capÍtulo i datos generales del …sinat.semarnat.gob.mx/dgiradocs/documentos/mex/e... · según el...

ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL MODALIDAD DUCTOS TERRESTRES

NIVEL 0

“PROYECTO BICENTENARIO”

Capítulo I, Página 1 de 4

CAPÍTULO I

DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL

RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGOS


NIVEL 0



Índice

I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA

ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL. .................................................. 3

1.1 Promovente. ......................................................................................................................... 3

I.1.1 Nombre o Razón Social. ....................................................................................................... 3

I.1.2 Registro Federal de Contribuyentes. .................................................................................... 3

I.1.3 Nombre y cargo del representante legal. .............................................................................. 3

I.1.4 Registro Federal de Contribuyentes y Cédula Única de Registro de Población del

Representante Legal. ....................................................................................................................... 3

I.1.5 Dirección del promovente o de su representante legal para recibir u oír notificaciones. ...... 3

I.1.6 Actividad productiva principal: .............................................................................................. 4

I.2 Responsable de la elaboración del Estudio de Riesgos. .............................................................. 4

I.2.1 Nombre o Razón Social. ....................................................................................................... 4

I.2.2 Registro Federal de Contribuyentes. .................................................................................... 4

I.2.3 Nombre del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo. ..................................... 4

I.2.4 Dirección del responsable de la elaboración del Estudio de Riesgo Ambiental. .................. 4


NIVEL 0



I. DATOS GENERALES DEL PROMOVENTE Y DEL RESPONSABLE DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL.

1.1 Promovente.

I.1.1 Nombre o Razón Social. Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.


NIVEL 0



I.2 Responsable de la elaboración del Estudio de Riesgos.

I.2.1 Nombre o Razón Social. BRYCSA (Bienes Raíces y Construcción, S.A. de C.V.)


NIVEL 0


Capítulo II, Página 1 de 33

CAPÍTULO II

DESCRIPCIÓN GENERAL DEL DUCTO


NIVEL 0



Índice II. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL DUCTO ........................................................................ 4

II.1. Nombre del Proyecto. ............................................................................................................... 4

II.1.1 Descripción de la instalación. ................................................................................................. 4

II.2. Criterios de diseño del gasoducto ............................................................................................ 7

II.2.1 Planteamientos Iniciales de Diseño. ................................................................................. 7

II.2.2 Clasificación del ducto y características operativas. ....................................................... 13

II.2.4 Características de la válvula de bloqueo, trampas diablo, etc. ....................................... 15

II.2.5 Tipo de instalaciones, origen y destino. .......................................................................... 16

II.2.6 Longitud total del ducto (en Kilómetros). ......................................................................... 16

II.2.7 Ancho del derecho de vía. ............................................................................................... 16

II.2.8 Perfil topográfico de diseño. ............................................................................................ 17

II.2.9 Profundidad de la zanja. .................................................................................................. 17

II.2.10 Excavación de Zanja y Profundidad de Cobertura. ..................................................... 18

II.2.11 Cruzamientos de ríos y otros cuerpos de agua, así como de caminos u otras

instalaciones. .............................................................................................................................. 21

II.2.13 Cruce con estados y municipios. ................................................................................. 23

II.2.14 Descripción de las obras y actividades provisionales asociadas................................. 24

II.2.15 ¿El ducto se encuentra en operación? ........................................................................ 25

II.2.16 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización. ............ 25

II.2.17 Vida útil del ducto y sus instalaciones. ........................................................................ 25

II.2.18 Criterios de Ubicación, alternativas de trazo. .............................................................. 25

II.2.19 Ubicación del ducto. .................................................................................................... 25

Descripción detallada de la ubicación del trazo del ducto. ................................................................ 27

II.3. Superficie total requerida. ....................................................................................................... 32

II.4. Incluir un plano topográfico actualizado, a escala mínima de 1:50,000. ................................ 33


