como se vio anteriormente en este trabajo.

i) Dictamen interno.- El centro de trabajo debe de tener un mecanismo

documentado donde se indique el estado de la integridad mecánica del equipo

para las condiciones actuales de operación. Este dictamen debe de tener como

base el resultado de las verificaciones, como se indica en el punto 3 y la

aplicación de las acciones que se requieren en 6.3.1 a), b), c), d), e), f), y g). el

dictamen debe de cumplir con la formalidad requerida en el numeral 9.3.9 de la

NOM y formará parte del expediente.

Para el cumplimiento de este punto se muestra en el apartado 2.2 de esta tesis

un expediente de integridad mecánica, así como los puntos mencionados.

j) Identificar el equipo en forma permanente como se indica en el numeral 5.6 de la

NOM, con la identificación de la planta. Además de la identificación, deberá

indicar al menos la presión máxima permitida para el espesor actual, la

temperatura coincidente con esa presión y la fecha en que se realiza la marca.

El cumplimiento de este punto se muestra en el requisito 5.6 de la NOM que

establece:

5.6 Cada uno de los equipos que se encuentren en funcionamiento en el centro de

trabajo deben tener una etiqueta, placa, marcado por golpe o similar, con el nombre del

equipo o número de identificación, utilizando los medios apropiados para no dañar las

paredes expuestas a presión. Dicha identificación debe estar relacionada en el listado a

que se refiere el apartado 5.3.



64

El requisito 5.3 de la NOM, establece:

5.3 Contar con un listado de todos los equipos que se encuentren instalados en el

centro de trabajo, no importando si requieren o no de la autorización de funcionamiento.

Dicho listado debe contener al menos la siguiente información por equipo:

a) nombre genérico del equipo;

b) nombre o número de identificación del equipo;

c) número de serie del fabricante, y fecha de fabricación, cuando exista;

d) número de control asignado por la Secretaría, cuando así corresponda;

e) presión de operación;

f) fluidos manejados en el equipo;

g) superficie de calefacción o capacidad volumétrica, la que aplique;

h) lugar en donde se ubica el equipo físicamente dentro del centro de trabajo.

Nota: Para los recipientes portátiles que funcionen sin ubicación fija en un centro de

trabajo, y para aquellos destinados a contener líquidos criogénicos que pueden ser

cambiados por otros de las mismas características y especificaciones, se debe contar

con un registro para poder identificar su ubicación en cualquier momento.

Para el cumplimiento de este requisito se realiza el Formato 9, que incluye toda

la información establecida en dicho requisito.


65






Formato 9

1 2 3

4 5

6 7

8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

22

23 24 25

26 27 28

29 30 31



66

Procedimiento para el llenado del Formato 9:

1. Logo de la empresa.

2. Nombre o razón social de la empresa y leyenda CENSO DE EQUIPOS.


4. Leyenda SECTOR O ÁREA EN DONDE SE UBICAN LOS RSP.

5. Leyenda FECHA DE LA ELABORACIÓN.

6. Leyenda PLANTA O INSTALACIÓN EN DONDE SE UBICAN LOS RSP.

7. Leyenda RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL CENSO DE EQUIPOS.

8. Leyenda NÚMERO DE LISTA DE EQUIPO.

9. Leyenda NOMBRE GENÉRICO DEL EQUIPO.

10. Leyenda NÚMERO O TAG DE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO.

11. Leyenda SERVICIO DEL EQUIPO.

12. Leyenda PRODUCTO QUE MANEJA EL EQUIPO.

13. Leyenda CAPACIDAD VOLUMÉTRICA DEL EQUIPO EN m3.

14. Leyenda PRESIÓN DE OPERACIÓN DEL EQUIPO EN kg/cm2.

15. Leyenda TEMPERATURA DE OPERACIÓN DEL EQUIPO EN ºC.

16. Leyenda SECCIÓN TRANSVERSAL DEL EQUIPO > 15.2 cm2, (si/no).

17. Leyenda PRESIÓN DE AJUSTE DE LA PSV EN kg/cm2.

18. Leyenda NÚMERO DE SERIE DEL FABRICANTE.

19. Leyenda FECHA DE FABRICACIÓN (día/mes/año).

20. Leyenda NÚMERO DE CONTROL DE LA SECRETARÍA (cuando exista).



67

21. Leyenda NOTAS.

22. Tipo de fluido que maneja el equipo, si es un cambiador de calor se pone el fluido

que maneja en tubos y cuerpo.




26. , 27 y 28. Nombres de los Ingenieros encargados del área.

29. , 30 y 31. Firma de los Ingenieros. (En atención al requisito 9.3.9 de la norma



operación e inspección.



68






LOGO CENSO DE EQUIPOS LOGO

SECTOR O ÁREA: SECTOR No. 2 FECHA DE ELABORACIÓN:

PLANTA O INSTALACIÓN: PLANTA CATALÍTICA 1 RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN:

No.

No

mb

re G

en

érico

de

l E

qu

ipo

Nú

me

ro d

e

Ide

ntifica

ció

n d

el

Eq

uip

o

Servicio Producto

Ca

pa

cid

ad

Vo

lum

étr

ica

(m

3)

Pre

sió

n d

e

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(kg

/cm

2)

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ch

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brica

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ño

)

No

. C

on

tro

l d

e la

Se

cre

tarí

a

Notas

01 Tanque 13-F

Tanque de

Balance de

Carga de la

Depropanizadora

V. HC`s 12.93 11.03 49 Si 12.62 No

tiene 21/Septiembre/1975

No

tiene Ninguna

T = Tubos; C = Cuerpo; H2O = Agua; V. H2O = Vapor de Agua; HC’s = Hidrocarburos; V. HC’s = Vapor de Hidrocarburos.


Firma Firma Firma



69

Formato 10







Para el cumplimiento del requisito 5.6 de la NOM, se realiza el Formato 10 que

incluye toda la información necesaria para este requisito.

1 12

2 13

3 14

4 15

5 16

6 17

7 18

8 19

9 20

10 21

11 22


1. Leyenda TAG.


3. Leyenda CAPACIDAD VOLUMETRÍCA.

4. Leyenda PRESIÓN DE OPERACIÓN.

5. Leyenda TEMPERATURA DE OPERACIÓN.



70

6. Leyenda PRESIÓN DE CALIBRACIÓN PSV.

7. Leyenda PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA (PMTP).

8. Leyenda NÚMERO DE SERIE.

9. Leyenda FECHA DE FABRICACIÓN.

10. Leyenda No. DE CONTROL DE LA SECRETARÍA.

11. Leyenda FECHA DE PLACA.

12. TAG o identificación del equipo.

13. Nombre del equipo.

14. Volumen del equipo en m3.

15. Presión de operación en kg/cm2 y PSI. (si es un intercambiador de calor se

anota la presión en lado Cuerpo y Tubos).

16. Temperatura de operación en ºC. (si es un intercambiador de calor se

anota la temperatura en lado Cuerpo y Tubos).

17. Calibración del dispositivo de seguridad en kg/cm2 y PSI.

18. Presión máxima de trabajo permitida calculada con el espesor mínimo

actual en kg/cm2 y PSI. (si es un intercambiador de calor se anota la

presión en lado Cuerpo y Tubos).

19. Número de serie del equipo (cuando exista).

20. Fecha de fabricación del equipo.

21. Número de control de la secretaría (cuando exista).

22. Fecha de la placa.




71

TAG 13-F

SERVICIO TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA

CAPACIDAD VOLUMÉTRICA 12.93 m³

PRESIÓN DE OPERACIÓN 11.03 Kg/cm² (157 Psi)

TEMPERATURA DE OPERACIÓN 49 °C

PRESIÓN DE CALIBRACIÓN PSV 12.65 Kg/cm² (180 Psi)

PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA (PMTP)

12.65 Kg/cm² (180 Psi)

NUMERO DE SERIE No tiene

FECHA DE FABRICACIÓN 1975

No. CONTROL DE LA STPS

FECHA DE PLACA OCTUBRE / 2007

Formato 2







Por consiguiente para el requisito 7 de la NOM, referente a las condiciones

mínimas de seguridad para los equipos y así mismo para el requisito 7.1 para las

condiciones físicas y operativas se realiza el siguiente Formato 11 de check list para la

inspección visual en campo y verificar estos requisitos.


72

Formato 11


ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA

“ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ, OAXACA.



1

2 3 4 5 6 7

8

9 10 11 9 10 11 9 10 11 9 10 11 9 10 11



73


1. Leyenda CONDICIONES FÍSICAS Y OPERATIVAS.

2. Leyenda EQUIPO.

3. Leyenda En caso de que el equipo se ubique cerca de pasillos de tránsito

de vehículos o maniobras, ¿Está resguardado contra golpes o impactos?

4. Leyenda El sistema de soporte del equipo, ¿Está en condiciones para las

medidas contra la corrosión, degradación, inestabilidad, vibraciones y

nivelación?

5. Leyenda El equipo dispone de, ¿Espacios libres para las actividades de

operación, mantenimiento y revisión?

6. Leyenda El equipo opera a temperaturas extremas, ¿Está protegido con

aislante y con las señalizaciones establecidas en la NOM-026-STPS-1998?

7. Leyenda ¿El equipo cuenta con instrumentos de medición de presión y

dispositivos de seguridad?

8. Leyenda NOTAS.

9. Leyenda Si.

10. Leyenda No.

11. Leyenda No Aplica (N/A).



74


ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13 -F DE LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA




CONDICIONES FÍSICAS Y OPERATIVAS

EQUIPO

En caso de que el equipo se ubique cerca de pasillos de tránsito de vehículos o maniobras, ¿Está resguardado contra golpes o impactos?

El sistema de soporte del equipo, ¿Está en condiciones para las medidas contra la corrosión, degradación, inestabilidad, vibraciones y nivelación?

El equipo dispone de, ¿Espacios libres para las actividades de operación, mantenimiento y revisión?

El equipo opera a temperaturas extremas, ¿Está protegido con aislante y con las señalizaciones establecidas en la NOM-026-STPS-1998?

¿El equipo cuenta con instrumentos de medición de presión y dispositivos de seguridad?

NOTAS

Si No N/A Si No N/A Si No N/A Si No N/A Si No N/A

13-F

Se le retiro el aislante térmico para hacerle inspección.



75

1 2

3

4

5

6

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8 9 10 11

12 12 12 12 12 12 12 12

13 13 13 13 13 13 13 13

14 15 16

17 18 19

20 21 22

Formato 12

Formato 2

TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE

AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE

LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ,

OAXACA.



Además los equipos en caso de que cuenten con instrumentos de medición de

presión y dispositivos de seguridad deberán estar sujetos a programas de revisión y

mantenimiento y, en su caso, de calibración de acuerdo con lo siguiente:

Se realiza el formato 12 para los instrumentos de medición de presión en el cual,

el rango de calibración debe abarcar entre 1.5 y 4 veces la presión normal de

operación.




76


2. Leyenda CENSO DE INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DE PRESIÓN

(MANÓMETROS).




6. Leyenda PLANTA.

7. Leyenda FECHA DE ELABORACIÓN.

8. Leyenda TAG DE MANÓMETRO.

9. Leyenda RANGO DE CALIBRACIÓN en kg/cm2.

10. Leyenda FECHA DE CALIBRACIÓN.

11. Leyenda FECHA DE PRÓXIMA CALIBRACIÓN.

12. Leyenda AÑO.

13. Leyenda MES.











77

PEMEX REFINACION Gerencia de Protección Ambiental y Seguridad

Industrial

CENSO DE INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DE PRESIÓN

(MANÓMETROS)



SECTOR O ÁREA: 2

PLANTA: PLANTA CATALITICA 1

ENERO/2009

TAG DE

MANÓMETRO

RANGO DE

CALIBRACIÓN (kg/cm

2)

FECHA DE CALIBRACIÓN FECHA DE PROXIMA CALIBRACIÓN

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

PI-1096 0-14 NOV NOV


Firma Firma Firma

Formato 2

TESIS: DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA CUMPLIR LA NOM-020-STPS-2002 EN BASE

AL PROCEDIMIENTO ALTERNATIVO DE PETRÓLEOS MEXICANOS EN EL EQUIPO 13-F DE

LA PLANTA CATALÍTICA 1 DE LA REFINERÍA “ING. ANTONIO DOVALI JAIME” DE SALINA CRUZ,

OAXACA.




Para los dispositivos de seguridad se realiza el formato 13, en el cual se describe

la información necesaria para este requisito y además indicando el punto de ajuste,

fechas de calibración, próxima calibración, área de orificio, tamaño y tipo. El punto de

ajuste del dispositivo de alivio de presión en ningún caso no deberá ser superior a la

presión máxima de trabajo permitida del RSP. También cabe mencionar que el

desfogue de los fluidos serán enviados a un lugar seguro para no dañar a los

trabajadores y a las instalaciones.


78

Formato 13






1 2 3

4 5

6 7

8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

21

22 23 24

25 26 27

28 29 30



79



2. Nombre o razón social de la empresa y leyenda CENSO Y PROGRAMA

DE CALIBRACIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE ALIVIO DE PRESIÓN.


4. Leyenda SECTOR O ÁREA en donde se ubican los RSP.

5. Leyenda FECHA DE LA ELABORACIÓN.

6. Leyenda PLANTA O INSTALACIÓN en donde se ubican los RSP.

7. Leyenda FUENTE de donde se obtuvo la información.

8. Leyenda NÚMERO DE LISTA DE EQUIPO.

9. Leyenda NOMBRE GENÉRICO DEL DISPOSITIVO.

10. Leyenda NÚMERO DE IDENTIFICACIÓN DEL DISPOSITIVO.

11. Leyenda SERVICIO del dispositivo.

12. Leyenda PRODUCTO que maneja el dispositivo.

13. Leyenda PUNTO DE AJUSTE en kg/cm2.

14. Leyenda FECHA DE CALIBRACIÓN (dd, mm, aa).

15. Leyenda FECHA DE PRÓXIMA CALIBRACIÓN (dd, mm, aa).

16. Leyenda ÁREA DEL ORIFICIO CALCULADA en cm2.

17. Leyenda TAMAÑO DEL ORIFICIO SELECCIONADO en cm2.

18. Leyenda TIPO DE ORIFICIO.

19. Leyenda PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA en kg/cm2.



80

20. Leyenda NOTAS.

21. Leyenda TIPO DE FLUIDO que maneja el dispositivo.





28. 29 y 30. Firma de los Ingenieros (En atención al requisito 9.3.9 de la

norma donde establece que: todos los resultados de las revisiones deben

estar avalados por escrito y firmados por el responsable técnico de

mantenimiento, operación e inspección.



81






LOGO CENSO Y PROGRAMA DE CALIBRACIÓN DE LOS

DISPOSITIVOS DE ALIVIO DE PRESIÓN LOGO

SECTOR O AREA: SECTOR No. 2 FECHA DE ELABORACIÓN:

PLANTA O INSTALACIÓN: PLANTA CATALITICA 1 FUENTE: HOJAS DE DISEÑO DE VALVULAS DE SEGURIDAD Y ALIVIO

No.

No

mb

re G

en

érico

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l D

isp

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o

Nú

me

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e

Ide

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ció

n d

el

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Servicio Producto

Pu

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kg

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Psi)

Fe

ch

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n

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a

de

Tra

ba

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Pe

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el

Eq

uip

o k

g/c

m2

(Psi)

Notas

01

Válvulas de Alivio

de

Presión

13F Tanque 13-F V. HC`s 12.65 (180)

17/Mayo/2006 17/Mayo/2011 5.45 8.30 J 12.65 (180) Ninguna

02

03

04

T = Tubos; C = Cuerpo; H2O = Agua; V. H2O = Vapor de Agua; HC’s = Hidrocarburos; V. HC’s = Vapor de Hidrocarburos.


Firma Firma Firma



82

Formato 14







Por consiguiente para el cumplimiento del requisito 7.2 de la NOM, sobre las

condiciones documentales respecto a los procedimientos con que debe contar el centro

de trabajo, como son: procedimientos de operación para el arranque, paro y atención a

emergencias; de mantenimiento de los RSP, calibración de los dispositivos de

seguridad y de los instrumentos de medición de presión; y de inspección de los RSP

(inspección visual y ensayos no destructivos) y de seguridad empleados en los trabajos

con riesgo (trabajos en altura, acceso a espacios confinados, barricadas, tarjeta

candado). De acuerdo con el requisito se realiza el siguiente formato 14 para la

recopilación de la información.

1

2 3 4

5 6 7 8



83


1. Leyenda NOMBRE O RAZÓN SOCIAL DE LA EMPRESA.

2. Leyenda PLANTA O INSTALACIÓN.


4. Leyenda existe.

5. Numero de lista de procedimiento.

6. Leyenda Procedimiento de Operación, Mantenimiento o Inspección

según sea el caso.

7. Leyenda Si.

8. Leyenda No.




84

Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime

Planta: Catalítica 1 Sector: No 2 Existe

No. Procedimientos de Operación Si No

1 Procedimiento de Arranque Normal en la Planta Catalítica 1. 2 Procedimiento de Paro de la Planta Catalítica 1.

3 Procedimiento para Paro de Emergencia por Falla de Agua de Enfriamiento en la Planta Catalítica 1.

4 Procedimiento para Paro de Emergencia por Falla de Energía Eléctrica en Planta Catalítica 1.

5 Procedimiento para Paro de Emergencia por Falla de Vapor de alta en Planta Catalítica 1.

6 Procedimiento para Paro de Emergencia por Falla de Aire de Instrumentos en Planta Catalítica 1.

7 Procedimiento de Control de Corrientes Fuera de Especificación en Planta Catalítica 1.

8 Procedimiento para la Identificación del Producto en Planta Catalítica 1.

9 Procedimiento para el Control de Proceso de Producción de Gasolina, Butanos, Propileno y Gas Ácido.

10 Procedimiento para la Entrega de los Circuitos de Protección de la Planta Catalítica 1.

11 Procedimiento para Efectuar Simulacros Operacionales.

12 Procedimiento de Ataque de una Emergencia Mayor en una Planta de Proceso.

Formato 6







Estos procedimientos son del área en el cual están involucrados los RSP, en

este caso de estudio los procedimientos de Operación para el arranque, paro y atención

a emergencias de los RSP son de la Planta Catalítica 1.



85



No. Procedimientos de Mantenimiento Si No

1 Procedimiento Para Elaborar los Informes de Inspección y Reparación de las Unidades de Proceso y Servicios Auxiliares en los Centros de Trabajo de PEMEX-Refinación.

2

Procedimiento para la Aplicación y Control de Medidas Anticorrosivas en la Sección de Fraccionamiento y Recuperación de Vapores de las Plantas Catalíticas de PEMEX-Refinación.

3 Procedimiento para la Aplicación y Control de Medidas Anticorrosivas en las Unidades de Tratamiento de Aguas Amargas.

4 Procedimiento para la Aplicación y Control de Medidas Anticorrosivas en las Unidades de Generación de Aminas.

5 Procedimiento para Efectuar el Diagnostico Sobre el Estado Físico de Equipos y Tuberías en Unidades de Proceso, Servicios Auxiliares y Almacenamiento.

6 Procedimiento para el Registro y Control de Válvulas de Relevo de Presión.

7 Procedimiento para censo y Programa de Calibración de Instrumentos Claves y Críticos de la Planta Catalítica 1.

8 Procedimiento para la Inspección, Mantenimiento y Pruebas de Válvulas de Relevo de Presión.

9 Procedimiento para la Inspección, Prueba y Mantenimiento de Válvulas de Relevo de Presión de esta Refinería.

10 Procedimiento para la Calibración de Instrumentos Claves y Críticos en Áreas de Proceso y Servicios Auxiliares.

11 Procedimiento para Calibración y Control de Equipos Patrón de Referencia.

12 Procedimiento para la Calibración y Control de los Patrones de Trabajo de Instrumentos.

Formato 6







Estos procedimientos dependen del tipo de Centro de Trabajo, por lo tanto los

siguientes procedimientos son realizados por parte de Pemex Refinación.



86



No. Procedimientos de Inspección Si No

1 Procedimiento para la Calificación y de Certificación de Personas que Realizan Pruebas no Destructivas.

2 Procedimiento para el Registro, Análisis y Programación de la Medición Preventiva de Espesores.

3 Procedimiento para Pruebas no Destructivas de Inspección con Líquidos Penetrantes.

4 Procedimiento General de la Inspección Radiográfica de Soldadura de Reparaciones de Materiales Base.

5 Procedimiento para la Medición de Espesores Usando Ondas Ultrasónicas Longitudinales.

6 Procedimiento para Inspección Ultrasónica de Soldadura.

7 Procedimiento para Cálculo por Presión Interna de Espesores Mínimos Requeridos en Recipientes.

8 Procedimiento para la Inspección con Partículas Magnéticas Fluorescentes en Vía Húmeda para Interiores de Recipientes.

9 Procedimiento para la Autorización de Trabajo en Instalaciones Industriales de la Subdirección de Producción de PEMEX-Refinación.

10 Procedimiento para Reglas de Seguridad para Efectuar Trabajos en Espacios Confinados.

11 Procedimiento para Reglamento de Seguridad para Contratistas.

Formato 6







Estos procedimientos son realizados por parte del personal de Pemex

Refinación, para la inspección de equipos.

Para el punto 7.2.4 de la NOM referente a los registros de operación,

mantenimiento y revisiones, se cumplirá de acuerdo con la precisión 6.2.4 del Método

Alternativo como se menciona a continuación:

El centro de trabajo debe tener formalmente el resguardo de las evidencias de

esas actividades de conformidad con los requisitos de administración de la

información requeridos por el sistema de administración de la seguridad interno.



87

Los registros de operación, mantenimiento e inspección deben ser documentos

rastreables a la identificación de los equipos al que pertenecen.

Toda la documentación mencionada en este requisito es información confidencial

propiamente de Pemex Refinación, por lo que no puede ser mostrada en este trabajo.

2.1 RESUMEN DE LAS CONDICIONES FÍSICAS QUE DEBEN CUMPLIR TODOS

LOS RSP, REQUIERAN O NO DE AUTORIZACIÓN DE FUNCIONAMIENTO

ESPECIFICAMENTE PARA EL EQUIPO 13-F.

Se presenta en forma enlistada las condiciones físicas que deben cumplir los

RSP como se describe a continuación:

1. El RSP debe estar identificado con un TAG único. Para el caso de los RSP

que requieren de autorización de funcionamiento, este TAG debe

corresponder con el indicado en la autorización de funcionamiento y en la

documentación presentada, de acuerdo con el requisito 5.3 de la NOM.

En la fig. 2.1 se muestra el TAG de identificación del equipo 13-F.

2. Tener instalada la placa de datos del fabricante. En caso de que no se cuente

con ella se puede optar por el método alternativo, donde la placa puede ser

elaborada por el Centro de Trabajo, indicando la fecha de elaboración, para el

cumplimiento del requisito 5.6 de la NOM.

En la fig. 2.2, se muestra placa del equipo con datos de: TAG, Servicio, Capacidad

Volumétrica, Presión y Temperatura de Operación, Presión de Calibración de PSV,

Presión Máxima de Trabajo Permitida, Numero de Serie, Fecha de Fabricación, No. de

Control de la STPS y Fecha de Placa.

3. Coincidir con el plano del RSP en lo referente a materiales, ubicación de

boquillas, ubicación de dispositivos de seguridad y de instrumentos,

dimensiones generales, de acuerdo con el requisito 7.2.2 y 7.2.3.



88

En la Fig. 2.3, vemos el equipo 13-F en campo con sus arreglos principales y en el

expediente de integridad mecánica se anexa el plano de diseño del equipo 13-F, donde

se muestran los principales detalles de este punto.

4. Todos los dispositivos de alivio de presión deben estar instalados, calibrados

y con una placa de datos que indique su TAG, su punto de ajuste y fecha de

calibración, de acuerdo con el requisito 7.1.5 de la NOM.

En la fig. 2.5 se muestra la RV-13F que protege al equipo y su respectiva placa de

identificación.

5. Todos los indicadores de presión deberán contar con su identificación, estar

calibrados y su rango debe ser 1.5 a 4 veces la presión de operación, de

acuerdo con el requisito 7.1.5 de la NOM.

En la fig. 2.6 se muestra el PI-1096 que protege al equipo y su respectiva placa de

identificación.

6. Las tierras físicas deben estar instaladas y conectadas, sin pintar, con

adecuado mantenimiento y tener los registros de prueba de continuidad

eléctrica, de acuerdo con el requisito 7.1.2 de la NOM.

En la fig. 2.7 se muestra la conexión a tierra del equipo en buenas condiciones.

7. La protección anticorrosiva debe estar en buenas condiciones, de acuerdo

con el requisito 7.1.2 de la NOM.

En la fig. 2.8 se muestra el equipo sin protección anticorrosiva, al cual se le retiro el

aislamiento que se dejo como observación por parte de la UV de Pemex.

8. Para RSP con aislamiento, el aislamiento debe estar completo, en buenas

condiciones y no mostrar evidencias de humedad, de acuerdo con el requisito

7.1.2 de la NOM.



89

En este punto, el equipo 13-F no cuenta con aislamiento térmico, ya que se dejo como

observación por parte de la UV de Pemex que se retirara para hacerle inspección a

fondo.

9. El sistema de soportado debe estar en buenas condiciones, sin indicios de

corrosión, golpes y deflexiones, de acuerdo con el requisito 7.1.2 de la NOM.

En la fig. 2.9, el sistema de soportado se encuentra en perfectas condiciones.

10. Los pasillos, barandales, rejillas y escaleras deben estar en buenas

condiciones como se muestra en la fig. 2.10, de acuerdo con el requisito 7.1.2

de la NOM.

11. Todos los espárragos de las bridas deben estar completos, sin indicios de

corrosión y del diámetro y material indicado en el plano, de acuerdo con el

requisito 7.1.2 de la NOM.

En la fig. 2.11 se muestran los espárragos de las bridas en buenas condiciones.

12. Toda la tornillería de las estructuras, soportes y anclajes, deben estar

completas, sin indicios de corrosión como se muestra en la fig. 2.12, de

acuerdo con el requisito 7.1.2 de la NOM.

13. Las bases de concreto deben estar en buenas condiciones, de acuerdo con el

requisito 7.1.2 de la NOM.

En la fig. 2.13 se muestra que las bases de concreto están en buenas condiciones sin

presencia de fisuras.



90

Fig. 2.1 TAG del equipo 13-F. Fig. 2.2 Placa del equipo 13-F soldado en el

equipo.

Fig. 2.3 Equipo 13-F donde se muestra Fig. 2.4 Válvula de seguridad RV-13F

sus principales arreglos montada equipo 13-F.



91

Fig. 2.5 Indicador de presión PI-1096 montado Fig. 2.6 Conexión de cable a tierra.

en el equipo

Fig. 2.7 Protección anticorrosiva del equipo 13-F. Fig. 2.8 Sistema de soportado del equipo 13-F.



92

Fig. 2.9 Pasillos, barandales, rejillas y Fig. 2.10 Espárragos de brida del equipo 13-F.

escaleras del equipo 13-F.

Fig. 2.11 Tornillería, soportes y anclajes Fig. 2.12 Base de Concreto del equipo 13-F. del equipo 13-F.



93

Se realizó la inspección visual en campo del equipo 13-F de todos los puntos

citados anteriormente, y se muestra en el formato 15 los puntos más importantes.

Posteriormente se le dará seguimiento para realizar los trabajos previos para el

mantenimiento del equipo.


94






1

2

3 4 5 6 7 8 9

Formato 15



95


1. Leyenda INSPECCIÓN VISUAL DE EQUIPOS Y CENTRO DE TRABAJO.

2. Leyenda PLANTA O INSTALACIÓN.

3. Leyenda EQUIPO.

4. Leyenda TAG ROTULADO.

5. Leyenda PINTURA / AISLANTE TÉRMICO.

6. Leyenda CABLE DE TIERRA.

7. Leyenda CIMIENTOS.

8. Leyenda ROMBO DE SEGURIDAD.

9. Leyenda OTRAS NOTAS.



96






INSPECCIÓN VISUAL DE EQUIPOS EN LA REFINERÍA ING. ANTONIO DOVALI JAIME

PLANTA CATALITICA 1

EQUIPO TAG

ROTULADO PINTURA / AISLANTE TÉRMICO CABLE DE TIERRA CIMIENTOS

ROMBO DE

SEGURIDAD OTRAS NOTAS

13-F OK NO ESTA PINTADO LIMPIAR OK NO TIENE/ ROTULAR

SE RETIRO EL AISLAMIENTO TÉRMICO PARA REALIZAR INSPECCIÓN A FONDO

DEL EQUIPO



97

2.2 RESUMEN DE LA DOCUMENTACIÓN ESPECIFICA DE CADA RSP QUE

REQUIERE AUTORIZACIÓN DE FUNCIONAMIENTO (EXPEDIENTE DE

INTEGRIDAD MECÁNICA PARA EL EQUIPO 13-F).

Después de haber desarrollado la metodología de la NOM y el Método

Alternativo de Pemex se muestra como queda un Expediente de Integridad Mecánica

con toda la documentación requerida para su elaboración.



98







EXPEDIENTE

DE INTEGRIDAD

MECÁNICA



99







CENTRO DE TRABAJO SECTOR Y PLANTA

EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN

Expediente Del

Tanque de Balance de

Carga de la Depropanizadora 13-F

Método Alternativo

Caso 1



100









INDICE DEL EXPEDIENTE DEL TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-

F

1. Formato N-020.

2. Plano de localización General del equipo.

3. Confirmar que los documentos disponibles pertenecen al Equipo.

4. Confirmar la especificación del material base de la cabeza y la envolvente del Equipo.

5. Inspecciones realizadas para determinar la condición actual del equipo conforme a lo

siguiente.

5.1 Inspección visual externa realizada con procedimientos escritos y personal capacitado.

5.2 Evaluación de la corrosión y del espesor mínimo para las condiciones de operación del

equipo.

5.3 Inspecciones o pruebas adicionales para caracterizar defectología cuando exista otro

tipo de defecto que no sea corrosión.

5.4 Calculo del índice de degradación y de la vida remanente del equipo para las

condiciones actuales de operación.

6. Calculo de la Presión Máxima de Trabajo Permitida (PMTP).

7. Dictamen interno del estado de la integridad mecánica del equipo para las condiciones

actuales de operación.

8. Identificación del equipo en forma permanente placa marcado por golpe.

9. Identificación de los dispositivos de seguridad e instrumentos de medición y control que

protegen al equipo y documentación de las calibraciones.

10. Descripción breve de la operación del equipo, función, riesgos inherentes y medios de

control del equipo.

11. Resumen cronológico de los transitorios relevantes, las revisiones en servicio,

mantenimientos, modificaciones, alteraciones y reparaciones efectuadas al equipo.



101








EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE RECIPIENTES SUJETOS

A PRESIÓN TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F

1. FORMATO N-020. SOLICITUD/AVISO

Bloque 1 Tipo de trámite:

Solic itud de autorización de funcionamiento

Aviso de funcionamiento (con participación de UV)

Solic itud de ampliación de la vigencia No. de control S.T.P.S. _ ______________________

Aviso de ampliación de la vigencia (con participación de UV) No. de control S.T.P.S. _ _

Bloque 2 Datos del Patrón:

Nombre, razón o denominación social: Pemex Refinación (Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime)____ ________

Domicilio Completo del centro de trabajo en donde se ubica el equipo: Carretera transístmica km. 3.5 C.P. 70620, Salina Cruz, Oax. __

Bloque 3 Identificación del equipo:

Nombre o número de identificación: _______________________________13-F ____ ___________ ______ _________________

Número de serie:________________________________________ NO TIENE _ __ ___________________ ______

Ubicación física del equipo en el centro de trabajo (área, planta): _Sector 2 (Planta Catalítica 1)__ _____________ __ __

Tipo y uso:__________________________ Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora (Hidrocarburos) .

Bloque 4 Especificaciones técnicas del equipo:

Fabricante, lugar y año de fabricación: BUFETE INDUSTRIAL - Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime - 1975 .

Código principal de diseño y fabricación:_________________ ASME Sección VIII División 1 Edición 1974 ________

Presión de diseño: _______________________ 12.65 Kg/cm² (180 Psi) _________________ ____

Presión de operación:_______________________________________11.03 Kg/cm² (157 Psi) _ _ _____________________________

Presión máxima de trabajo permitida :__________________________11.77 Kg/cm² (167.40 Psi) __ _____ _____________ ____ _

Temperatura de diseño: _____________________________________ 60°C_ ______ ________________ __________

Temperatura de operación:________________________________________ 49°C__ __ _____ _____________ _____ ____

Capacidad volumétrica (para recipientes):______________________________12.93 m3_ ______ ______________

Superficie de calefacción (para calderas)________________________________NO APLICA ____________________________________________ Número y tipos de dispositivos de seguridad (con presiones de calibración): Válvula de seguridad RV-13-F calibrada a 12.65 Kg/cm² (180 Psi) .

Bloque 5 Condiciones del equipo:

Nuevo En operación Años_ _31___ De uso Años________

Bloque 6 Demostración de seguridad del equipo:

Del recipiente: Prueba de presión precisar________________________________

Exámenes no destructivos

Expediente de integridad mecánica

Método alternativo

Del dispositivo de seguridad:

Pruebas de funcionamiento

Demostración documental

Bloque 7 Representación legal:

Nombre y firma Fecha 06 Enero de 2007

X

X

X

X



102









TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F

2. Plano de localización General del equipo.

Se tiene el plano SM-C-2001-E-846 Rev. 1 “Localización de Equipos de Planta Catalítica 1”

donde se muestra la localización del Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F.

En el siguiente diagrama se muestra el plano de Localización General de Equipos donde se ubica

el equipo 13-F.

Ing. de Operación Ing. de Inspección Ing. de Mantenimiento

Firma Firma Firma



104










3. Confirmar que los documentos disponibles pertenecen al Equipo.

Se comparan e inspeccionan visual y físicamente las características y arreglos principales del

Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F, contra el Plano aprobado para su

construcción 5375 M 360 SC Rev. 3 de BUFETE INDUSTRIAL para dicho Tanque, confirmando

que dicho documento corresponde al Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F.

En el siguiente diagrama se muestra el plano del equipo 13-F.


Firma Firma Firma



106










4. Confirmar la especificación del material base de la cabeza y la envolvente del Equipo.

De acuerdo al Plano 5375 M 360 SC Rev. 3 de BUFETE INDUSTRIAL aprobado para

construcción para el Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F, se tiene que el

material base de las cabezas y de la envolvente es el SA-515-70, de acuerdo con el Código

ASME Sección VIII División 1 Edición 1974.


Firma Firma Firma



107










5. Reporte de exámenes no destructivos. (Inspecciones realizadas para determinar la

condición actual del equipo).



equipo.






Firma Firma Firma



108











Realizada por parte del personal de Pemex Refinación en Agosto de 2005 y en Febrero de 2006,

aplicando el procedimiento GPASI-IT-4002 Rev. 2 de Enero 1994 “Procedimiento para efectuar el

diagnóstico sobre el estado físico de equipos y tuberías en unidades de proceso, servicios

auxiliares y almacenamiento”, en el cual contempla los requisitos de seguridad en el acceso a los

equipos, la frecuencia de las revisiones, la capacitación y adiestramiento requeridos del personal

que realiza las revisiones, el uso de instrumentos de medición en las actividades de revisión,

registros de los reportes de resultados de las revisiones y la conservación de esta información.

Este procedimiento está aprobado por personal calificado en inspección no destructiva en un

método superficial y un volumétrico como nivel II.

El personal Inspector, está calificado de conformidad con los requisitos técnicos establecidos en

la ASNT-TC-1A/1996, A98. Recomended Practice for Personnel Qualification and Certification in

Nondestructive Testing.

En esta inspección se determinó la condición de los soportes y entrehierros de expansión, el

alineamiento y nivelación del recipiente, el estado de las superficies de la envolvente y cabezas,

el estado de las juntas soldadas y caras accesibles de las bridas.


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109











equipo.

Realizada en base a la última evaluación de corrosión realizada en Marzo de 2007, por parte del

personal de Pemex Refinación, en base a los procedimientos:

DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6 “Procedimiento para el registro, análisis y programación de la

medición preventiva de espesores” y GPASI-IT-0002 REV. 1 del 16 de Abril de 1979

“Procedimiento para cálculo por presión interna del espesor mínimo requerido en recipientes”,

realizándose el cálculo del espesor mínimo requerido de acuerdo a este último procedimiento.

Estos procedimientos consideran los requisitos de seguridad en el acceso a los equipos, la

frecuencia de las revisiones, la capacitación y adiestramiento requeridos del personal que realiza

las revisiones, el uso de instrumentos de medición en las actividades de revisión, registros de los

reportes de resultados de las revisiones y la conservación de esta información.

Estos procedimientos están aprobados por personal calificado en inspección no destructiva en un



la ASNT-TC-1A/1996, A98. Recomended Practice for Personnel Qualification and Certification in

Nondestructive Testing.