NIVEL 0



Índice de tablas

Tabla 1. Escenario presente y futuro previsto para el gasoducto “PROYECTO BICENTENARIO” ___ 6 Tabla 2. Características Operativas del Gasoducto _______________________________________ 6 Tabla 3. Localización de los cuatro diferentes tipos de clasificación de tuberías. _______________ 10 Tabla 4. Factor “F” de acuerdo a la Clase de localización del gasoducto. _____________________ 10 Tabla 5. Cálculo del factor de reducción por temperatura “T”. ______________________________ 11 Tabla 6. Datos necesarios para la ecuación de Barlow. ___________________________________ 12 Tabla 7. Espesor calculado mediante Barlow y el comercial _______________________________ 12 Tabla 8. Datos necesarios para el cálculo de la MAOP del ducto, mediante __________________ 12 Tabla 9. Presiones Máximas de Operación (MAOP) para distintos espesores. _________________ 12 Tabla 10. Características particulares de la tubería. _____________________________________ 13 Tabla 11 Propiedades fisicoquímicas del gas natural. ____________________________________ 14 Tabla 12. Propiedades fisicoquímicas del gas natural. ____________________________________ 15 Tabla 13. Tipo de instalaciones de origen y destino en el sistema de transporte de 10” __________ 16 Tabla 14. Profundidad de la zanja o cubierta mínima. ____________________________________ 17 Tabla 15. Cruzamientos en la trayectoria del gasoducto de 10” de diámetro ___________________ 21 Tabla 16. Datos del Ducto que transporta gas natural. ___________________________________ 23 Tabla 17. Longitud de Cruzamientos por los Municipios durante la trayectoria del gasoducto. _____ 23 Tabla 18. Obras, actividades provisionales y asociadas. __________________________________ 24 Tabla 19. Coordenadas, Rumbos y Deflexiones en la trayectoria del ducto. ___________________ 30 Tabla 20. Total de superficie requerida por el proyecto TGT _______________________________ 32 Tabla 21. Total de superficie de construcción del gasoducto. ______________________________ 33 Tabla 22. Cartas Topográficas del INEGI escala 1:50,000 _________________________________ 33


NIVEL 0



II. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL DUCTO II.1. Nombre del Proyecto. “PROYECTO BICENTENARIO” Objetivos:

Instalar un gasoducto que transporte combustible desde San Pablo Autopan, Estado de México hasta Lerma, Estado de México conectándolo con el gasoducto denominado “Palmillas-Toluca”. Suministrar de combustible al sector productivo y residencia de la región. Contribuir a hacer frente a la demanda creciente de combustibles, derivada de la actividad y del crecimiento poblacional de la región.

II.1.1 Descripción de la instalación. El proyecto consiste en la instalación de un segmento de tubería: de 10”, para transportar gas natural (CH4g). Esta extensión inicia cerca del municipio de Palmillas, Estado de México, en el punto 0 + 000 km, el gasoducto recorrerá una distancia de 32 + 094 km hasta el municipio de Lerma, estado de México. El gasoducto "PROYECTO BICENTENARIO”, se instalará dentro de un derecho de vía de 13 metros, a lo largo de los 32 + 094 km de longitud total de ambos tramos del proyecto. Cabe mencionar que se utilizarán los sistemas de seguridad más avanzados y se seguirá la normatividad vigente para la construcción e instalación del proyecto. Para el desarrollo del presente proyecto se tomaron en cuenta las proyecciones realizadas por la Secretaría de Energía (SENER), en lo referente a la demanda potencial de gas natural en el norte de la república.


NIVEL 0



Figura 1. Plano de descripción general del proyecto.

No. de corriente

GAS NATURAL

PRESION (psi) Kg/cm2 (433.9) 30.51

TEMPERATURA (ºC) 25

FLUJO VOL. @ P.T. (MMm3/d) 0.7995585

FLUJO VOL. @ STD. (MMm3/d) 0.647

CONCLUSION:El sistema de transporte con un ducto de 10" tiene la capacidad de recibir y entregar 22.86 MMPCD en el origen y en el punto final.