Firma Firma Firma


110






PEMEX REFINACIÓN

LOGO GERENCIA DE PROTECCIÓN AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL LOGO



REFINERÍA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALÍTICA 1


DATOS:



3) PRESION USUAL DE OPERACIÓN (PO): 11.03 kg/cm2 FUENTE: PLANO 5375 M 360 SC REV. 3 DE BUFETE INDUSTRIAL














tR = ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO (cm) = (PO*D*K)/((2*S*E)-(0.2*PO)) + C DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002

tR Casquete = 0.96 cm


111






PEMEX REFINACIÓN




REFINERÍA: ING.ANTONIO DOVALI JAIME PLANTA: CATALITICA 1


DATOS:






6) ESFUERZO MAXIMO PERMISIBLE (S): 1202.25 kg/cm2 FUENTE: TABLA 1A CODIGO ASME SECCION II, PARTE D









tR = ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO (cm) = (PO*R)/((S*E)-(0.6*PO)) + C DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002

tR Envolvente = 1.13 cm



112












Realizada durante la reparación general de Planta Catalítica 1 durante el periodo de Noviembre a

Diciembre de 2005, de acuerdo a la DG-GPASI-4004 del 29 de Julio de 1996 “Procedimiento para

elaborar los informes de inspección y reparación de las unidades de proceso y servicios auxiliares

en los Centros de Trabajo de Pemex Refinación”, este procedimiento considera los requisitos de

seguridad en el acceso a los equipos, la frecuencia de las revisiones, la capacitación y

adiestramiento requeridos del personal que realiza las revisiones, el uso de instrumentos de

medición en las actividades de revisión, registros de los reportes de resultados de las revisiones y

la conservación de esta información.

Este procedimiento está aprobado por personal calificado en inspección no destructiva en un



la ASNT-TC-1A/1996, A98.

En esta inspección se determinó la condición de los soportes y entrehierros de expansión, el

alineamiento y nivelación del recipiente, el estado de las superficies de la envolvente y cabezas,

el estado de las juntas soldadas y caras accesibles de las bridas.


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113












Realizada en base a las mediciones preventivas de espesores realizadas en Marzo de 2007, por

parte del personal de Pemex Refinación, en base al procedimiento DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6

“Procedimiento para el registro, análisis y programación de la medición preventiva de espesores”.

Dicho procedimiento considera los requisitos de seguridad en el acceso a los equipos, la

frecuencia de las revisiones, la capacitación y adiestramiento requeridos del personal que realiza

las revisiones, el uso de instrumentos de medición en las actividades de revisión, registros de los

reportes de resultados de las revisiones y la conservación de esta información.

Este procedimiento está probado por personal calificado en inspección no destructiva en un





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114






PEMEX REFINACIÓN



CÁLCULOS DEL ÍNDICE DE DEGRADACIÓN



DATOS:

ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (Ta) ef1 Cabezas Elípticas = 1.46 cm

FUENTE: CALIBRACIONES REALIZADAS ef2 Envolvente = 0.87 cm

EN MARZO DE 2007

FECHA DE CÁLCULO: MARZO 2007

ESPESOR MÍNIMO PREVIO (Tp) efi1 Cabezas Elípticas = 1.30 cm

FUENTE ESPESOR ORIGINAL ei2 Envolvente = 1.30 cm

PLANO 5375 M360 SC REV. 3 1975

DE DONDE: ff = 2007 fi = 1975

Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste = d = (ei-ef)/(ff-fi) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

d1 = -0.05 mpa

d2 = 0.13 mpa

Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promed io = D = (d1+d2+d3….+dn)/n DE ACUERDO AL DG -GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

D = 0.04 mpa

Índice de Degradación o Velocidad de Desgaste Promedio ajustado estadísticamente = Dmax = D + (1.28*(D/n)) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

n = 2 = 1.41

Dmax = 0.08 mpa ESTE PROMEDIO DE DESGASTE AJUSTADO SE ANOTA EN LA COLUMNA “VELOCIDAD DE DESGASTE” EN EL FORMATO DG -GPASI-IT-00204-3


115






PEMEX REFINACIÓN



CÁLCULO DE LA VIDA REMANENTE



DATOS:

ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (Ta) ek1 Cabezas Elípticas = 1.46 cm

FUENTE: CALIBRACIONES REALIZADAS ek2 Envolvente = 0.87 cm

EN MARZO DE 2007

FECHA DE CÁLCULO: MARZO 2007

ESPESOR LIMITE DE RETIRO (Lr) = tmin requerido Lr1 Cabezas Elípticas = 0.96 cm

Lr2 Envolvente = 1.13 cm

DE DONDE: fk = 2007

Dmax = 0.08 mpa

Vida Útil Estimada = VUE = (ek-Lr)/ (Dmax) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

VUE1= 63 Años

VUE2= -33 Años

Vida Útil Estimada = VUE min

VUE min = -33 Años

Fecha de Próxima Medición = FPME = fk + (VUE min/3) DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

FPME = 1996

Fecha de Retiro Probable = FRP = fk + VUE DE ACUERDO AL DG-GPASI-IT-00204 REV. 6 DE ABRIL DE 1998

FRP = 1974



116










6. Cálculo de la Presión Máxima de Trabajo Permitida (PMTP).

Se realiza el cálculo de la Presión Máxima de Trabajo Permitida en Marzo de 2007, en base al

procedimiento GPASI-IT-0002 Rev. 1 del 16 de Abril de 1979 “Procedimiento para cálculo por

presión interna del espesor mínimo requerido en recipientes” y a las mediciones preventivas de

espesores realizadas en Marzo de 2007, por parte del personal de Pemex Refinación, en base al

procedimiento DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6 “Procedimiento para el registro análisis y

programación de la medición preventiva de espesores”. Dicho procedimiento considera los

requisitos de seguridad en el acceso a los equipos, la frecuencia de las revisiones, la

capacitación y adiestramiento requeridos del personal que realiza las revisiones, el uso de

instrumentos de medición en las actividades de revisión, registros de los reportes de resultados

de las revisiones y la conservación de esta información.

Este procedimiento está probado por personal calificado en inspección no destructiva en un





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117






PEMEX REFINACIÓN






DATOS:










10) RELACIÓN ENTRE (D/2h): 1.93


12) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 1.46 cm FUENTE: MEDICIÓN DE ESPESORES MARZO 2007





PMTPa = PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA ACTUAL = (2*S*E*tA)/((K*D)+(0.2*tA)) DE ACUERDO AL GPASI -IT-0002



118






PEMEX REFINACIÓN






DATOS:










10) ESPESOR MÍNIMO ACTUAL (tA): 0.87 cm FUENTE: MEDICIÓN DE ESPESORES MARZO 2007





PMTPa = PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA ACTUAL = (S*E*tA)/(R + 0.6*tA) DE ACUERDO AL GPASI-IT-0002



119






SPOTEO DEL TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F CATALÍTICA 1 VISTA PONIENTE

ZONA 1. NUMERACIÓN DE ORIENTE A PONIENTE, FILAS DE NORTE A SUR.

1 2 3

1.- 0.363” 11.- 0.390” 1.- 0.380” 11.- 0.409” 1.- 0.350” 11.- 0.381”

2.- 0.355” 12.- 0.389” 2.- 0.357” 12.- 0.506” 2.- 0.408” 12.- 0.391”

3.- 0.373” 13.- 0.381” 3.- 0.390” 13.- 0.387” 3.- 0.531” 13.- 0.367”

4.- 0.380” 14.- 0.394” 4.- 0.388” 14.- 0.426” 4.- 0.510” 14.- 0.345” EMA (Env)

5.- 0.366” 15.- 0.361” 5.- 0.380” 15.- 0.399” 5.- 0.396” 15.- 0.366”

6.- 0.375” 6.- 0.384” 6.- 0.371”

7.- 0.387” 7.- 0.350” 7.- 0.368”

8.- 0.384” 8.- 0.349” 8.- 0.398”

9.- 0.366” 9.- 0.398” 9.- 0.385”

10.- 0.392” 10.- 0.446” 10.- 0.388”

26

1

2 1 2 3

1 2 3

O

S N

P

I II ZONA 1

ZONA 2


120






SPOTEO DEL TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F CATALÍTICA 1 VISTA PONIENTE

ZONA 2.

1 2 3

1.- 0.384” 11.- -------- 1.- -------- 11.- -------- 1.- -------- 11.- --------

2.- 0.395” 12.- -------- 2.- -------- 12.- -------- 2.- 0.374” 12.- --------

3.- 0.412” 13.- -------- 3.- -------- 13.- -------- 3.- 0.358” 13.- --------

4.- 0.367” 14.- -------- 4.- 0.380” 14.- -------- 4.- 0.520” 14.- --------

5.- --------- 15.- -------- 5.- 0.375” 15.- -------- 5.- 0.506” 15.- --------

6.- --------- 6.- -------- 6.- 0.482”

7.- 0.374” 7.- 0.494” 7.- 0.407”

8.- 0.388” 8.- 0.377” 8.- 0.426”

9.- --------- 9.- -------- 9.- --------

10.- ------- 10.- ------ 10.- ------

ESTE SPOTEO SE CONSIDERO CON LA NUMERACIÓN DE ORIENTE A PONIENTE Y CON FILAS DE NORTE A SUR. MARZO DEL 2007.

I II

1.- 0.610” 1.- 0.616”

2.- 0.620” 2.- 0.624”

3.- 0.627” 3.- 0.635”

4.- 0.626” 4.- 0.606”

5.- 0.578” EMA (Cas) 5.- 0.616”

6.- 0.590” 6.- 0.618”

7.- 0.618” 7.- 0.626”

8.- 0.648” 8.- 0.625”



121












El Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F, se construyó en 1979 bajo el

Código ASME Sección VIII Div. 1, Edición 1974, con placas del material SA-515-70 para los

Casquetes Elípticos y el Envolvente.

Se cuenta con el Plano 5375 M 360 SC Rev. 3 con los datos y el cálculo como lo marca la NOM-

020-STPS-2002.

La información anterior, nos ha permitido realizar el cálculo para el espesor mínimo requerido en

las condiciones de operación actuales del Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora,

con lo que aseguramos que NO Cuenta con el espesor requerido para soportar y transmitir las

cargas inducidas por presión interna, como se observa en la Tabla 1.

Tabla 1. Comparativo entre los espesores mínimos requeridos y los espesores más bajos medidos en Marzo de 2007.

Posición Espesor más bajo Marzo 2007

cm Espesor mínimo requerido

cm

Casquetes Elípticos 1.46 0.96

Envolvente 0.87 1.13


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122












También se realizó el cálculo del índice de degradación o velocidad de desgaste del equipo, cuyo

resultado es de 0.08 milímetros por año, el cual indica que no es un valor crítico, ya que se

considera crítico cuando la velocidad es mayor a 0.51 milímetros por año [7], por lo tanto el

Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F No Puede continuar operando en las


Así mismo, se ha realizado el cálculo de la vida remanente del equipo, la fecha de próxima

medición y fecha de retiro probable, para las condiciones actuales de operación, donde se

obtuvieron valores que nos permiten concluir que el equipo No Puede continuar operando, como

se muestra en la Tabla 2.

Tabla 2. Vida útil estimada, fecha de próxima medición y fecha de retiro probable.

Vida Útil Estimada VUE -33 años

Fecha de Próxima Medición FPME 1996

Fecha de Retiro Probable FRP 1974


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123












Para concluir, se realizó el cálculo para determinar la Presión Máxima de Trabajo Permitida

(PMTP) para la continuidad de la operación del Tanque Balance de Carga de la Depropanizadora

13-F, como se muestra en la Tabla 3.

Tabla 3. Presión Máxima de Trabajo Permitida (PMTP), mayor a la presión de

operación y la RV 13F está correctamente calibrada.

Posición PMTP en kg/cm²

(Psi) Presión Operación

kg/cm² (Psi) Presión de Calibración

kg/cm² (Psi)

Casquetes Elípticos 12.65 (180) 11.03 (15.50)

RV 13F

12.65 (180) Envolvente 11.77 (167.40)

Derivado de la revisión física de los reportes de inspección visual externa de acuerdo con el

procedimiento GPASI-IT-4002 cada seis meses no se encontraron anomalías relevantes que

afecten a la integridad física del equipo.

Por lo tanto, es NO APTO para continuar operando bajo las condiciones actuales de presión,

temperatura y flujo, contemplando la posibilidad de eventuales represionamientos, hasta el valor

de calibración del dispositivo de relevo. Por consiguiente el equipo se reemplazara en el menor

tiempo posible para evitar accidentes y daños al personal y la instalación.


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124










8. Identificación del equipo en forma permanente placa marcado por golpe.


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125










9. Identificación de los dispositivos de seguridad e instrumentos de medición y control que

protegen al equipo y documentación de las calibraciones.

En el Siguiente Diagrama de Tubería e Instrumentación (DTI), Plano 62-D12B UNIDAD FCC 1

SECCION DE LIGEROS Y VRU, se muestra la localización del Tanque de Balance de Carga de

la Depropanizadora 13-F.

El cual cuenta con una válvula de seguridad RV-13F, calibrada a 12.65 kg/cm2 (180 Psi) para la

apertura, de acuerdo al procedimiento 332-46110-PO-005 Rev. 5 03/02/05 “Inspección, prueba y

mantenimiento de válvulas de relevo de presión de esta refinería”.

Además cuenta con los instrumentos de medición y control siguientes:

Controlador indicador de nivel LG-21.

Indicador de temperatura en tablero TI-1-61.

Indicador de presión PI-1096.

Controlador registrador de nivel en tablero LRC-26.

Estos instrumentos se encuentran calibrados de acuerdo a la aplicación de los procedimientos:

332-46410-PO-039 Rev. 9 01/07/04 “Calibración de instrumentos claves y críticos en

áreas de Proceso y Servicios Auxiliares” ,

332-46410-PO-040 Rev. 7 03/11/03 “Calibración y control del equipo patrón de

referencia”

y el 332-42628-PO-041 Rev. 8 01/08/04 “Calibración y control de los patrones de trabajo

de instrumentos”.


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127









128










9. Descripción breve de la operación del equipo, función, riesgos inherentes y medios de

control del equipo.

Descripción breve de operación:

La función del 13-F es la de recibir el Propano-Butano y se bombea con las 16-J/JA

controlando el nivel de éste con FIC-69 en cascada con LIC-26 a precalentamiento con la

Gasolina Debutanizada en el Intercambiador de Fondos de la Debutanizadora y

Alimentación de la Depropanizadora 16-C y se alimenta a la Torre Depropanizadora 6-E

arriba del plato 17.

Riesgos Inherentes:

El riesgo inherente en este Tanque es el sobrepresionamiento.

Medios de Control:

Se cuenta con una válvula de seguridad RV-13F, calibrada a 12.65 kg/cm2 (180 Psi) para la

apertura.


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129








EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECANICA DE RECIPIENTES SUJETOS A PRESION


10. Resumen de los resultados de operación (transitorios relevantes), mantenimiento e

inspección.

De Marzo de 2007 a la fecha, el Tanque Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F no ha

tenido transitorios relevantes que manifestar.

Inspección.

Fecha Inspección Realizada

Reporte Procedimiento Resultados Relevantes

Marzo, 2007 Calibración de

espesores

DG-GPASI-IT-00204-1, 2, 3 y

4

DG-GPASI-IT-00204 Rev. 6

Abril/1998

Se programa próxima calibración

Marzo 2012

Agosto, 2005 Inspección

Exterior Diagnóstico

GPASI-IT-4002-1, 2, 3, 4, 5, 6 Y

7

GPASI-IT-4002 Rev. 2 de Enero

1994

No se encontraron indicaciones relevantes

Febrero, 2006

Inspección Exterior

Diagnóstico

GPASI-IT-4002-1, 2, 3, 4, 5, 6 Y

7

GPASI-IT-4002 Rev. 2 de Enero

1994

No se encontraron indicaciones relevantes

Mantenimiento

Noviembre

a Diciembre de

2005

Reparación General

Informe de la Inspección y Reparación

General

DG-GPASI-4004 del 29 de Julio de

1996

Próxima reparación

Noviembre del 2010


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130

Sin embargo para continuar con el estudio, existen diferentes tipos de

metodologías de análisis de riesgos que se hacen en las plantas industriales para

disminuir o mitigar los posibles riesgos que se pudieran generar durante la operación de

los equipos como son: what if, walkthrought, check list, Hazop; para este último es el

más utilizado para análisis en tanques, en el siguiente capítulo se realizó el análisis por

medio de la metodología Hazop al equipo 13-F de la Planta Catalítica 1 de la Refinería

“Ing. Antonio Dovalí Jaime” para identificar el nivel de riesgo .

CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGOS POR LA METODOLOGÍA HAZOP.

131


El método surgió en 1963 en la compañía Imperial Chemical Industries, ICI, el

cual utilizaba técnicas de análisis en áreas de proceso críticos. Posteriormente, se

generalizó y formalizó, y actualmente es una de las herramientas más utilizadas

internacionalmente en la identificación de riesgos en una instalación industrial [4].

El HAZOP es una técnica de identificación de riesgos inductiva basada en la

premisa de que los riesgos, los accidentes o los problemas de operabilidad, se

producen como consecuencia de una desviación de las variables de proceso con

respecto a los parámetros normales de operación en un sistema dado y en una etapa

determinada. Por tanto, ya se aplique en la etapa de diseño, como en la etapa de

operación, la técnica consiste en analizar sistemáticamente las causas y las

consecuencias de las desviaciones de las variables de proceso, planteadas a través de

unas "palabras guía", en todas las líneas y en todos los sistemas las consecuencias de

posibles desviaciones en todas las unidades de proceso, tanto si es continuo como

discontinuo. Una vez identificadas, se hace una evaluación para verificar si tales

desviaciones y sus consecuencias pueden tener un efecto negativo sobre la seguridad y la

operabilidad de la planta. Si se considera necesario, se deberá efectuar alguna

recomendación para solucionar la situación adversa o poco segura.

Es llevado a cabo por un grupo de especialistas, una característica esencial en el

cuestionamiento y análisis sistemático de este estudio, que como ya se mencionó, es el

uso de palabras guía para enfocar al equipo sobre las desviaciones y sus posibles causas.

Estas palabras guía están divididas en dos clases:

Palabras guía primarias: Enfocan la atención sobre un aspecto particular de la

intención de diseño o un parámetro o condición de un proceso asociado.

Palabras guía secundarias: Estas palabras guía combinadas con una palabra

guía primaria sugiere las posibles desviaciones.

La técnica del análisis HAZOP gira alrededor del uso efectivo de estas palabras

guía, de manera que su uso y significado debe ser claramente entendido por el grupo. A


132

continuación se muestran algunos ejemplos de palabras guía que son utilizadas a

menudo:

3.1 Palabras guía primarias (Parámetros del Proceso).

Estas palabras reflejan el intento del diseño del proceso y aspectos

operacionales de la planta. Las palabras típicas orientadas a los procesos podrían ser

las que se listan a continuación. La lista es únicamente ilustrativa, ya que las palabras

empleadas dependerán de la planta en donde se aplicará el estudio [8].

Flujo Temperatura Mezcla

Presión

Separación

Reacción

Inspección

Nivel

Corrosión

Prueba

Arranque

Viscosidad

Reducción

Aislamiento

Mantenimiento

3.2 Palabras guía secundarias (Desviaciones de la intención de diseño del Proceso).

Cuando estas palabras son aplicadas en conjunto con las palabras guías primarias,

estas sugieren problemas o desviaciones potenciales. La lista de estas palabras se

muestra en la tabla 3.1.


133

Tabla 3.1. Definición de las palabras guías y ejemplos de desviaciones [8].

Palabra Guía Definición Ejemplo de las Desviaciones

NO

No se consiguen las

intenciones previstas en el diseño.

No hay flujo en una línea.

MÁS / MENOS

Aumento o disminución

cuantitativa sobre la intención de diseño.

Más temperatura, mayor

velocidad de reacción, mayor viscosidad, etc.

ADEMÁS DE Aumento cualitativo. Se consiguen las intenciones de diseño y ocurre algo más.

El vapor consigue calentar el

reactor, pero además provoca un aumento de temperatura en otros elementos.

PARTE DE

Disminución cualitativa. Solo parte de los hechos o acciones transcurren según lo

previsto.

La composición del sistema es diferente de la prevista.

INVERSO Se obtiene el efecto contrario

al deseado.

El flujo transcurre en sentido

inverso, tiene lugar la reacción inversa, etc.

EN VEZ DE

No se obtiene el efecto

deseado. En su lugar ocurre algo completamente distinto.

Cambio de catalizador, falla en el

modo de operación de una unidad, parada imprevista, etc.

3.3 DEFINICIONES.

Circuito: Es una división de la planta que generalmente es una operación

unitaria o una sección de la planta, como el circuito de carga, calentamiento, reacción,

etc.

Nodos: Son las partes en que se divide un circuito para facilitar el análisis,

pueden ser equipos críticos ó partes críticas del proceso.

Palabra guía: Esta palabra sirve para indicar como se pueden modificar las

condiciones ó variables de proceso.

Desviación: Es la combinación de las palabras guía con las variables de

proceso.

Causa: Son los eventos que dan origen a una desviación de la intención de

diseño.


134

Consecuencia: Son las secuelas que se podrían originar debido al efecto tanto

de la desviación como de los eventos que ocasionaron esa desviación. Un punto

importante es que cuando se evalúan las consecuencias, no se toman en cuenta los

sistemas de protección o instrumentación que se tienen en el área de estudio (para

analizar lo que pasaría si algunas de esas protecciones e instrumentación fallaran).

Riesgos: Daños perjuicios o pérdidas que aportan las consecuencias [9].

Protecciones: Son dispositivos, procedimientos o cualquier medio que ayuda a

la detección o evitan que ocurra una desviación, ya sea eliminando la causa o

disminuyendo las consecuencias adversas. Las protecciones no sólo son la

instrumentación y los equipos de relevo, sino también procedimientos, prácticas

operativas, inspecciones regulares a la planta, etc.

Recomendaciones: Son acciones encaminadas a mejorar la operación de la

planta y la seguridad del área.

3.4 PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE ESTUDIOS DE RIESGO Y

OPERABILIDAD HAZOP.

3.4.1 DEFINICIÓN DE OBJETIVOS.

Dependiendo de los objetivos que tenga la empresa, la estrategia del HAZOP

puede variar sustancialmente.

Los objetivos mas comunes que se presentan son:

Conocer a detalle los posibles riesgos de la planta.

Diseñar o mejorar, en base a esto, los planes y procedimientos de

respuesta a emergencias.

Diseñar o mejorar el diseño de los sistemas de seguridad.

Los participantes deben considerar además, que el objetivo primordial es

proteger la vida humana, el medio ambiente y por último la instalación.


135

3.4.2 ALCANCE DEL ESTUDIO.

Deben definirse claramente los límites para el estudio, de preferencia indicando

los:

Diagramas de Tubería e Instrumentación.

Planos Generales de Localización.

Donde se encuentran los sistemas estudiados. Si dentro de un plano hay áreas

que se incluirán en el estudio esto debe quedar indicado en el dibujo.

3.4.3 EQUIPO DE TRABAJO.

• Recursos humanos.

• Se recomienda un equipo de cinco personas:

Coordinador.

Secretario.

Ingeniero de Proceso.

Ingeniero Instrumentista.

Ingeniero Mecánico.

Ingeniero de Operación.

• Recursos materiales:

Los planos y manuales de la instalación.

Acceso a la instalación (si ya existe).

Computadora y software para análisis de nubes explosivas.

3.4.4 PRERREQUISITOS DE PLANEACIÓN Y DOCUMENTACIÓN.

Como mínimo se debe de contar con:

Programa de trabajo y calendario de reuniones.

Formatos pre-establecidos.

Formato del reporte final.


136

Diagramas de tubería e instrumentación.

Planos generales de localización.

Diagramas de control funcional lógicos y analógicos.

Descripción de sistemas.

3.4.5 DESARROLLO DEL ANÁLISIS.

34

56

78

910

11

12

20

19

18

17

16

15

14

13

21

2

Seleccione un recipiente

Explique el propósito del recipiente

22

23

Seleccione una línea

Explique el propósito de la línea

Aplique una palabra guía

Determine desviación significativa

Examine posibles causas

Examine consecuencias

Detecte riesgos

Escriba registros adecuados

Marque la línea como examinada

Repetir 3 a 13 para cada línea

Seleccione un servicio auxiliar

Explique propósito del servicio

Explique intención del recipiente

Explique intención del recipiente

Repita 5 a 12 para el recipiente

Marque recipiente como analizado

Repita 1 a 22 para todos los recipientes

Marque el diagrama como ejecutado

Repetir 6 a 10 para todas desviaciones

Repetir 5 a 11 para todas palabras guía

Repetir 5 a 12 para todos los servicios

Repetir 15 a 18 para todos los servicios

124


137

3.4.6 REQUISITOS DEL REPORTE FINAL.

Deben reportarse todos los riesgos significativos detectados, entre ellos:

Explosión Radiación

Fuego

Deformación

Toxicidad

Corrosión

Inundación

Electrocución

Asfixia

Derrumbe

Así como las acciones requeridas para su prevención y/o mitigación [9].

3.5 EVALUACIÓN DE RIESGOS.

3.5.1 ESTIMACIÓN DE LA FRECUENCIA [10].

En esta etapa, debe estimarse la frecuencia con que los eventos identificados y

seleccionados pudieran presentarse; es decir, debe estimarse cada cuando ocurrirían,

de acuerdo con lo siguiente:

Al igual que en el análisis de consecuencias, se definen cuatro niveles

cualitativos para la ocurrencia de los eventos, en función de las frecuencias con que se

estima que puedan presentarse. La razón de establecer cuatro niveles en lugar de

cinco, es que cinco categorías implican mucha más exactitud y precisión de las

estimaciones, lo cual puede no ser justificable.

a) Frecuencia Alta equivale a Categoría F4.

b) Frecuencia Media equivale a Categoría F3.

c) Frecuencia Baja equivale a Categoría F2.

d) Frecuencia Remota equivale a Categoría F1.

Para estimar la frecuencia con que ocurrirían los eventos identificados, debe

evaluarse bajo criterios cualitativos y/o, la efectividad de las líneas de defensa

disponibles en las instalaciones y/o procesos, considerando la experiencia y los factores

de la Ingeniería y Humanos; es decir la independencia de operación; la confiabilidad; la


138

auditabilidad para inspección y pruebas, la integridad mecánica de las protecciones de

seguridad, así como la disciplina operativa, lo adecuado de la instrumentación,

distribución de planta y sistemas de control; cargas de trabajo; comunicación y

ambiente laboral.

En forma gráfica se muestra en la siguiente tabla 3.2.

Tabla 3.2. Tabla de niveles de frecuencia con que ocurrirán los eventos identificados.

FRECUENCIA CRITERIOS DE OCURRENCIA

CATEGORIA TIPO CUANTITATIVO CUALITATIVO

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

Media F3 10-1 - 10-2 1 en 10 años a 1 en 100 años

Puede ocurrir al menos una vez en la vida de las

instalaciones.

Baja F2 10-2 - 10-3 1 en 100 años a

1 en mil años

Concebible; nunca ha

sucedido en el Centro de Trabajo, pero probablemente ha ocurrido

en alguna instalación similar

Remota F1 < 10-3 <1 en 1000

años Esencialmente imposible. No es realista que ocurra.

El área de afectación relativa a la seguridad de las personas, es la consecuencia

más importante a considerar. Sin embargo aunque pudiera presentarse que si esta es

menor, los demás aspectos probablemente sean aceptables, esto no es suficiente y

deben analizarse las consecuencias en las otras áreas de afectación. En todos los

casos, la categoría de evento, será la que resulte con mayores consecuencias en

cualquiera de las áreas de impacto analizadas.

El tipo de evento y categoría de las consecuencias se muestra en la tabla 3.3

siguiente:


139

Tabla 3.3 Tabla de consecuencias para tipo de evento y categoría.

TIPO DE EVENTO Y CATEGORÍA DE LA CONSECUENCIA

AFECTACIÓN: MENOR C1 MODERADO C2 GRAVE C3 CATASTRÓFICO C4

A LAS PERSONAS

Seguridad y salud de los vecinos

Sin afectación a la seguridad y la salud

pública.

Alerta vecinal; afectación potencial a

la seguridad y la salud

pública.

Evacuación; lesiones menores o afectación

a la seguridad y salud

pública moderada; costos por

afectaciones y daños entre 5 y 10 millones

de pesos.

Evacuación; lesionados; una o más

fatalidades; afectación

a la seguridad y salud pública; costos por

lesiones y daños mayores a 10 millones

de pesos.

Seguridad y salud del personal y contratistas

Sin lesiones; primeros auxilios.

Atención médica; lesiones menores sin

incapacidad; efectos a la salud reversibles.

Hospitalización; múltiples lesionados,

incapacidad parcial o total temporal; efectos

moderados a la salud.

Una o más fatalidades;

lesionados graves con daños irreversibles;

incapacidad parcial o total permanentes.

AL AMBIENTE

Efectos en el Centro

de Trabajo

Olores desagradables; ruidos continuos;

emisiones en los límites de reporte; polvos y

partículas en el aire.

Condiciones peligrosas; informe a

las autoridades; emisiones mayores a

las permitidas; polvos, humos, olores

significantes.

Preocupación en el sitio por: fuego y

llamaradas; ondas de sobre presión; fuga de

sustancias tóxicas.

Continuidad de la operación

amenazada; incendios,

explosiones o nubes tóxicas; evacuación

del personal.

Efectos fuera del

Centro de Trabajo

Operación corta de quemadores; olores y

ruidos que provocan pocas quejas de

vecinos.

Molestias severas por presencia intensa de

humos, partículas suspendidas y olores;

quemadores

operando continuamente; ruidos

persistentes y presencia de humos.

Remediación requerida; fuego y

humo que afectan áreas fuera del centro

de trabajo; explosión

que tiene efectos fuera del centro de

trabajo; presencia de contaminantes

significativa.

Descargas mayores de gas o humos.

Evacuación de vecinos, escape

significativo de

agentes tóxicos; daño significativo a largo

plazo de la flora y fauna o repetición de

eventos mayores.

Descargas y Derrames

Derrames y/o descarga dentro de los límites de

reporte; contingencia controlable.

Informe a las Autoridades. Derrame

significativo en tierra hacia ríos o cuerpos

de agua. Efecto local. Bajo potencial para

provocar la muerte de

peces.

Contaminación de un gran volumen de

agua. Efectos severos en cuerpos de agua;

mortandad significativa de peces;

incumplimiento de

condiciones de descarga permitidas;

reacción de grupos ambientalistas.

Daño mayor a cuerpos de agua; se

requiere un gran esfuerzo para

remediación. Efecto sobre la flora y fauna.

Contaminación en

forma permanente del suelo o del agua.

AL NEGOCIO

Pérdida de producción, daños a

las instalaciones

Menos de una semana

de paro. Daños a las instalaciones y pérdida

de la producción, menor

a 5 millones de pesos.

De 1 a 2 semanas de

paro. Daños a las instalaciones y

pérdida de la

producción, hasta 10 millones de pesos.

De 2 a 4 semanas de

paro. Daños a las instalaciones y

pérdida de la

producción, hasta 20 millones de pesos.

Más de un de paro.

Daños a propiedades o a las instalaciones;

Pérdida mayor a 20

millones de pesos.

Efecto legal

Incidente reportable. Se da una alerta por

parte de las Autoridades.

Multas significativas;

suspensión de actividades.

Multa mayor, proceso

judicial.

Daños en propiedad

de terceros

Las construcciones son

reutilizables, con reparaciones menores.

Poco riesgo para los ocupantes.

Las reparaciones son

mayores, con costos similares a

edificaciones nuevas. Riesgo de alguna

lesión a ocupantes.

Pérdida total de los

bienes o de la funcionalidad de los

bienes; posibilidad de lesiones o fatalidades.

Demolición y

reedificación de inmuebles; sustitución

del edificio. Posible lesión fatal a algún

ocupante.

A LA IMAGEN

Atención de los

medios al evento

Difusión menor del evento, prensa y radio

locales.

Difusión local significativa;

entrevistas, TV local.

Atención de medios a nivel nacional.

Cobertura nacional. Protestas públicas.

Corresponsales

extranjeros.


140

3.6 CARACTERIZACIÓN Y JERARQUIZACIÓN DE RIESGOS [10].

En esta etapa, las consecuencias y frecuencias estimadas correspondientes a

los eventos o escenarios seleccionados, deben caracterizarse y posicionarse en la

Matriz de Riesgos.

En función del posicionamiento resultante en los cuadrantes de la Matriz de

Riesgos, deben aplicarse los criterios de jerarquización, toma de decisiones y acciones,

para llevar los riesgos a un nivel razonablemente aceptable, previniendo y/o mitigando

sus posibles consecuencias.

3.6.1 MATRIZ DE RIESGOS.

La Matriz de Riesgos se muestra en la siguiente tabla 3.4.

Tabla 3.4. Matriz de riesgos para la caracterización y jerarquización de riesgos.

F

R

E

C

U

E

N

C

I

A

Alta F4 B B A A

Media F3 C B B A

Baja F2 D C B A

Remota F1 D D C B

Menor

C1

Moderada

C2

Grave

C3

Catastrófica

C4

CONSECUENCIA

TIPO A – RIESGO INTOLERABLE: El riesgo requiere acción inmediata; el costo no

debe ser una limitación y el no hacer nada no es una opción aceptable. Un riesgo Tipo

“A” representa una situación de emergencia y deben establecerse Controles

Temporales Inmediatos. La mitigación debe hacerse por medio de controles de

ingeniería y/o factores humanos hasta reducirlo a Tipo C o de preferencia a Tipo D, en

un lapso de tiempo menor a 90 días.


141

TIPO B – RIESGO INDESEABLE: El riesgo debe ser reducido y hay margen para

investigar y analizar a más detalle. No obstante, la acción correctiva debe darse en los

próximos 90 días. Si la solución se demora más tiempo, deben establecerse Controles

Temporales Inmediatos en sitio, para reducir el riesgo.

TIPO C – RIESGO ACEPTABLE CON CONTROLES: El riesgo es significativo, pero se

pueden acompasar las acciones correctivas con el paro de instalaciones programado,

para no presionar programas de trabajo y costos. Las medidas de solución para atender

los hallazgos deben darse en los próximos 18 meses. La mitigación debe enfocarse en

la disciplina operativa y en la confiabilidad de los sistemas de protección.

TIPO D – RIESGO RAZONABLEMENTE ACEPTABLE: El riesgo requiere acción, pero

es de bajo impacto y puede programarse su atención y reducción conjuntamente con

otras mejoras operativas.

3.7 REALIZACIÓN DEL ANÁLISIS DE RIESGO EN EL EQUIPO 13-F.

En este apartado se realizó el análisis de Riesgo en la Planta Catalítica 1 de la

Refinería “Ing. Antonio Dovali Jaime” en el equipo 13-F.

Se tomó como parámetros de proceso el Flujo, Presión y Temperatura ya que

estos son los más importantes en nuestro caso de estudio para realizar el análisis

HAZOP. Así como también tomando como nodos analizados las líneas de entrada y

salida de producto en el equipo, y al equipo en sí.

Los resultados del análisis se muestran a continuación en los siguientes formatos

y los diagramas donde se marcan los nodos y las fronteras del estudio del análisis de

riesgos. También se anexa el diagrama de Sistema Contra incendio de la Planta

Catalítica 1.

FORMATO PARA ANÁLISIS DE RIESGO PLANTA: CATALÍTICA 1 RESPONSABLE:

SISTEMA: TANQUE DE BALANCE DE CARGA DE LA DEPROPANIZADORA 13-F. FECHA: 01 OCTUBRE DE 2009.

PROPÓSITO: ACUMULAR LA CARGA PARA LA DEPROPANIZADORA 6-E. DIAGRAMA: 62-D12B UNIDAD FCC 1 SECCIÓN DE LIGEROS Y VRU.

NODO/LÍNEA/ EQUIPO

P. CLAVE/ DESVIACIÓN

CAUSA CONSECUENCÍA PROTECCIONES NIVEL DE RIESGO

RECOMENDACIONES

145

1. CORRIENTE

PROVENIENTE DEL DOMO DE LA

DEPROPANIZADORA

NO HAY FLUJO 1. Falla del lazo de

control de la válvula automática

completamente cerrada

PV-19A.

2. Línea Rota.

3. Cierre de las laterales y el by- pass por error

humano.

4. Abierto los venteos y

drenes por error humano.

1. Vaporización de producto

en el equipo 13-F.

2. Sobrepresión en el equipo

13-F.

3. Derrame de producto en el área y presencia de atmósfera

explosiva.

4. Posibles daños al personal, al medio ambiente y a las

instalaciones.

1. Indicador de presión PI-1096.

2. Válvula de Seguridad RV-

13F.

3. Control de presión PIC-18 a la

válvula automática PV-18.

4. Control de presión PIC-19 a la válvula automática PV-19B.

5. Recorrido en campo y toma

de lectura de presión en

indicadores de campo y tablero de control.

6. Practicas contra incendio y

uso del sistema contra incendio (extinguidores, red de agua

contra incendio).

7. Procedimiento para la

atención de emergencias.

8. Programa de calibración de espesores en circuitos (líneas).

D 1. Seguir cumpliendo con el

programa de mantenimiento preventivo de instrumentos de PI-

1096, PV-19A, PIC-18, PV-18,

PIC19, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.

2. Continuar con los recorridos

operacionales y verificación de presión en campo.

3. Continuar con el programa de

calibración de espesores en

circuitos (líneas).

4. Dar seguimiento con las prácticas contra incendio y uso

del sistema contra incendio.

MÁS FLUJO 1. Falla del lazo de


completamente abierta PV-19A.

1. Aumento de presión en el

equipo 13-F y sobrepresión del mismo.




3. Control de presión PIC-19 a la válvula automática PV-19B.

4. Válvula de Seguridad RV-13F.


de lectura de presión en indicadores de campo y tablero

de control.


programa de mantenimiento preventivo de instrumentos PI-

1096, PV-19A, PIC-18, PV-18, PIC19, PV-19B y de la válvula de

seguridad RV-13F.

2.- Continuar con los recorridos

operacionales y verificación de manómetros en campo.

MENOS FLUJO 1. Falla del lazo de control de la válvula

automática semiabierta PV-19A.