0.72673926

0.474

INTERCONEXIÓN

25

(350) 24.61

PUNTO DE INTERCONEXION KM. 121+490 DEL GASODUCTO DE 16" Ø TGT

(SAN PABLO AUTOPAN, EDO. DE MEX.)1

PRESION DE ENTREGA350.0 Psig

24.61 kg/cm22,413.16 kPa

TRAMPA DE RECIBO DE DIABLOS; 0.474 MMm3/día(16.76 MMPCD)

LERMA, EDO. DE MEX.KM. 49+692

E S P E C I F I C A C I O N E S :

EXTENSION DEL GASODUCTO DE 16" PALMILLAS - TOLUCA.TRAMO: SAN PABLO AUTOPAN - SANTIAGO TIANGUISTENGO.UBICACIÓN: ESTADO DE MEXICO.LONGITUD TOTAL: 49.692 Km.DIAMETRO NOMINAL DE LA EXTENSION DEL GASODUCTO : 10" (254 mm).CLASE DE LOCALIZACION: TIPOS 1, 2 Y 3 (SE CONSIDERA 100% TIPO 3).PRESION DE DISEÑO: 1,014.97 Psig (71.36 KG/CM2) (6,997.97 KPa)MAOP DEL SISTEMA: 782 Psig (54.98 kG/CM2) (5,391.7 kPa)PRESION DE PRUEBA EN CLASE 3: 1,173 Psig (82.47 KG/CM2)ESPESOR DE PARED EN CLASE 3: 0.188" (4.77 mm)MATERIAL: ACERO AL CARBONO API-5L X65

#600 CLASE ANSI INTERCONEXION:

KM. 32 + 094

Extensión del gasoducto de 16 pulg. "Palmillas - Toluca".Tramo: San Pablo Autopan - Santiago Tianguistengo, en 10" de diámetro.

Pagina 1 de 1

PRESION DE SALIDAINTERCONEXIÓN.

433.9 Psig30.51 kg/cm22,991.63 KPa

TRAMPA DE ENVIO DE DIABLOS0.647 MMm3/día(22.86 MMPCD)

SAN PABLO AUTOPAN, EDO. DE MEX.KM. 0+000

EXTENSION DEL GASODUCTO EN 10" Ø

TOLUCA

SODUCTO

DE

16"

DE

Ø

TGT

KM. 16 + 306

Válvula de Seccionamiento


NIVEL 0



El diseño básico del proyecto consiste en el sistema de tubería de 10”de diámetro, con una presión máxima de Operación (MAOP) de 5,391.7 kPa [=] 782 psig. El sistema de transporte se diseñó de acuerdo a los parámetros provenientes del escenario siguiente (ver Tabla 1).

Tabla 1. Escenario presente y futuro previsto para el gasoducto “PROYECTO BICENTENARIO”