1. Disminución de presión en el equipo 13-F.



2. Control de presión PIC-18 a la válvula automática PV-18.

D 1. Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento

preventivo de instrumentos PI-1096, PIC-18, PV-18, PV-19A,




NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

146

2. Fuga en válvula.

3. Fuga en línea.

4. Abierto los venteos y drenes por error

humano.

en el equipo 13-F.

3. Derrame de producto en el

área y presencia de atmósfera

explosiva.


instalaciones.


válvula automática PV-19B.


13F.

4. Practicas contra incendio y uso del sistema contra incendio

(extinguidores, red de agua contra incendio).



PIC-19, PV-19B y de la válvula

de seguridad RV-13F.

2. Continuar cumpliendo con las

rutinas operacionales de recorridos en campo y

verificación de las variables de operación campo-tablero.

3. Dar seguimiento con las

prácticas contra incendio y uso del sistema contra incendio.

ADEMÁS DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA

PARTE DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA

FLUJO INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA

EN VEZ DE NO APLICA NO APLICA Es línea única. NO APLICA NO APLICA

NO HAY PRESIÓN

1. Falla del lazo de control de la válvula

automática completamente cerrada

PV-19A.

2. Línea Rota.



en el equipo 13-F.


área y presencia de atmósfera explosiva.

4. Posibles daños al personal,

al medio ambiente y a las instalaciones.









6. Procedimiento para la atención de emergencias.

7. Programa de calibración de

espesores en circuitos (líneas).


preventivo de instrumentos PI-1096, PV-19A, PIC-18, PV-18,


2. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de

recorridos en campo y verificación de las variables de

operación campo-tablero.

3. Continuar con el programa de calibración de espesores en




MÁS PRESIÓN 1. Mayor presión en el domo de la

depropanizadora.

1. Aumento de presión en el equipo 13-F y sobrepresión

del mismo.


2. Control de presión PIC-19 a las válvulas automáticas PV-19A

y PV-19B.








NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

147


4. Recorridos operacionales

para la toma de lectura de las

variables de operación.


13F.



verificación de las variables de


MENOS PRESIÓN

1. Menor presión en el domo de la

depropanizadora.

2. Fuga en válvula PV-

19A.


humano.

1. Vaporización de la mezcla en el equipo 13-F.


13-F.







y PV-19B.


13F.

4. Recorridos operacionales para la toma de lectura de las



(extinguidores, red de agua

contra incendio).




PIC19, PV-19B y de la válvula de

seguridad RV-13F.








INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA


NO HAY

TEMPERATURA 1. Falla del lazo de


completamente cerrada PV-19A.

2. Línea Rota.

1. Disminución de presión en

el equipo 13-F.

2. Vaporización de producto en el equipo 13-F.




al medio ambiente y a las

instalaciones.



13F.





uso del sistema contra incendio



1096, PV-19A, PIC-18, PV-18, PIC19, PV-19B y de la válvula de

seguridad RV-13F.







NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

148

(extinguidores, red de agua

contra incendio).





calibración de espesores en circuitos (líneas).



MÁS

TEMPERATURA

1. Mayor temperatura en

el domo de la depropanizadora.

2. Fuerte radiación

solar.

1. Aumento de la temperatura

en el equipo 13-F.

2. Sobrepresión en el equipo 13-F.

1. Indicador de temperatura TI-

1-61 en el equipo 13-F.





y PV-19B.


6. Espreas en el equipo 13-F de

la red de contra incendio.


programa de mantenimiento preventivo de instrumentos TI-1-

61, PI-1096, PV-19A, PIC-18, PV-18, PIC19, PV-19B y de la válvula

de seguridad RV-13F.




MENOS

TEMPERATURA

1. Menor temperatura

en el domo de la depropanizadora.

1. Condensación de los

vapores en el equipo 13-F.

2. Aumento de nivel en el equipo 13-F.

3. Disminución de presión y

vaporización de la mezcla en el equipo 13-F.

1. Indicador de Nivel LG-21 en

el equipo 13-F.

2. Controlador Registrador de Nivel LRC-26.




5. Control de presión PIC-19 a

las válvulas automáticas PV-19A y PV-19B.


13F.

7. Recorridos operacionales para la toma de lectura de las


programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-

21, LRC-26, PI-1096, PV-19A, PIC-18, PV-18, PIC19, PV-19B y

de la válvula de seguridad RV-13F.


rutinas operacionales de






NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

149




FLUJO INVERSO NO APLICA NO APLICA No se daría en este caso. NO APLICA NO APLICA


2. CORRIENTE

PROVENIENTE DE 7-E/7-F.

NO HAY FLUJO 1. Falla del lazo de


completamente cerrada PV-18.

2. Equipo 7-F y 7-E

vacios.

3. Válvulas de 4”

cerrada por error humano.

4. Línea Rota.

5. Cierre de las laterales

y el by- pass por error humano.


humano.

1. Bajo nivel en el equipo 13-

F.


explosiva.




el Equipo 13-F.

2. Controlador Registrador de Nivel LRC-26 en el equipo 13-F.


el Equipo 7-F.

4. Alarma por bajo Nivel LAL-36

en el equipo 7-F.

5. Indicadores de Nivel LG-28A/B en el Equipo 7-E.

6. Alarma por bajo Nivel LAL-35

en el equipo 7-E.


de lectura de nivel en indicadores de campo y tablero

de control.








21, LRC-26, LG-36, LG-28A/B, LAL-35/36, PV-18.









MÁS FLUJO 1. Falla del lazo de control de la válvula

automática completamente abierta

PV-18.

1. Aumento de nivel en el equipo 13-F.


equipo 13-F y sobrepresión del mismo.

1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.

2. Controlador Registrador de

Nivel LRC-26 en el equipo 13-F.


D 1.- Seguir cumpliendo con el programa de mantenimiento

preventivo de instrumentos LG-21, LRC-26, PI-1096, PIC-19, PV-

18, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.




NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

150

13F.



y PV-19B.






automática semiabierta PV-18.

2. Alguna válvula de 4”

cerrada por error

humano.

3. Fugas en válvulas.


humano.

1. Bajo nivel en el equipo 13-F.




instalaciones.



Nivel LRC-26.



contra incendio).



preventivo de instrumentos LG-21, LRC-26, PV-18, PIC-18.











NO HAY PRESIÓN



PV-18.

2. Equipo 7-F y 7-E vacios.

3. Válvulas de 4” cerrada por error

humano.


humano.

5. Línea Rota.






instalaciones.




Nivel LRC-26.



de control.






preventivo de instrumentos PI-1095, LG-21, LRC-26, PV-18 y

PIC-18.


recorridos en campo y









NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

151



MÁS PRESION 1. Mayor presión en la línea proveniente de 7-E

y 7-F.

1. Aumento de presión en el equipo 13-F.

1. Indicadores de presión PI-1095 /1096.





13F.


para la toma de lectura de las variables de operación.


preventivo de instrumentos PI-

1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la

válvula de seguridad RV-13F.




MENOS

PRESIÓN

1. Menor presión en la

línea proveniente de 7-E y 7-F.

1. Vaporización de la mezcla

en el equipo 13-F.

2. Sobrepresión del equipo 13-F.

1. Indicadores de presión PI-

1095/1096.



las válvulas automáticas PV-19A

y PV-19B.















NO HAY

TEMPERATURA

1. Falla del lazo de



2. Equipo 7-F y 7-E


F.


explosiva.


el Equipo 13-F.




programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-21

y LRC-26, PIC-18, PV-18.





NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

152

vacios.

3. Válvulas de 4”

cerrada por error

humano.


humano.

5. Línea Rota.



de lectura de nivel en














MÁS TEMPERATURA

1. Mayor temperatura en la línea proveniente de

7-E y 7-F.

2. Fuerte radiación solar.

1. Aumento de la temperatura en el equipo 13-F y

vaporización de la mezcla.


1. Indicador de temperatura TI-1-61 en el equipo 13-F.


1095/1096.




y PV-19B.


6. Espreas en el equipo 13-F del

sistema de contra incendio.


preventivo de instrumentos TI-1-61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,

PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la válvula de seguridad RV-13F.





MENOS TEMPERATURA

1. Menor temperatura en la línea proveniente de

7-E y 7-F.

1. Disminución de temperatura en el equipo 13-F.

2. Baja presión en el equipo 13-F y vaporización de la

mezcla.



2. Indicadores de presión PI-1095/1096.




y PV-19B.


preventivo de instrumentos TI-1-

61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la








NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

153


13F.







3. LÍNEA DE DESFOGUE DE RV-

13F.

NO HAY FLUJO 1. Tanque 13-F operando en forma

Normal.

NO APLICA






y PV-19B.



de control.


preventivo de instrumentos LG-






MÁS FLUJO 1. Válvula de seguridad RV-13F completamente

abierta por sobrepresión de equipo 13-F.

2. Falla de válvula de

seguridad abierta.

2. Abierto el by-pass por

error humano.


2. Vaporización de la mezcla.

3. Bajo Nivel en el equipo 13-

F.



1095/1096.




y PV-19B.

5. Recorrido en campo y toma de lectura de presión en



preventivo de instrumentos LG-21, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,





MENOS FLUJO 1. Fuga en Brida. 1. Derrame de producto en el 1. Indicadores de presión PI- D 1. Seguir cumpliendo con el




NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

154

2. Línea Rota.

3. Abierto el by-pass por

error humano.


explosiva.



1095/1096.







de control.



contra incendio).



programa de mantenimiento

preventivo de instrumentos PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-

19, PV-19A, PV-19B y de la













NO HAY PRESIÓN

1. Tanque 13-F vacio. NO APLICA 1. Indicador de Nivel LG-21 en el Equipo 13-F.

D 1. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de



MÁS PRESIÓN 1. Válvula de seguridad

RV-13F completamente abierta por sobrepresión

del equipo 13-F.

NO APLICA 1. Indicador de presión PI-1096.

2. By-pass en la RV-13F.

3. Válvula de seguridad RV-13F.



de control.



1096 y de la válvula de seguridad RV-13F.




MENOS 1. Fuga en Brida. 1. Derrame de producto en el 1. Indicadores de presión PI- D 1. Seguir cumpliendo con el




NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

155

PRESIÓN 2. Línea Rota. área y presencia de atmósfera

explosiva.



1095/1096.




y PV-19B.











19, PV-19A, PV-19B y de la













NO HAY

TEMPERATURA

1. Tanque 13-F vacio. NO APLICA 1. Indicador de Nivel LG-21 en

el Equipo 13-F.

D 1. Continuar cumpliendo con las


verificación de las variables de operación campo-tablero

MÁS

TEMPERATURA

1. Aumento de

temperatura en el

equipo 13-F.

2. Fuerte radiación solar.

1. Sobrepresión del equipo 13-

F.




1095/1096.














NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

156







MENOS TEMPERATURA

1. Disminución de temperatura en el

equipo 13-F.



equipo 13-F.



1095/1096.




y PV-19B.




de control.




PIC-19, PV-19A, PV-19B y de la









4. SALIDA DE VAPORES DEL 13-F A

15-F.

NO HAY FLUJO 1. Falla del lazo de control de la válvula


PV-19B.

2. Cierre de las laterales y del by-pass por error

humano.

3. Línea Rota.

1. Aumento de presión en el equipo 13-F y Sobrepresión

del mismo.


explosiva.


instalaciones




3. Control de presión PIC-19 a la válvula automática PV-19A.












NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

157

indicadores de campo y tablero

de control.


13F.













MÁS FLUJO 1. Falla del lazo de control de la válvula


PV-19B.

1. Disminución de presión en el equipo 13-F y vaporización

de la mezcla.









15F.









automática semiabierta

PV-19B.


3. Línea Rota.


del mismo.








válvula automática PV-19A.













NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

158

















NO HAY

PRESIÓN


el Equipo 13-F.




MÁS PRESIÓN 1. Falla del lazo de

control de la válvula


PV-19B.


13-F.


1095/1096.





13F.



de control.









MENOS PRESIÓN


2. Línea Rota.


de la mezcla.







19, PV-19A, PV-19B.




NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

159

explosiva.



instalaciones.







contra incendio).















NO HAY

TEMPERATURA


el Equipo 13-F.




MÁS

TEMPERATURA

1. Aumento de

temperatura en el equipo 13-F.


equipo-13-F y vaporización de la mezcla.








13F.












NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

160



7. Espreas en el equipo 13-F del sistema de contra incendio.

MENOS

TEMPERATURA

1. Disminución de

temperatura en el equipo 13-F.


el equipo 13-F.

2. Vaporización de la mezcla.










de control.



61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B.









5. SALIDA DE PRODUCTO HACIA LA

BOMBA 16J/JA.

NO HAY FLUJO 1. Tanque 13-F vacio.

2. Línea Rota.





instalaciones.






contra incendio).





preventivo de instrumentos LG-21, LRC-26.












NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

161

MÁS FLUJO 1. Válvula de 3” directo

a drenaje cerrada.

2. Válvula de 3”

conectada a la salida de la línea al 25-F abierta.


F.


F.


el Equipo 13-F.


el Equipo 25-F.




21/22, LRC-26.

2.- Recorridos operacionales y

verificación de niveles en campo en LG's.

MENOS FLUJO 1. Válvula de 3” directo

a drenaje abierto.

2. Válvula de 3” conectada a la salida de

la línea al 25-F cerrada.


F.

2. Alto nivel en el equipo 25-F.


el Equipo 13-F.





21/22, LRC-26.

2.- Recorridos operacionales y

verificación de niveles en campo en LG's.





NO HAY PRESIÓN

1. Tanque 13-F vacio.

2. Línea Rota.




explosiva.


instalaciones.






contra incendio).




preventivo de instrumentos LG-21, LRC-26.








MÁS PRESIÓN 1. Aumento de presión

en el equipo 13-F.


F.


1095/1096.










NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

162


y PV-19B.



de control.






MENOS

PRESIÓN

1. Disminución de

presión en el equipo 13-F.

2. Fuga en brida.

3. Válvula de 3” abierta a drenaje.


en el equipo 13-F.






1095/1096.




y PV-19B.









1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-

19, PV-19A, PV-19B.








NO HAY TEMPERATURA


D 1. Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de



MÁS TEMPERATURA

1. Aumento de temperatura en el

equipo 13-F.

1. Aumento de presión en el equipo-13-F y vaporización de

producto.








NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

163

1095/1096.







de control.



PIC-19, PV-19A, PV-19B.





MENOS TEMPERATURA

1. Disminución de temperatura en el

equipo 13-F.



en el equipo 13-F.



1095/1096. 3. Control de presión PIC-18 a la






de control.



PIC-19, PV-19A, PV-19B.








6. ENTRADA DE VAPOR DE MEDIA.

NO HAY FLUJO 1. Válvula de 2” cerrada.

2. Línea Rota.

3. Abierto drene por error humano.


de la mezcla.

2. Daños al personal.





y PV-19B.



19, PV-19A, PV-19B.






NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

164



de control.







MÁS FLUJO 1. Válvula de 2” abierta. 1. Aumento de presión en el equipo 13-F y sobrepresión

del mismo.








de control.








MENOS FLUJO 1. Válvula de 2”

semiabierta.


3. Abierto drene por

error humano.


el equipo 13-F y vaporización

de la mezcla.


1095/1096.




y PV-19B.



de control.




19, PV-19A, PV-19B.








NO HAY

PRESIÓN

1. Válvula de 2” cerrada.

2. Abierto drene por


el equipo 13-F y vaporización de la mezcla.


1095/1096.






NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

165

error humano.

3. Línea Rota.

2. Daños al personal. 2. Control de presión PIC-18 a la






de control.



1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-

19, PV-19A, PV-19B.






MÁS PRESIÓN 1. Mayor presión en la línea de vapor de media.


del mismo.





y PV-19B. 4. Recorrido en campo y toma




13F.








MENOS PRESIÓN

1. Menor presión en la línea de vapor de media.


3. Abierto drene por error humano.


de producto.








de control.



19, PV-19A, PV-19B.








NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

166




NO HAY

TEMPERATURA

1. Línea Rota. 1. Disminución de presión en

el equipo 13-F y vaporización de la mezcla.

2. Daños al personal.


1095/1096.



y PV-19B.







1095/1096, PIC-18, PV-18, PIC-19, PV-19A, PV-19B.






MÁS

TEMPERATURA

1. Mayor Temperatura

en la línea de vapor de media.


solar.

1. Aumento de presión en la

línea y sobrepresión en el equipo 13-F.


1095/1096.







13F.








MENOS TEMPERATURA

1. Menor Temperatura en la línea de vapor de

media.

1. Disminución de presión en la línea y en el equipo 13-F.


en el equipo13-F.








19, PV-19A, PV-19B.






NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

167

y PV-19B.










7. SALIDA AL EQUIPO 25-F.

NO HAY FLUJO 1. Tanque 13-F vacio.

2. Línea Rota.

1. Bajo Nivel en el equipo 25-F.

2. Posibles daños al personal y al medio ambiente.





contra incendio).




preventivo de instrumentos LG-

21/22.

2.- Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de







MÁS FLUJO 1. Válvula de 3” cerrada.

2. Alto nivel en el equipo

13-F.

1. Alto Nivel en el equipo 25-F.


el Equipo 13-F.




21/22.

2. Continuar con los recorridos

operacionales y verificación de niveles en campo en LG's.

MENOS FLUJO 1. Válvula de 3” abierta.

2. Fuga en bridas.

3. Bajo nivel en el

equipo 13-F.

1. Bajo Nivel en el equipo 25-

F.


explosiva.

3. Posibles daños al personal y al medio ambiente.


el Equipo 13-F.





programa de mantenimiento preventivo de instrumentos LG-21

y LG-22.

2. Continuar con los recorridos operacionales y verificación de

niveles en campo en LG's.




NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

168

de control.












NO HAY PRESIÓN


D 2.- Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de



MÁS PRESIÓN 1. Mayor presión en el equipo 13-F.

1. Aumento de presión y sobrepresión del equipo 25-F.








de control.


13F.







MENOS

PRESIÓN

1. Disminución de

presión en el equipo 13-

F.

2. Fuga en bridas.

1. vaporización de la mezcla

en el equipo13-F.



3. Posibles daños al personal

y al medio ambiente.


1095/1096.




y PV-19B.




19, PV-19A, PV-19B.






NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

169



de control.



contra incendio).






NO HAY

TEMPERATURA


el Equipo 13-F.




MÁS

TEMPERATURA

1. Mayor temperatura en

el equipo 13-F.


solar.

1. Aumento de presión y

sobrepresión del equipo 13-F.

2. sobrepresión del equipo 25-

F.




1095/1096.







sistema contra incendio.




61, PI-1095/1096, PIC-18, PV-18,





MENOS 1. Menor temperatura en 1. Baja temperatura en el 1. Indicador de temperatura TI- D 1. Seguir cumpliendo con el




NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

170

TEMPERATURA el equipo 13-F. equipo 25-F.


el equipo 13-F.


en el equipo 13-F.