Tramo 1

Flujo máximo requerido 0.647 MMm3/día [=] 22.86 MMPCD

Presión de Operación 30.51 kPa [=] 433.9 psig

Presión de Diseño 6,997.97 kPa [=] 1,014.97 psig

La interconexión con el sistema de 16” Palmillas-Toluca para la entrada del gas a la extensión de 10” San Pablo Autopan – Lerma, se localizará en el Km. 121+490 del sistema propiedad de Tejas Gas de Toluca, S. de R.L. de C.V. en el área ubicada dentro de las coordenadas geográficas, latitud norte: 19° 22’ 46.34” y longitud oeste; 99° 41’ 10.75”. El tamaño del registro será diseñado de forma tal que permita afectar lo menos posible la parcela donde se localizará dicha interconexión. La ruta ha sido clasificada como áreas de Clase 1 (35%), Clase 2 (2%) y Clase 3 (63%); sin embargo se ha considerado tomar el 100% de la ruta, como Clase 3 por razones de seguridad y considerando el crecimiento urbano, por lo cual se instalarán dos sitios de válvulas de seccionamiento con un distanciamiento entre ellas de aproximadamente 16 km, se denominan MLV-100 y MLV-110 localizadas en los kilometrajes 16+306 y 32+094 respectivamente. La totalidad del ducto y sus instalaciones serán diseñadas para permitir el paso de diablos de limpieza e instrumentados, por lo que en los puntos de recepción y entrega se instalarán trampas de envío y recibo de diablos. En la Tabla 2 se muestran las condiciones de operación (presión y flujo) de las instalaciones superficiales a lo largo del gasoducto.

Tabla 2. Características Operativas del Gasoducto

Presión (psi)

Flujo (MMPCD)

km. Observaciones

Inicio de gasoducto: Interconexión – Trampa de envío de diablos (San Pablo Autopan, Estado de México).

433.9 22.86 0 + 000

Las instalaciones (Trampa de envío de diablos) son consideradas como el punto 0+000. Interconexión con gasoducto de Palmillas, “Palmillas, Estado de México”.

Final Gasoducto: Trampa de recibo de diablos y válvula de bloqueo (Lerma, Estado de México).

350 16.76 32 + 094 Todas las instalaciones son consideradas como el punto 32 + 094


NIVEL 0



II.2. Criterios de diseño del gasoducto El gasoducto está diseñado conforme a lo señalado en las bases de usuario emitidas por PGPB las cuales están basadas y fundamentadas en la Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999 y al PROY-NOM-007-SECRE-2004 de acuerdo con la versión más reciente de ASME B31.8, norma industrial norteamericana para “Sistemas de Ductos para Transporte y Distribución de Gas.” Para fines de diseño final, se recopilará la información siguiente: carga de operación, condiciones, topografía de la ruta, suelos y datos ambientales. Según el código para gasoducto ASME B31.8, el diseño de espesor de pared de ducto tiene por base la fórmula para esfuerzo tangencial y tres factores de seguridad. Adicionalmente se realizará una verificación al final del diseño tomando en cuenta: expansión térmica, fijación del ducto, vibración, fatiga, cruces del gasoducto y condiciones de carga especiales tales como eventos sísmicos. Se tiene la intención de que los datos del diseño básico constituyan la base para el diseño detallado una vez que queden bien definidos los datos de levantamiento topográfico de la ruta y demás parámetros. Por lo tanto, se efectuarán cálculos de esfuerzo combinado según la cláusula 833 del código ASME B31.8. El diseño del gasoducto también atiende a los aspectos de integridad permanente para todo el gasoducto. Por ejemplo, serán necesarias corridas periódicas de trampas de diablos para inspeccionar la superficie interior de los ductos en cuanto a corrosión, pérdida de metal y posibles mellas. Por consiguiente, el sistema permitirá la instalación de lanzadores y/o receptores de diablos en ubicaciones estratégicas dentro del sistema de transporte. II.2.1 Planteamientos Iniciales de Diseño.

a. Presiones de Operación del Gas.

El gasoducto tendrá una presión de operación de 433.9 psig.

b. Presión de Diseño. El gasoducto tendrá una presión de diseño de 6,997.97 kPa [=] 1,014.97 psig, considerada a lo largo de todo el gasoducto.

c. Requerimientos Mínimos de Presión de Operación en Centrales Eléctricas. La presión mínima de gas a la entrada en el punto de interconexión en el municipio de San Pablo Autopan, se obtuvo del análisis hidráulico del gasoducto y será de 433.9 psi [=] 2,991.63 kPa [=] 50.31 kg/cm².

d. Temperaturas de Diseño Máxima y Mínima. Las temperaturas del gas en el punto de interconexión estarán en un rango de 10 ºC a 40 ºC (50 °F a 104°F). Sin embargo para fines de ingeniería la temperatura de diseño considerada es de 25ºC.


NIVEL 0



e. Clase de Localización del Ducto.

La Clase de localización de un ducto es el área unitaria clasificada de acuerdo con la densidad de población para el diseño y la presión de prueba de los ductos localizados en esa área. Para determinar la clase de localización por donde pasará el ducto, se debe considerar lo siguiente:

i. Localización clase 1. Área unitaria que cuenta con diez o menos construcciones o aquélla en la que la tubería se localiza en la periferia de las ciudades, poblados agrícolas o industriales.

ii. Localización clase 2. Área unitaria que cuenta con más de diez y menos de cuarenta y seis

construcciones.

iii. Localización clase 3. Área unitaria en la que exista alguna de las características siguientes:

Más de cuarenta y seis construcciones destinadas a actividad humana o uso habitacional; Una o más construcciones ocupadas normalmente por veinte o más personas a una distancia

menor de cien metros del eje del ducto; Un área al aire libre bien definida que se encuentra a una distancia menor de cien metros del

eje de la tubería y que dicha área sea ocupada por veinte o más personas durante su uso para la cual fue destinada, por ejemplo, un campo deportivo, un parque de juegos, un teatro al aire libre u otro lugar público de reunión;

Áreas destinadas a fraccionamientos residenciales, conjuntos, unidades y condominios habitacionales o comerciales que se encuentran a una distancia menor de cien metros del eje longitudinal del ducto, aun cuando al momento de construirse únicamente existan edificaciones en la décima parte de los lotes adyacentes al trazo del ducto, y

Un área que registre tránsito intenso o donde se encuentren instalaciones subterráneas como ductos de agua, líneas telefónicas, líneas de comunicación como fibra óptica u otras, líneas eléctricas, líneas de distribución, etc., a una distancia menor de 100 (cien) metros del eje longitudinal donde se pretenda instalar el ducto. Se considera tránsito intenso un camino o carretera pavimentada con un flujo de 200 (doscientos) o más vehículos en una hora pico de aforo.

iv. Localización clase 4. Área unitaria en la que se localizan edificios de cuatro o más niveles

incluyendo la planta baja donde el tránsito sea intenso, o donde existen otras instalaciones subterráneas.

v. Adicionalmente se debe tomar una longitud de 1600 (un mil seiscientos) metros y de 200 (doscientos) metros de ancho en ambos lados de la tubería al determinarse los límites de un área clasificada, excepto cuando existan barreras físicas o factores de otra índole que limiten la expansión futura de las áreas pobladas, en cuyo caso, los márgenes del área clasificada que se deben ampliar quedarán delimitados por dichas barreras, sin exceder la distancia marcada. Las recomendaciones anteriores han sido tomadas en cuenta para el diseño del gasoducto de tal forma que se cumpla con el código ASME B31.8 y la NOM-007-SECRE-1999.


NIVEL 0



f. Factor “F” de Diseño.

El Factor de Diseño de seguridad por densidad de población, “F”, se determina a partir de la tabla de la sección 841.114 del código ASME B31.8 y su valor varía entre 0.8 y 0.4. Este valor varía de acuerdo a la clase de localización del ducto (ver Tabla 4). Sin embargo existen las siguientes excepciones: En la fórmula de diseño del ducto en clase de localización 1, se debe usar un factor de diseño de 0.60 o menor para ductos de acero que:

Crucen sin encamisado un camino público o carretera sin pavimentar; Crucen sin encamisado o invadan en forma paralela el derecho de vía de carreteras,

autopistas, calles o vías de ferrocarril; Se encuentren sobre puentes vehiculares, peatonales, ferroviarios o de tuberías, o Use ensambles fabricados, incluyendo accesorios para separadores, ensambles de válvulas

en cabezales, conexiones en cruz, cabezales en cruces de ríos, entre otros, o sea utilizado a una distancia menor a cinco diámetros de tubería de cualquier accesorio del ensamble fabricado, con excepción de alguna pieza transitoria o de un codo usado en un doblez del ducto que no esté asociada al ensamble.