1095/1096.




y PV-19B.



de control.



PIC-19, PV-19A, PV-19B.








8. EQUIPO 13-F. NO HAY FLUJO NO APLICA NO APLICA

En este caso no aplica porque

es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA

MÁS FLUJO NO APLICA NO APLICA En este caso no aplica porque es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA

MENOS FLUJO NO APLICA NO APLICA En este caso no aplica porque


ADEMÁS DE FLUJO

NO APLICA NO APLICA En este caso no aplica porque es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA

PARTE DE

FLUJO NO APLICA NO APLICA



INVERSO FLUJO NO APLICA NO APLICA En este caso no aplica porque es un acumulador de carga. NO APLICA NO APLICA

EN VEZ DE

FLUJO NO APLICA NO APLICA



NO HAY PRESIÓN


automática






explosiva.










1095/1096, PIC-19, PV-19A, PV-19B, PIC-18, PV-18 y de la







NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

171



completamente abierta

PV-19B.

4. Línea Rota proveniente del domo de

la depropanizadora.

5. Línea rota proveniente del 7-E y 7-

F.



7. Venteo y drenes

abierto por error humano.









MÁS PRESIÓN 1. Falla del lazo de


completamente abierta

PV-19A.



PV-19B.



completamente abierta PV-18.

4. Mayor presión en el

domo de la depropanizadora.

5. Mayor presión en la línea de vapor de media.


F.

2. Alto nivel en el equipo 13-F.

3. Deformación del equipo 13-

F por bajos espesores.


el Equipo 13-F.


1095/1096.

3. By-pass de la válvula de seguridad RV-13-F.

4. Venteo en el equipo 13-F.


13F.



de control.

7. Programa de calibración de espesores en equipos.



21, PI-1095/1096, PIC-19, PV-

19A, PV-19B, PIC-18, PV-18 y de la válvula de seguridad RV-

13F.





calibración de espesores en equipos.

4. Instalar alarma por alta presión

PAH con señal al SCD.




NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

172

6. Mayor presión en la

línea proveniente de 7-E y 7-F.

7. Falla de válvula de seguridad RV-13F

cerrada.

MENOS PRESIÓN


automática semiabierta PV-19A.



automática semiabierta PV-18.


control de la válvula automática PV-19B

completamente abierta.

4. Menor presión en la línea proveniente del

domo de la

depropanizadora.

5. Menor presión en la línea proveniente de 7-E

y 7-F.

6. By-pass de la válvula de seguridad RV-13F

abierto.

7. Venteos y drenes

abierto por error humano.

8. Válvula cerrada en

línea de vapor de media o línea rota.

9. Fugas en válvulas y bridas.



F.







el Equipo 13-F.















preventivo de instrumentos LG-21, PI-1095/1096, PIC-19, PV-

19A, PV-19B, PIC-18, PV-18 y de la válvula de seguridad RV-

13F.











NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

173





NO HAY

TEMPERATURA







PV-18.



PV-19B.

4. Línea Rota.



6. Venteo abierto por

error humano.
















61, PI-1095/1096, PIC-19, PV-19A, PV-19B, PIC-18, PV-18.









MÁS TEMPERATURA

1. Mayor temperatura en la línea proveniente del

domo de la

depropanizadora.

2. Mayor temperatura en la línea proveniente de

7-E y 7-F.

3. Mayor temperatura en la línea de vapor de

media.


solar.

1. Vaporización de producto en el equipo 13-F.

2. Sobrepresión en el equipo 13-F.








13F.



61, PI-1095/1096, PIC-19, PV-19A, PV-19B, PIC-18, PV-18 y de

la válvula de seguridad RV-13F.







NODO/LÍNEA/ EQUIPO



RECOMENDACIONES

174

6. Espreas en el equipo 13-F de

la red de contra incendio.

MENOS TEMPERATURA

1. Menor temperatura en la línea proveniente del

domo de la

depropanizadora.

2. Menor temperatura en la línea proveniente de

7-E y 7-F.

3. Menor temperatura en la línea de vapor de

media.

1. Condensación de vapores en las líneas.



en el equipo 13-F.









61, PI-1095/1096, PIC-19, PV-19A, PV-19B, PIC-18, PV-18.








CAPÍTULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.

175


4.1 ANÁLISIS DEL CÁLCULO DE LA PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA

(PMTP).

Fig. 4.1 Gráfica cuando ocurre un evento de aumento de presión en el equipo 13-F.

Tabla 4.1 Relación de presiones del equipo 13-F.

PMTP(ENV) (kg/cm2)

PMTP(CAS) (kg/cm2)

RV (kg/cm2)

PD (kg/cm2)

PO (kg/cm2)

11.77 12.65 12.65 12.65 11.03

Presentando un evento hipotético y considerando la presión como parámetro

crítico, cuando por causa de una falla de operación en el proceso, la presión aumentará

hasta alcanzar los valores mostrados en la fig. 4.1 y tabla 4.1 en un determinado tiempo

y a causa de esto se menciona lo siguiente:

Como se ve en la tabla 4.1 y analizando los resultados obtenidos, la PMTP (Env)

es menor que el ajuste del dispositivo de seguridad RV-13F y de la Presión de diseño,


176

tomando en cuenta que el punto de ajuste de la válvula de seguridad en ningún caso

será mayor a la Presión Máxima de Trabajo Permitida.

Por lo tanto cuando la presión de operación empiece a aumentar por alguna

causa, como se ve en la fig. 4.1, al alcanzar la PMTP (Env) el equipo se sobre

presionaría y en caso extremo hasta deformarse y explotar por el producto que maneja,

ya que la RV-13F no relevará sino hasta alcanzar su punto de ajuste, provocando así

posibles daños al personal, al medio ambiente y a las instalaciones.

4.2 ANÁLISIS DEL CÁLCULO DEL ESPESOR MÍNIMO REQUERIDO EN EL EQUIPO.

Fig. 4.2 Gráfica donde se visualiza los espesores del equipo 13-F.

Tabla 4.2 Relación de espesores del equipo 13-F.

tR (ENV) (cm)

tR (CAS) (cm)

EMA (ENV) (cm)

EMA (CAS) (cm)

EN (cm)

1.13 0.96 0.87 1.46 1.30


177

Como se ve en la fig. 4.2, representado espesores tanto de diseño, mediciones

actuales y mínimos requeridos para el equipo, en un lapso de tiempo se nota el

desgaste que ha venido tomando la placa del espesor de diseño de la parte del

envolvente, de esta manera mencionamos a continuación lo siguiente:

Los resultados obtenidos después del cálculo para los espesores mínimos

requeridos para el equipo, como se muestra en la tabla 4.2, observamos que para el

espesor mínimo requerido en el lado del envolvente es 1.13 cm, lo cual nos dice que es

mayor que el espesor mínimo actual de 0.87 cm medición dada en la calibración de

espesores, y en base al espesor original ha sufrido desgaste de 1.30 cm a 0.87 cm con

el cual cuenta el equipo. Por lo tanto el equipo no cuenta con el espesor suficiente para

soportar la presión interna con las condiciones de operación actuales.

En la parte de los casquetes el valor calculado del espesor mínimo requerido es

de 0.96 cm, el cual es menor que el espesor mínimo actual de 1.46 cm, y este es mayor

que el espesor original de 1.3 cm, esto nos dice que no ha tenido desgaste desde su

puesta en operación. Sin embargo se dice que el equipo está sobre diseñado por tener

un espesor elevado, con lo que se asume que el equipo puede soportar las

condiciones de operación actuales en la parte del casquete. En la fig. 4.2 se muestra la

relación de los espesores.


178

4.3 ANÁLISIS DEL CÁLCULO DEL ÍNDICE DE DEGRADACIÓN Y DE LA VIDA

REMANENTE DEL EQUIPO.

Fig. 4.3 Comparación del índice de degradación calculado y del índice de degradacion permisible.

Tabla 4.3 Relación de la Dmax,VUE, FPME y FRP del equipo 13-F.

Derivado del estudio y de los resultados obtenidos, la velocidad de desgaste que

ha venido teniendo el equipo con el tiempo desde su puesta en operación, el valor del

desgaste ha sido minimo, con el cual mencionamos lo siguiente:

Como se muestra en la fig. 4.3 y la tabla 4.3, los resultados del calculo del indice

de degradacion es de 0.08 mpa, el cual indica que no es un valor critico, ya que se

considera crítico cuando la velocidad es mayor a 0.51 milímetros por año.

Dmax (mpa)

VUE (ENV) (Años)

VUE (CAS) (Años)

VUE MIN (Años)

FPME FRP

0.08 -33 63 -33 1996 1974


179

Así mismo, se ha realizado el cálculo de la vida remanente del equipo, la fecha

de próxima medición y fecha de retiro probable, para las condiciones actuales de

operación, donde se obtuvieron valores que nos permite decir que el equipo no puede

continuar operando, como se muestra en la Tabla 4.3. Para el caso de la envolvente dio

un valor de -33 años, la fecha próxima de medición 1996 y la fecha de retiro probable

1974, el cual indica que el equipo no tiene más vida útil.

4.4 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS HAZOP.

Los resultados del análisis de riesgos HAZOP se muestran en los formatos que

se incluyen en el capítulo III de este trabajo.

En este caso las consecuencias más severas que se pudiera presentar serian la

pérdida de contención de vapores que se suministra del domo de la depropanizadora 6-

E, la pérdida de contención de la corriente que viene de los equipos 7-E y 7-F, de la

línea que va hacia las bombas y la línea que se dirige al equipo 15-F, generando la

formación de una nube explosiva con posibles daños al personal, al medio ambiente y a

las instalaciones.

Otro aspecto muy importante es la sobrepresión del equipo 13-F, como se

analizó anteriormente la válvula se seguridad no relevara hasta alcanzar su punto de

ajuste, el cual es un riesgo inminente. Esta consecuencia se menciona en los formatos

HAZOP y las medidas preventivas y/o correctivas para mitigar en caso que se presente

este evento.

En las siguientes tablas se muestran los posibles eventos que se pudieran

generar:


180

PLANTA CATALÍTICA 1 EQUIPO 13-F N

úm

ero

de e

sc

en

ari

o

No

do

de r

efe

ren

cia

Desvia

ció

n d

e re

fere

nc

ia

Nombre del nodo Descripción del nodo Consecuencia

Cate

go

ría

de f

recu

en

cia

Afe

cta

cio

nes a

las p

ers

on

as

Afe

cta

cio

nes a

l am

bie

nte

Afe

cta

cio

nes a

l n

eg

ocio

Afe

cta

cio

nes a

la im

ag

en

1 1 1.2

Corriente

proveniente del

domo de la

depropanizadora

Equipo 13-F: Línea del 6-E,

desde la brida del domo hasta

la brida de entrada al 13-F.

Liberación de vapores

sin incendio, con

posibles afectaciones

a las personas, al

ambiente, al negocio

y/o a la imagen.

1 1 1 1 1

2 1 1.2

Corriente

proveniente del

domo de la

depropanizadora





con incendio, con


a las personas, al


y/o a la imagen.

1 1 1 1 1

3 1 1.2

Corriente

proveniente del

domo de la

depropanizadora





con explosión de la

nube, con posibles

afectaciones a las

personas, al ambiente,

al negocio y/o a la

imagen.

1 1 1 1 1

4 2 2.2

Corriente

proveniente de 7-

E/7-F

Equipo 13-F: Línea desde la

brida del 7-E y 7-F hasta la

brida de entrada al 13-F.

Formación de vapores

sin incendio, con


a las personas, al


y/o a la imagen.

1 1 1 1 1

5 2 2.2

Corriente

proveniente de 7-

E/7-F





con incendio, con


a las personas, al


y/o a la imagen.

1 1 1 1 1

6 2 2.2

Corriente

proveniente de 7-

E/7-F






nube, con posibles

afectaciones a las


al negocio y/o a la

imagen.

1 1 1 1 1

7 3 3.2

Línea de

desfogue de RV-

13F.

Equipo 13-F: Salida de

desfogue desde la brida del

13-F hasta la interconexión de

la línea de desfogue


sin incendio, con


a las personas, al


y/o a la imagen.

1 1 1 1 1


181


úm

ero

de e

sc

en

ari

o

No

do

de r

efe

ren

cia

Desvia

ció

n d

e re

fere

nc

ia


Cate

go

ría

de f

recu

en

cia

Afe

cta

cio

nes a

las p

ers

on

as

Afe

cta

cio

nes a

l am

bie

nte

Afe

cta

cio

nes a

l n

eg

ocio

Afe

cta

cio

nes a

la im

ag

en

8 3 3.2

Línea de desfogue de RV-

13F.

Equipo 13-F: Salida de desfogue desde la brida del

13-F hasta la interconexión de la línea de desfogue

Liberación de vapores con incendio, con

posibles afectaciones a las personas, al

ambiente, al negocio y/o a la imagen.

1 1 1 1 1

9 3 3.2

Línea de desfogue de RV-

13F.

Equipo 13-F: Salida de desfogue desde la brida del

13-F hasta la interconexión de la línea de desfogue.

Liberación de vapores con explosión de la

nube, con posibles afectaciones a las


al negocio y/o a la imagen.

1 1 1 1 1

10 4 4.2

Salida de vapores

del 13-F A 15-F.

Equipo 13-F: desde la brida de

salida hasta la brida de entrada del 15-F.


sin incendio, con posibles afectaciones

a las personas, al ambiente, al negocio

y/o a la imagen.

1 1 1 1 1

11 4 4.2

Salida de vapores del 13-F A 15-F.

Equipo 13-F: desde la brida de salida hasta la brida de

entrada del 15-F.

Liberación de vapores con incendio, con



y/o a la imagen.

1 1 1 1 1

12 4 4.2

Salida de vapores

del 13-F A 15-F.


salida hasta la brida de

entrada del 15-F.




personas, al ambiente, al negocio y/o a la

imagen.

1 1 1 1 1

13 5 5.2

Salida de producto hacia la

bomba 16J/JA.


entrada de la bomba 16 J/JA.

Formación de vapores sin incendio, con



y/o a la imagen.

1 1 1 1 1

14 5 5.2

Salida de

producto hacia la

bomba 16J/JA.


salida hasta la brida de



con incendio, con



1 1 1 1 1


182


úm

ero

de e

sc

en

ari

o

No

do

de r

efe

ren

cia

Desvia

ció

n d

e re

fere

nc

ia


Cate

go

ría

de f

recu

en

cia

Afe

cta

cio

nes a

las p

ers

on

as

Afe

cta

cio

nes a

l am

bie

nte

Afe

cta

cio

nes a

l n

eg

ocio

Afe

cta

cio

nes a

la im

ag

en

15 5 5.2

Salida de producto hacia la

bomba 16J/JA.



Formación de vapores con explosión de la


personas, al ambiente, al negocio y/o a la

imagen.

1 1 1 1 1

16 6 6.2

Entrada de vapor

de media.

Equipo 13-F: desde el cabezal

hasta la brida de entrada del equipo.

Liberación de vapores,

con posibles afectaciones a las

personas.

1 1 1 1 1

17 7 7.2

Salida al equipo 25-F.


entrada del equipo 25-F.

Formación de vapores sin incendio, con



1 1 1 1 1

18 7 7.2

Salida al equipo

25-F.


salida hasta la brida de entrada del equipo 25-F.


con incendio, con posibles afectaciones

a las personas, al


1 1 1 1 1

19 7 7.2

Salida al equipo

25-F.


salida hasta la brida de entrada del equipo 25-F.


con explosión de la nube, con posibles

afectaciones a las personas, al ambiente,

al negocio y/o a la imagen.

1 1 1 1 1

CONCLUSIONES.

183

CONCLUSIONES.

Después de haber realizado este trabajo:

Concluimos que el equipo 13-F, a partir de los cálculos realizados y obtenidos,

no cumple con los requisitos mínimos para soportar la presión interna, ya que cuenta

con espesores que están por debajo de los mínimos requeridos para su operación en la

planta. Lo cual implica que es necesario emplazarlo y programar su sustitución

completa para evitar daños al personal, al medio ambiente y a las instalaciones.

Además de implementar, desarrollar y mejorar programas por parte de Pemex

Refinación en base al nivel y tipo de riesgo respecto a las condiciones operacionales

para mitigar y minimizar los riesgos que se pudieran presentar con las desviaciones

desarrolladas y analizadas en el análisis de riesgos por HAZOP.

Por otra parte la metodología desarrollada en este trabajo, basada en la

NOM-020-STPS-2002 en el punto 9.3 por la opción de expediente de integridad

mecánica y a la falta de información confiable, se desarrolló por el Método Alternativo

para restablecer los puntos como lo marca la tabla 1 de la misma norma, para el

cumplimiento con los requisitos de expediente de integridad mecánica, accediendo al

método por el Caso 1. Por lo tanto esta metodología puede ser de gran ayuda para

Pemex Refinación en la recopilación y elaboración de expedientes de integridad

mecánica, para mantener consistentes la información de los RSP que operan en el

centro de trabajo y los riesgos que se pueden generar durante una desviación de

operación.

Cabe mencionar que esta metodología también puede ser aplicada en centros de

trabajo como: Pemex Exploración Producción, Pemex Petroquímica y Pemex Gas y

Petroquímica Básica en donde operan RSP y que ayude a quien lo necesite aplicar

para el cumplimiento de la NOM.

Por consiguiente, de acuerdo en base a este estudio y considerando estos

resultados como base, Pemex de forma inmediata reemplazó el equipo 13-F usado por

otro nuevo, el cual actualmente se encuentra operando.

RECOMENDACIONES

184

RECOMENDACIONES.

De acuerdo al estudio realizado el equipo 13-F cuenta con niveles de espesores

muy por debajo del espesor mínimo requerido para soportar la presión de operación,

por lo que se recomienda el cambio de forma inmediata del recipiente usado por otro

nuevo.

Las recomendaciones emanadas del análisis HAZOP, se presentan a continuación.

No hay recomendaciones para el tipo de riesgo “A” “B” y “C”, ya que en el análisis

no resultaron estos tipos de riesgos, por consiguiente Pemex cuenta con programas

específicos para mitigar las posibles causas que originarían a estos eventos.

Derivado del estudio en cuestión se establecen como recomendaciones para el

tipo de riesgo “D” que dio como resultado en el análisis de riesgo más significativas, las

siguientes:

Medida No. Síntesis Descriptiva Grado de

Riesgo

1 Seguir cumpliendo con el Programa de medición de

espesores de líneas. D

2 Continuar con el cumplimiento de los programas de

mantenimiento preventivo de instrumentos. D

3 Continuar cumpliendo con el Programa de revisión y

calibración de válvulas de seguridad. D

4 Continuar manteniendo los cursos de actualización del

personal operativo. D

5

Continuar cumpliendo con las rutinas operacionales de



D

Algunas de las recomendaciones emanadas del Análisis HAZOP son buenas

prácticas de operación, mantenimiento y seguridad industrial, siendo estas algunas de las

RECOMENDACIONES

185

protecciones para la prevención de eventos extraordinarios. Para dar cumplimiento a

éstas, se cuenta con programas de actividades establecidos y se recomienda la

continuación de su aplicación para el funcionamiento seguro de las instalaciones de la

planta, aun así cuando se reemplace al equipo 13-F. Algunas de ellas se dan a

continuación:

No. Buenas Prácticas de Operación (BPO)

1. Continuar cumpliendo con el programa de mantenimiento preventivo de

instrumentos.

2. Continuar cumpliendo con el programa de revisión y calibración de

válvulas de seguridad (PSV's).

3. Continuar realizando los recorridos operacionales y la toma de lectura

de variables importantes en el proceso.

4. Continuar con los programas de capacitación continua al personal

técnico y operario.

5. Continuar cumpliendo con el programa de medición y calibración de

espesores.

Los riesgos se jerarquizaron mediante una matriz de riesgos y se encontró que el

nivel de riesgos en general del RSP 13-F es del tipo “D”, aceptable si se cumplen las

recomendaciones emitidas, debido a que cuenta con los planes, programas,

procedimientos y personal capacitado para atender las emergencias derivadas de su

actividad productiva por lo que su operación es aceptable bajo los términos y condiciones

descritas anteriormente en materia de seguridad industrial.

GLOSARIO DE TÉRMINOS

186

GLOSARIO DE TÉRMINOS.

ACCIDENTE .- Evento no deseado e inesperado que altera la actividad productiva de

una instalación, con daño físico a las plantas, equipos o instalaciones, al personal o a

terceros, en sus bienes o al ambiente.

CALDERA; GENERADOR DE VAPOR.- Es un aparato que se utiliza para generar

vapor de agua o para calentar un fluido en estado líquido, mediante la aplicación de

calor producido por la combustión de materiales, reacciones químicas, energía solar o

eléctrica, utilizando el vapor de agua o los líquidos calentados fuera del aparato.

CENTRO DE TRABAJO.- Todo aquel lugar, cualquiera que sea su denominación, en el

que se realicen actividades de producción, de comercialización o de prestación de

servicios, o en el que laboren personas que estén sujetas a una relación de trabajo.

Este concepto es equivalente a: Refinería, Terminal de Almacenamiento y Reparto,

Terminal Marítima, Residencia de Operación Portuaria, Sector de Ductos y

Embarcaciones.

CERTIFICADO DE FABRICACIÓN.- Es el documento emitido por el fabricante del

equipo, en el que se establece, bajo protesta de decir verdad, que los materiales, el

diseño, la fabricación, las pruebas y la inspección del equipo, fueron efectuados de

acuerdo a lo establecido en el código o norma empleada para su fabricación.

DISPOSITIVO DE SEGURIDAD.- Es cualquier válvula de seguridad, válvula de alivio de

presión, disco de ruptura o cualquier otro elemento diseñado para desahogar una

presión, que exceda el valor de calibración o de desfogue establecido para la operación

segura del equipo.

EXPEDIENTE DE INTEGRIDAD MECÁNICA.- Documentos o registros ordenados que

proporcionan evidencias de la integridad mecánica de los sistemas, equipos y

componentes.

INSTALACIÓN.- Es el conjunto de estructuras, equipos de proceso, tuberías, circuitos

eléctricos, accesorios, instrumentos, autotanques, carrotanques, hardware y software,


187

entre otros, dispuestos en los centros de trabajo para el procesamiento,

almacenamiento, servicio principal (fuerza), carga/descarga, tratamiento, servicio

transporte o distribución de productos; así como, las bodegas, almacenes, talleres,

laboratorios, clínicas y edificios administrativos, entre otros, en los que se desarrollan

actividades administrativas, de servicio y apoyo.

INTEGRIDAD MECÁNICA.- Estado estructural y operativo de un sistema, equipo o

componente.

MÉTODO ALTERNATIVO.- Es la iniciativa presentada por el patrón, en sustitución de

las opciones de demostración de la seguridad del equipo, indicadas en la presente

Norma.

PELIGRO.- Es toda condición física o química que tiene el potencial de causar daño al

personal, a las instalaciones o al ambiente.

PRESIÓN MÁXIMA DE TRABAJO PERMITIDA.- Es la más alta presión que, según su

diseño o con los espesores actuales, puede resistir un equipo sin deformarse

permanentemente, ni presentar fugas.

RIESGO.- Combinación de la probabilidad de que ocurra un accidente y sus

consecuencias.

RIESGO INMINENTE.- Es la condición de funcionamiento de un equipo, fuera de sus

parámetros normales de operación, que pone en peligro su integridad física, la de los

trabajadores y/o las instalaciones del centro de trabajo.

SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE LA SEGURIDAD DE PEMEX.- Herramienta

administrativa enfocada al diagnostico, evaluación, implantación y mejora continua del

desempeño en los campos de la seguridad, protección ambiental y salud ocupacional

de los centros de trabajo. Los criterios generales del sistema están documentados en

los Manuales del sistema.


188

TRANSITORIOS RELEVANTES.- Son aquellas condiciones ocurridas fuera de los

parámetros normales de operación segura de un equipo.

UNIDAD DE VERIFICACIÓN (UV).- Es la persona física o moral acreditada y aprobada

en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, para verificar el

grado de cumplimiento de la presente Norma.

BIBLIOGRAFÍA

189

BIBLIOGRAFÍA.

1. Norma Oficial Mexicana NOM-020-STPS-2002, Recipientes Sujetos a Presión y

Calderas-Funcionamiento-Condiciones de Seguridad, México 2002, pp. 1, 3, 5.

2. Alberto Aguilar Salinas, Procedimientos Alternativos Autorizados por la Secretaria del

Trabajo y Previsión Social para la NOM-020-STPS-2002, Recipientes Sujetos a Presión

y Calderas-Funcionamiento-Condiciones de Seguridad, México 2003, pp. 2, 4.

3. Guidelines For Hazard Evaluation Procedures 2nd ed., With Worked Examples. Center

For Chemical Process Safety of the American Institute of Chemical Engineers, USA April

1995, p. 11, 51, 64.

4. Dennis P. Nolan, P.E., Aplication of Hazop and What-If Safety Reviews to the Petroleum,

Petrochemical and Chemical Industries, Noyes Publication, USA 1994, pp. 1,5.

5. José Apolos Vásquez Hernández, Manual de Operación de la Planta de

Desintegración Catalítica FCC, Petróleos Mexicanos Refinería “Ing. Antonio Dovali

Jaime”, México 1985, pp. 3, 9, 10.

6. Santiago J. Perry Osorio, Reporte de Inspección, Refinería “Ing. Antonio Dovali

Jaime”, México Abril 2007.

7. Jaime Mario Willars Andrade, DG-GPASI-IT-00204 “Procedimiento Para el

Registro, Análisis y Programación de la Medición Preventiva de Espesores Rev. 6”.

Pemex-Refinación, Gerencia de Protección Ambiental y Seguridad Industrial,

México Abril 1998, p. 6.

8. M. Javier Cruz Gómez, Análisis de Riesgos de Proceso Unidad de Destilación

Atmosférica No.1, Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime” Salina Cruz, Oaxaca, proyecto

FQ-326-2004 G1, México Agosto 2004, pp. 91,92.

9. Estudios de Riesgo y Operabilidad (HAZOP Analysis), Curso Taller de ESIQIE.

10. Guillermo Camacho Uriarte, Lineamientos para el Análisis y Evaluación de Riesgos en

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, COMERI 144, México Marzo 2006, pp.

9,10.

I

AGRADECIMIENTO

Primeramente gracias a Dios nuestro señor por haberme permitido finalizar este

proyecto de tesis.

Al Ing. José Francisco García Osuna por dirigir la realización de esta tesis, así

mismo por las asesorías y apoyo en la terminación de está, y por su gran experiencia

laboral.

Al Ing. Jorge Valdiviezo Felipe Jefe de Operación de la Planta Catalítica 1 de la

Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime” por el apoyo y asesoría en la recopilación de

información para la realización de esta tesis.

Al Ing. Ángel Roberto García Alamilla por su apoyo y asesorías en la

realización de este trabajo de tesis, y por sus observaciones y recomendaciones para el

mejoramiento del mismo, y por la amistad que me ha brindado.

A mis revisores por su tiempo y dedicación para la revisión detallada de este

trabajo.

A mis primos (Jorge Antonio, Laura Elena, Areli, Anabel, Karina y Fabiola) y

amigos por su cariño y amistad que me han brindado hasta el día de hoy. Gracias por

todo.

II

DEDICATORIA

Este presente trabajo de tesis se la dedico especialmente a mi padre por su

cariño y amor que me dio durante su estancia, por su apoyo y consejos de padre que

me brindó para llegar a lo que soy ahora. Lamentablemente no pudo acompañarme en

la finalización de este proyecto, pero siempre lo llevo en mi corazón.

† Rolando Pacheco Barenca (Q.E.P.D) †

A mi madre Agapita Ramos Cortes a la que quiero y amo mucho, por su amor

incondicional y cariño que me ha brindado hasta el momento y la vida que me dio. Sus

sabios consejos y apoyo para llegar a lo que soy ahora.

A mis hermanos Felipe Neri, Hugo y Martha Gabriela Pacheco Ramos por el

amor y cariño incondicional que les tengo y me tienen, así como en el apoyo y por sus

consejos que me han dado.

A una persona a la que quiero y amo, que me ha brindado su apoyo, cariño y

amor incondicional, así como mi amiga comprensible que ha sido en estos días. Erika.

III

ÍNDICE

Pág.

Índice de tablas VI

Índice de figuras VII

Nomenclatura VIII

Resumen XI

Introducción 1

Justificación 3

Antecedentes 4

Objetivo general 8

Objetivos específicos 8

CAPÍTULO I: GENERALIDADES.

1.1 Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime. 9

1.2 Descripción de la Planta Catalítica 1. 11

1.3 Descripción operativa del equipo 13-F. 12

CAPÍTULO II: MÉTODO ALTERNATIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NOM-

020-STPS-2002 DE LOS RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN (RSP) QUE OPERAN EN PEMEX.

2.1 Resumen de las condiciones físicas que deben cumplir todos los RSP,

requieran o no de autorización de funcionamiento específicamente para el equipo 13-F. 87

2.2 Resumen de la documentación especifica de cada RSP que requiere autorización de funcionamiento (expediente de Integridad Mecánica para

el equipo 13-F). 97

IV

CAPÍTULO III: ANÁLISIS DE RIESGO POR LA METODOLOGÍA HAZOP.

3.1 Palabras guía primarias (parámetros del proceso) 132

3.2 Palabras guía secundarias (desviaciones de la intención de diseño del proceso) 132

3.3 Definiciones. 133

3.4 Procedimiento para la realización de estudios de riesgo y operabilidad

Hazop. 134

3.4.1 Definición de objetivos. 134

3.4.2 Alcance del estudio. 135

3.4.3 Equipo de trabajo. 135

3.4.4 Prerrequisitos de planeación y documentación. 135

3.4.5 Desarrollo del análisis. 136

3.4.6 Requisitos del reporte final. 137

3.5 Evaluación de riesgos. 137

3.5.1 Estimación de la frecuencia. 137

3.6 Caracterización y jerarquización de riesgos. 140

3.6.1 Matriz de riesgos. 140

3.7 Realización del análisis de riesgo en el equipo 13-F. 141

CAPITULO IV: RESULTADOS Y ANÁLISIS.

4.1 Análisis del cálculo de la presión máxima de trabajo permitida (PMTP). 175

4.2 Análisis del cálculo del espesor mínimo requerido en el equipo. 176

4.3 Análisis del cálculo del índice de degradación y de la vida remanente

del equipo. 178

4.4 Análisis de los resultados HAZOP. 179

V

Conclusiones 183

Recomendaciones 184

Glosario de términos 186

Bibliografía 189

VI

ÍNDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 1.1 Productos Terminados en la Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime

en MBD. 10

Tabla 3.1. Definición de las palabras guías y ejemplos de desviaciones. 133

Tabla 3.2. Tabla de niveles de frecuencia con que ocurrirán los eventos identificados. 138

Tabla 3.3 Tabla de consecuencias para tipo de evento y categoría. 139

Tabla 3.4 Matriz de riesgos para la caracterización y jerarquización de riesgos. 140

Tabla 4.1 Relación de presiones del equipo 13-F. 175

Tabla 4.2 Relación de espesores del equipo 13-F. 176

Tabla 4.3 Relación de la Dmax,VUE, FPME y FRP del equipo 13-F. 178

VII

ÍNDICE DE FIGURAS.

Pág.

Fig. 1.1. Diagrama de flujo de proceso de la sección de recuperación de

vapores de la planta catalítica 1. 13

Fig. 2.1 TAG del equipo 13-F. 90

Fig. 2.2 Placa del equipo 13-F soldado en el equipo. 90

Fig. 2.3 Equipo 13-F donde se muestra sus principales arreglos. 90

Fig. 2.4 Válvula de seguridad RV-13F montada en el equipo. 90

Fig. 2.5 Indicador de presión PI-1096 montado en el equipo. 91

Fig. 2.6 Conexión de cable a tierra. 91

Fig. 2.7 Protección anticorrosiva del equipo 13-F. 91

Fig. 2.8 Sistema de soportado del equipo 13-F. 91

Fig. 2.9 Pasillos, barandales, rejillas y escaleras del equipo 13-F. 92

Fig. 2.10 Espárragos de brida del equipo 13-F. 92

Fig. 2.11 Tornillería, soportes y anclajes del equipo 13-F. 92

Fig. 2.12 Base de concreto del equipo 13-F. 92

Fig. 4.1 Gráfica cuando ocurre un evento de aumento de presión en el

equipo 13-F. 175

Fig. 4.2 Gráfica donde se visualiza los espesores del equipo 13-F. 176

Fig. 4.3 Comparación del índice de degradación calculado y del índice de degradacion permisible. 178

VIII

NOMENCLATURA.

ACL Aceite Cíclico Ligero.

ASME American Society of Mechanical Engeeniers.

ASNT American Society for Nondestructive Testing.

BPD Barriles por Día.

d Velocidad de desgaste del punto.

d1, d2, d3,…, dn Velocidades de desgaste correspondientes a cada punto de la

línea o equipo considerado.

D Promedio aritmético de las velocidades de desgaste.

DEA Dietanol Amina.

DFP Diagrama de Flujo de Proceso.

Dmáx. Desgaste promedio ajustado estadísticamente.

DTI Diagrama de Tuberías e Instrumentación.

ei Espesor obtenido en la fecha fi.

ef Espesor obtenido en la fecha ff.

ek Espesor más bajo encontrado en la última medición.

EMA Espesor Mínimo Actual.

EMA (CAS) Espesor Mínimo Actual lado Casquete.

EMA (ENV) Espesor Mínimo Actual lado Envolvente.

EN Espesor Original del Equipo (de Diseño).

ff Fecha de la medición mas reciente (ef).

fi Fecha de medición anterior (ei).

FIC Controlador Indicador de Flujo.

fk Fecha de última medición.

FPME Fecha Próxima de Medición.

FRP Fecha de Retiro Probable.

GPASI Gerencia de Protección Ambiental y Seguridad Industrial.

IX

HAZOP Hazard and Operability (Riesgos de Operabilidad).

LAL Alarma por Alto Nivel.

LG Indicador de Nivel.

LIC Controlador Indicador de Nivel.

LPG Gas Licuado del Petróleo.

Lr Espesor límite de retiro.

LRC Controlador Registrador de Nivel.

MBD Mil Barriles por Día.

MEROX Proceso para oxidación de mercaptanos.

MTBE Metil Ter-Butil Eter.

n Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el

cálculo.

NOM Norma Oficial Mexicana (NOM-020-STPS-2002).

PD Presión de Diseño.

PAH Alarma por Alta Presión.

PI Indicador de Presión.

PIC Controlador Indicador de Presión.

PMTP Presión Máxima de Trabajo Permitida.

PMTP (CAS) Presión Máxima de Trabajo Permitida lado Casquete.

PMTP (ENV) Presión Máxima de Trabajo Permitida lado Envolvente.

PO Presión de Operación.

PTAN Planta Tratadora de Aguas Negras.

PTAR Planta Tratadora de Aguas Residuales.

PV Válvula Reguladora de Presión.

RSP Recipiente Sujeto a Presión.

RV Válvula de Relevo de Presión.

SCD Sistema de Control Distribuido.

X

STPS Secretaria del Trabajo y Previsión Social.

TAG Identificación de Equipos, Instrumentos.

TAME Ter-Amil Metil Eter.

TD Temperatura de Diseño.

TI Indicador de Temperatura.

TO Temperatura de Operación.

tR Espesor Mínimo Requerido.

tR(CAS) Espesor Mínimo Requerido lado Casquete.

tR(ENV) Espesor Mínimo Requerido lado Envolvente.

UV Unidad de Verificación.

VUE Vida Útil Estimada.

XI

RESUMEN

Debido a la importancia de contar con instalaciones seguras, internacionalmente

se han desarrollado normas que hacen referencia a diferentes condiciones del proceso,

operación, emisiones, etc. En México se han establecido normas específicas para

regular y garantizar que los procesos industriales trabajen adecuadamente.

Una de las Normas aplicadas en las instalaciones de Petróleos Mexicanos a

Nivel Nacional en el contexto de la seguridad, es la norma NOM-020-STPS-2002

(Recipientes Sujetos a Presión y Calderas-Funcionamiento-Condiciones de Seguridad)

cuyo objetivo es establecer los requisitos mínimos de seguridad para el funcionamiento

de los RSP y calderas en los centros de trabajo, para la prevención de riesgos a los

trabajadores y daños en las instalaciones.

Con el objetivo de analizar si las instalaciones cumplen dicha normatividad por

parte de Petróleos Mexicanos y en la falta de información de los equipos, Pemex ha

desarrollado un método alternativo, un mecanismo, para restablecer la parte

documental y de registros de los equipos con base en una metodología técnicamente

válida descrita en normas y códigos de la industria petrolera.

Por otra parte existen herramientas metodológicas para identificar peligros y

riesgos en las instalaciones de procesos, para mayor confiabilidad y seguridad en la

operación de los equipos y la de los trabajadores propiamente, entre estas podemos

mencionar: Análisis de Prevención de Peligro (APP), Análisis de Seguridad en el

Trabajo (AST), Lista de Verificación (Check List), ¿Qué Pasa Si? (What if?), Riesgos de

Operabilidad (HAZOP).

En este contexto, el presente trabajo de tesis se desarrolló en la Refinería “Ing.

Antonio Dovalí Jaime” en la Planta Catalítica 1 específicamente en el RSP Tanque de

Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F aplicando el método alternativo de

PEMEX para el cumplimiento de la NOM-020-STPS-2002 y la metodología HAZOP para

determinar documentalmente su integridad mecánica y el nivel de riesgo cualitativo y

cuantitativo que representa su operación en dichas instalaciones.

1

INTRODUCCIÓN.