En localizaciones clase 2, se debe utilizar un factor de diseño (F) igual o menor a 0.50 en la fórmula de diseño, para la tubería de acero sin encamisado que cruce el derecho de vía de un camino pavimentado, carretera, calle pública o vía de ferrocarril; En localizaciones clases 1 y 2, se debe utilizar un factor de diseño de (F) igual o menor a 0.50 en la fórmula de diseño para:

Tubería de acero, que incluye un tubo ascendente colocado en aguas navegables. Tubería de acero cercana (100 metros) a lugares como iglesias, escuelas, hospitales, casas y

centros recreativos donde concurran o habiten como mínimo 20 personas.


NIVEL 0



Tabla 3. Localización de los cuatro diferentes tipos de clasificación de tuberías.

División 1 División 2 2 3 40,8 0,72 0,6 0,5 0,4

0,8 0,72 0,6 0,5 0,40,6 0,6 0,6 0,5 0,40,6 0,6 0,5 0,5 0,4

0,8 0,72 0,6 0,5 0,40,72 0,72 0,6 0,5 0,4

c) Caminos, carreteras, o calles públicas, de superficie dura y vías de tren 0,72 0,72 0,6 0,5 0,4

0,8 0,72 0,6 0,5 0,40,8 0,72 0,6 0,5 0,40,6 0,6 0,6 0,5 0,4

0,6 0,6 0,6 0,5 0,40,6 0,6 0,6 0,5 0,4

0,5 0,5 0,5 0,5 0,4

0,5 0,5 0,5 0,5 0,4

Ductos sobre puentes

Tuberías de la estación de compresor

Concentración de población cercana en Localización Tipo 1 y 2

a) Caminos privadosb) Caminos públicos sin mejorarc) Caminos, carreteras, o calles públicas, de superficie dura y vías de tren

Montajes (patín) fabricados

Cruzamientos de caminos y vías de tren, con revestimiento:a) Caminos privadosb) Caminos públicos sin mejorar

Invasión paralela de ductos y principales en caminos y vías de tren:

1 Tipo de Localización

Instalación

Ductos, principales y líneas de servicioCruzamientos de caminos y vías de tren, sin revestimiento:a) Caminos privadosb) Caminos públicos sin mejorarc) Caminos, carreteras, o calles públicas, de superficie dura y vías de tren

Fuente: Tabla 841.114B del Código ASME B31.8, 2007.

La ruta ha sido clasificada como áreas de Clase 1 (35%), Clase 2 (2%) y Clase 3 (63%); sin embargo se ha considerado tomar el 100% de la ruta, como Clase 3 por razones de seguridad y considerando el crecimiento urbano, por lo cual se instalarán una válvula de seccionamiento, denominada MLV-100 localizada en los kilometro 16+306. Adicionalmente se ha sustentado la información presentada en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., la NOM-007-SECRE-1999 presenta en el apartado 7.11 los valores establecidos para el factor de diseño “F” los cuales se presentan en la Tabla 4.

Tabla 4. Factor “F” de acuerdo a la Clase de localización del gasoducto.

Clase de Localización Factor F de Diseño Tipo 1, División 1 0,8

Tipo 1, División 2 0,72

Tipo 2 0,6 Tipo 3 0,5 Tipo 4 0,4

Fuente: Tabla 841.114A del Código ASME B31.8 2007, en la NOM-007-SECRE-1999 cuadro 2 no se manejan Divisiones en la Clase 1, y solo se señala un factor de diseño correspondiente a 0.72.


NIVEL 0



g. Factor de corrección por temperatura.