Hoy en día, la Seguridad Industrial y la Protección Ambiental son los factores de

mayor prioridad en las empresas petroleras líderes a nivel mundial, cuidando la

integridad de los trabajadores y las instalaciones, comprometiéndose a cumplir

Normatividades en el cuidado al medio ambiente. En este sentido, dentro de la

industria petrolera nacional en Petróleos Mexicanos (Pemex) existe el compromiso para

alcanzar los más altos estándares a nivel mundial en materia de Seguridad Industrial y

Protección Ambiental, sobre todo en sus equipos y procesos críticos que existen dentro

de sus instalaciones, como lo son los Recipientes Sujetos a Presión.

Los RSP son equipos construidos para operar con fluidos a presión diferente a la

atmosférica, proveniente dicha presión de fuentes externas o mediante la aplicación de

calor desde una fuente directa, indirecta o cualquier combinación de éstas [1].

En la industria petrolera, específicamente en una Refinería, el 60% de los

equipos críticos de proceso son RSP divididos en diferentes tipos, teniendo entre los

principales: Torres, Acumuladores, Cambiadores de Calor y Calderas (generadoras de

vapor) que han sido diseñados bajo el Código ASME Sección VIII División 1 en sus

distintas Ediciones [2].

En base a lo anterior, en Julio del año 2002 entra en vigor la Norma Oficial

Mexicana NOM-020-STPS-2002 Recipientes Sujetos a Presión y Calderas-

Funcionamiento-Condiciones de Seguridad cuyo objetivo es establecer los requisitos

mínimos de seguridad para el funcionamiento de los RSP y calderas en los centros de

trabajo, para la prevención de riesgos a los trabajadores y daños en las instalaciones

[1].

Por el cual, el presente trabajo de tesis se desarrolló en la Refinería “Ing. Antonio

Dovalí Jaime” en la Planta Catalítica 1 específicamente en el RSP Tanque de Balance

de Carga de la Depropanizadora 13-F aplicando el método alternativo de PEMEX para

el cumplimiento de la NOM-020-STPS-2002 y la metodología HAZOP para determinar

2

documentalmente su integridad mecánica y el nivel de riesgo cualitativo y cuantitativo

que representa su operación en dichas instalaciones.

3

JUSTIFICACIÓN.

Periódicamente se hacen inspecciones visuales a los equipos para su

mantenimiento mediante recorridos operacionales, para su mejora y alcanzar óptimos

resultados para su operación eficiente y cumplir con su función. El mantenimiento

involucra todo lo relacionado en la medición preventiva de espesores por medio de

ultrasonido para verificar el estado mecánico del equipo y su instrumentación, esto se

lleva a cabo mediante programas ya establecidos para no interrumpir en la operación

del equipo.

Además de que el RSP Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-

F se encuentra operando, con las revisiones e inspecciones que se le han venido

haciendo y han sido satisfactorias por parte de Pemex, y se requiere de la licencia de

funcionamiento por parte de la STPS en base a los requisitos establecidos en la NOM-

020-STPS-2002, para que continúe operando.

Para determinar el cumplimiento o incumplimiento de los requisitos establecidos

en la NOM-020-STPS-2002 se utilizó la metodología alternativa de PEMEX y la

metodología HAZOP para determinar documentalmente el grado de integridad

mecánica y el nivel de riesgo cualitativo y cuantitativo que representa seguir operando

dicho equipo en estas condiciones.

4

ANTECEDENTES.

De acuerdo con fecha 18 de julio de 1997 fue publicada en el Diario Oficial de la

Federación la Norma Oficial Mexicana NOM-122-STPS-1996, Relativa a las condiciones

de seguridad e higiene para el funcionamiento de RSP y generadores de vapor o

calderas que operen en los centros de trabajo. Con fundamento en el artículo cuarto

transitorio primer párrafo del Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio

Ambiente de Trabajo, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 21 de enero de

1997, ha considerado necesario realizar diversas modificaciones a la referida Norma

Oficial Mexicana, las cuales tienen como finalidad adecuarla a las disposiciones

establecidas en el ordenamiento reglamentario mencionado.

Que con fecha 28 de noviembre de 2000, en cumplimiento a lo previsto en el

artículo 46 fracción I de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, la STPS

presentó ante el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad, Higiene y

Medio Ambiente Laboral, el Proyecto de Modificación de la Norma Oficial Mexicana

NOM-122-STPS-1996, Relativa a las condiciones de seguridad e higiene para el

funcionamiento de RSP y generadores de vapor o calderas que operen en los centros

de trabajo, para quedar como NOM-020-STPS-2001, Recipientes sujetos a presión y

calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad, y que el mismo día el citado

Comité lo consideró correcto y acordó que se publicara como proyecto en el Diario

Oficial de la Federación, que con objeto de cumplir con lo dispuesto en los artículos 69-

E y 69-H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, el anteproyecto

correspondiente fue sometido a la consideración de la Comisión Federal de Mejora

Regulatoria, la que dictaminó favorablemente en relación al mismo.

Que con fecha 4 de mayo de 2001, en cumplimiento del Acuerdo del Comité y de

lo previsto en el artículo 47 fracción I de la Ley Federal sobre Metrología y

Normalización, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Proyecto de

Modificación de la presente Norma Oficial Mexicana, a efecto de que dentro de los

siguientes 60 días naturales a dicha publicación, los interesados presentaran sus

comentarios al Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad, Higiene y

Medio Ambiente Laboral.

5

Dentro del proceso de revisión de las normas oficiales mexicanas en materia de

seguridad, higiene y medio ambiente de trabajo que efectúa la STPS, algunas de las

normas se han unificado para su mejor comprensión por contener elementos afines, por

lo que al reducirse su número, las claves correspondientes a las normas que se

cancelan quedan disponibles para ser asignadas a otras nuevas normas o revisiones de

las ya existentes, por lo que para mantener la continuidad de las claves de las normas

oficiales mexicanas en esta materia, la clave de la presente Norma queda como NOM-020-

STPS-2002, que atendiendo a lo dispuesto por el artículo 22 fracción XVII del

Reglamento Interior de la STPS, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 21 de

diciembre de 2001, el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad,

Higiene y Medio Ambiente Laboral cambió su denominación por la de Comité Consultivo

Nacional de Normalización de Seguridad y Salud en el Trabajo.

Después de haber recibido comentarios de nueve promoventes al presente

Proyecto de Norma Oficial Mexicana, el Comité Consultivo Nacional de Normalización

de Seguridad y Salud en el Trabajo procedió a su estudio y resolvió sobre los mismos,

publicando esta dependencia las respuestas respectivas en el Diario Oficial de la

Federación el 7 de junio de 2002, en cumplimiento a lo previsto por el artículo 47

fracción III de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

Que en atención a las anteriores consideraciones y toda vez que el Comité

Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad y Salud en el Trabajo, después de

revisarla e incluir las adecuaciones procedentes, otorgó la aprobación respectiva en su

cuarta sesión ordinaria, celebrada el 30 de abril de 2002, se expide la siguiente:

NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-020-STPS-2002, RECIPIENTES SUJETOS A

PRESION Y CALDERAS-FUNCIONAMIENTO-CONDICIONES DE SEGURIDAD.

Con el objeto de cumplir con los requisitos establecidos en dicha norma,

Petróleos Mexicanos solicita la autorización a la STPS, el cumplimiento de ésta, a

través de un método alternativo –para dar cumplimiento de lo dispuesto en el punto tres

de la tabla 1 a la falta de información de los certificados de cumplimiento con norma o

código de fabricación y los certificados de pruebas hidrostáticas de fabrica, a fin de

demostrar la seguridad de los equipos mediante expediente de integridad mecánica –un

6

mecanismo para restablecer la parte documental y de registros de los equipos con base

en una metodología técnicamente válida descrita en normas y códigos de la industria

petrolera [2].

En Septiembre del 2003 la STPS autoriza a PEMEX el mecanismo para

restablecer la parte documental y de registros (Método Alternativo).

Un riesgo es una característica física o química inherente que tiene el potencial

de causar daño. Un estudio de evaluación de riesgo es realizado para identificar y

analizar las situaciones peligrosas asociados en un proceso o en una actividad.

Específicamente, la evaluación de riesgo son usados principalmente en el diseño y

operación de equipos que podría pasar en un accidente químico, fuego o explosiones.

Estos estudios proveen a la organización con información para ayudar y mejorar la

seguridad y el manejo del riesgo de sus operaciones.

Además complementan la salud ocupacional y seguridad en las actividades,

como protección contra fallas, uso del equipo de protección personal, monitoreo a

personal por exposición a sustancias químicas, etc. Muchas técnicas de evaluación de

riesgo son realizadas para fomentar el desempeño de la empresa, por ejemplo

operabilidad, económico y ambiental. Aunque los estudios de evaluación de riesgos

típicamente son métodos cualitativos para analizar fallas potenciales en equipos y

errores humanos que pueden provocar accidentes, también proporcionan en el sistema

de administración un programa de seguridad del proceso en una organización [3].

Formalmente los estudios de evaluación de riesgo se han venido desarrollando

en las industrias de procesos químicos por más de 30 años. A través de los años los

estudios de evaluación de riesgo han sido llamados por diferentes nombres, sin

embargo el término específico usado no es importante si los profesionales de

seguridad, gerentes de compañías, oficiales reguladores y el público, se entiende

cuando estos términos son mencionados [4].

Una de las técnicas de evaluación de riesgo es HAZOP la cual es una excelente

elección para el desarrollo detallado de análisis de riesgos durante la fase de diseño del

7

proceso y operación. Esta técnica es usada para identificar situaciones peligrosas, las

cuales pueden ser complementadas con más técnicas de análisis sofisticadas.

La técnica HAZOP fue desarrollada para identificar y evaluar riesgos en una

planta de proceso y para identificar problemas de operabilidad aunque no peligrosas

con el que puede disminuirse con la habilidad de la planta del diseño de la

productividad. Aunque originalmente fue desarrollada para anticipar riesgos y

problemas de operabilidad con tecnología con el cual las organizaciones tienen poca

experiencia, se ha encontrado que son muy efectivas para su uso en operaciones

existentes. El uso de HAZOP requiere una detallada fuente de información concreta en

el diseño y operación del proceso. A menudo es utilizado para el análisis del proceso

durante o antes de la etapa de diseño. En muchas situaciones la técnica HAZOP es

practicada en la industria química [3].

HAZOP es un método común usado en la industria petrolera, petroquímica e

industrias químicas para conducir un análisis de riesgo de proceso. El 80% de los

análisis de riesgo de proceso en compañías consiste en HAZOP y el 20% con otras

técnicas. Un equipo experimentado usa el análisis para generar posibles desviaciones

del diseño, construcción, modificación y operación que definen posibles consecuencias.

Estas consecuencias pueden ser prevenidas o mitigadas por la aplicación de

salvaguardas apropiadas [4].

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OBJETIVO GENERAL.

Aplicar el método alternativo de Pemex para el cumplimiento de la NOM-020-STPS-

2002 y la metodología HAZOP para determinar documentalmente el grado de

integridad mecánica y el nivel de riesgo cualitativo y cuantitativo que representa la

operación del Tanque de Balance de Carga de la Depropanizadora 13-F en las

instalaciones de la Planta Catalítica 1 de la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime”.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

Recopilación de Información en las Instalaciones de la planta, específicamente del

equipo 13-F requeridas para su documentación.

Inspección visual en campo del equipo y de la instrumentación de medición de

control con el que cuenta.

Realización de cálculos para el equipo de presión máxima de trabajo permitida,

espesores mínimos requeridos, velocidad de desgaste, vida útil estimada, fecha de

próxima medición y fecha de retiro probable.

Realización del análisis de riesgos por la metodología HAZOP al equipo 13-F,

identificación de peligros y evaluación del nivel de riesgo.


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CAPÍTULO I: GENERALIDADES.

1.1 REFINERÍA ING. ANTONIO DOVALÍ JAIME.

Con el objetivo de elaborar los productos petrolíferos que cubran parte de la

demanda nacional, basándose en las necesidades de consumo, además de realizar la

exportación de crudo y destilados por las costas mexicanas del litoral del Pacífico,

Petróleos Mexicanos proyectó la construcción de la Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime,

la cual inició sus operaciones en el mes de abril de 1979, y desde entonces ha sido un

centro de refinación en constante crecimiento como lo marca la cronología de sus

operaciones.

La Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime ocupa una superficie total de 767

hectáreas localizada a cinco kilómetros al noreste de la ciudad y puerto de Salina Cruz,

Oaxaca. El municipio de Salina Cruz se ubica sobre la costa del Océano Pacífico, en

una latitud norte 16°09´30" y longitud oeste 95°01´30", y está catalogado como puerto

de altura y de gran cabotaje.

A partir de la puesta en operación de la Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime, se

ha registrado un constante crecimiento que la ubica como la más grande del sistema

petrolero de refinación en el contexto nacional, con una capacidad de procesamiento de

310 MBD de crudo.

El petróleo crudo que se extrae de los yacimientos localizados en los estados de

Tabasco, Chiapas y la Sonda de Campeche, se concentra en la estación de recolección

y bombeo, ubicada en Nuevo Teapa, Veracruz. Parte de este crudo se envía a través

de dos oleoductos de 30 y 48 pulgadas de diámetro con capacidad máxima de bombeo

de 450 y 750 MBD respectivamente, hasta la Refinería. El crudo, sea para su

procesamiento o para exportación, se almacena en tanques de 100, 200 y 500 mil

barriles, cuyas características de diseño y seguridad garantizan el adecuado

abastecimiento. Para el manejo de los hidrocarburos y productos, la Refinería cuenta

con una capacidad de 14 millones de barriles en 125 tanques, de los cuales 20

almacenan materias primas, tales como crudo Istmo, Maya y sus mezclas y Metanol; 39


10

para productos Intermedios como Gasolina Primaria, Querosina Primaria, Turbosina

Primaria, Diesel Primario, Aceite Cíclico Ligero, Gasóleos, Residuos Catalíticos, Aceite

Recuperado y 66 para productos finales: Butano-Butileno, Propileno, Gas LPG,

Gasolina Pemex Magna, Pemex Premium, Turbosina, Diesel Desulfurado, Pemex

Diesel, Combustóleo, TAME y MTBE.

La distribución de los productos refinados se efectúa a través de la Terminal de

Ventas Terrestre localizada en Salina Cruz, Oax., la cual abastece la zona de influencia

que conforman las agencias de ventas del estado de Oaxaca; las de Tuxtla Gutiérrez,

Arriaga y Tapachula, en el estado de Chiapas; así como a los estados de Veracruz,

Tabasco, Yucatán y México. Así mismo, resulta de mucha importancia la Terminal

Marítima de Pemex Refinación enclavada en la costa, aproximadamente a 10 Km de la

Refinería. Por esta Terminal y a través de buques-tanque se exporta el petróleo crudo y

se transporta combustible a los estados mexicanos localizados en el Litoral del Pacífico.

La Refinería cuenta con la siguiente infraestructura:

26 Plantas de Proceso.

6 Calderas.

4 Turbogeneradores.

9 Torres de Enfriamiento.

PTAR.

Ósmosis Inversa.

PTAN.

En la siguiente tabla 1.1 se muestra la producción en MBD, con capacidad de

procesamiento de 310 MBD.

Tabla 1.1 Productos Terminados en la Refinería Ing. Antonio Dovalí Jaime en MBD.

Producto Turbosina Gas

Licuado Gasolinas Diesel Combustóleo Asfalto Azufre

MBD 15 7 108 67 103 10 127

T/D


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1.2 DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA CATALÍTICA 1.

La Planta de Desintegración Catalítica 1 tipo elevador se ha diseñado para una

carga de 40000 BPD de Gasóleo virgen y produce: Gas Residual Desulfurado para Gas

Combustible, Gas Ácido para recuperación de Azufre, Propano-Propileno LPG, Butano-

Butileno LPG, Gasolina Debutanizada, Aceite Cíclico Ligero y Aceite Decantado.

Esta Planta cuenta con un sistema convertidor catalítico, fraccionadora, una

sección de recuperación de vapores, una sección de tratamiento con Amina (DEA) para

eliminar Acido Sulfhídrico de las corrientes de Gas seco y Propano-Butano.

Por otra parte Universal Oil Products (U.O.P.) ha diseñado la unidad de

extracción MEROX para eliminar Mercaptanos de la corriente Propano-Butano y la

unidad de endulzamiento MEROX para Gasolina.

Esta planta se ha diseñado con la flexibilidad necesaria para trabajar usando un

catalizador tipo "mallas moleculares", en cualquiera de las dos formas siguientes, muy

diferentes entre sí.

1. Producción máxima de Gasolina con una conversión de 82.5% en volumen y

una recirculación del 5% en volumen formada con lodos de la decantación y Aceite

Cíclico Pesado.

2. Producción máxima de Destilado Medio con una conversión de 63% en

volumen y una recirculación de 30% en volumen de Aceite Cíclico Pesado y 5 % en

volumen de lodos.

Así también, se diseñó la sección de Recuperación de Vapores para procesar el

Gas y la Gasolina producidos en las operaciones citadas más el Gas y la Gasolina

producidos en una Planta Reductora de Viscosidad de una capacidad de 40000 BPD.

Como solamente la Refinería de Tula cuenta con este tipo de Planta, la Planta de Salina

Cruz dispone de capacidad extra en la sección de Recuperación de Vapores [5].


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1.3 DESCRIPCIÓN OPERATIVA DEL EQUIPO 13-F.

El producto Propano-Butano LPG del domo de la Debutanizadora 5-E con

las bombas 15-J/JA a control de presión con PIC-17 pasa a través de la sección

de Tratamiento con Amina para eliminar el Acido Sulfhídrico y luego pasa a la

sección de Tratamiento MEROX para eliminar los Mercaptanos. De la sección

MEROX, la corriente de Propano-Butano LPG a control de presión con PIC-18 va

al Tanque de Balance 13-F que se mantiene a una presión constante de 11.3

kg/cm2 en PIC-19 que es 2 kg/cm2 mayor que la presión a la cual hierve la mezcla

a la temperatura que se tiene, esta condición es necesaria para evitar la vaporización.

El control de la presión en el 13-F se consigue mediante un sistema de rango

dividido (PIC-19) que mete vapores calientes del domo de la Torre

Depropanizadora 6-E con la válvula PV-19A o ventea la presión sobrante al

Acumulador de Entrepasos 15-F con la válvula PV-19B.

La corriente Butano-Propano del Tanque de balance 13-F se bombea con

las 16-J/JA controlando el nivel de éste con FIC-69 en cascada con LIC-26 a

precalentamiento con la Gasolina Debutanizada en el Intercambiador de Fondos

de la Debutanizadora y Alimentación de la Depropanizadora 16-C y se alimenta a

la Torre Depropanizadora 6-E arriba del plato 17 [5].

En la siguiente Fig.1.1, Diagrama de Flujo de Proceso (DFP) se muestra el

equipo 13-F con sus condiciones de operación.

Documents

Tesis Nom 020 Stps 2001