El factor de corrección por temperatura “T”, en el cual se considera la temperatura que tiene el gas dentro del ducto (ver Tabla 5), de acuerdo con la NOM-007-SECRE-1999, apartado 7.11. Para el caso del gasoducto la temperatura se encuentra en un rango de 10 a 40 °C (50 a 104 °F), por lo que el factor por corrección de temperatura considerado es igual a 1.

Tabla 5. Cálculo del factor de reducción por temperatura “T”.

Temperatura, °F Factor T

250 o menos 1

300 0.967 350 0.933 400 0.9

450 0.867 Fuente: Apartado 7.11 de la NOM-007-SECRE-1999.

h. Diámetro del Ducto.

El dimensionamiento del ducto se determinó por un análisis hidráulico del sistema. Los parámetros principales por ser tomados en consideración son: presión de operación máxima del sistema (presión de entrega y/o disponibilidad de compresión), composición del gas, temperatura del gas y temperatura ambiente, demandas hidráulicas máximas (por ejemplo, consumo de gas combustible en la Central de Generación de Energía y otras demandas de gas), gas de empaque (si se requiere, en función de la disponibilidad del sistema), longitud del gasoducto, rugosidad de la pared interna del tubo, diferencias de elevaciones, presiones de entrega mínimas sobre el sistema y espesor de pared de ducto.

i. Espesor de pared de ducto.

El espesor nominal de pared del tubo para las secciones de ducto será determinado de acuerdo con los requerimientos del código ASME B31.8. donde señala la utilización de la ecuación de Barlow descrita a continuación. Ecuación de Barlow.

(1) El cálculo con la ecuación de Barlow sirve para determinar el espesor mínimo necesario para ser utilizado con una presión de operación dada y con un diámetro de tubería fijo. En la Tabla 6 se muestran los datos necesarios para el cálculo del espesor por medio de la ecuación de Barlow para este gasoducto.


NIVEL 0



Tabla 6. Datos necesarios para la ecuación de Barlow.

Gasoducto 10 in diámetro clase 3. DATOS P = Presión de diseño (psi) = 1,014.97 S = Resistencia mínima a la cadencia (psi) = 65,000 D = Diámetro nominal de tubería (in) = 10 t = Espesor nominal de la tubería (in) = INCOGNITA F = Factor de diseño según (tabla) = 0,5 E = Factor Junta Longitudinal = 1 T = Factor de Reducción por temperatura = 1

Tabla 7. Espesor calculado mediante Barlow y el comercial

Ducto de 10in diámetro clase 3.

t = 0.156 in CALCULADOt = 0.188 in COMERCIAL

El espesor obtenido mediante la fórmula es de 0.156 in, sin embargo para fines de diseño se tomará el espesor inmediato superior comercial el cual es de 0.188 in. Nuevamente reutilizando la ecuación de Barlow calculamos la Máxima Presión de Operación Permisible (MAOP), la cual se calcula utilizando el espesor comercial determinado anteriormente.

Tabla 8. Datos necesarios para el cálculo de la MAOP del ducto, mediante la ecuación de Barlow

Datos considerados para el gasoducto

DATOS P = Presión de diseño (psi) = INCOGNITA S = Resistencia mínima a la cadencia (psi) = 65000 D = Diámetro nominal de tubería (in) = 10

t = Espesor nominal de la tubería (in) = 0.188 COMERCIAL

F = Factor de diseño según (tabla) = 0,5 E = Factor Junta Longitudinal = 1 T = Factor de reducción por temperatura = 1

En la Tabla 8 se muestran el resultado de haber utilizado la ecuación de Barlow y el espesor comercial, para determinar la MAOP.

Tabla 9. Presiones Máximas de Operación (MAOP) para distintos espesores.

p (psi)


NIVEL 0



t (in) 0.156 1014.97 0.188 1222

La MAOP el gasoducto, considerando una clase de localización del ducto de 3, con un espesor de 0.188” (COMERCIAL) es de 1222 psi, aproximadamente 86 kg/cm2, por lo que dentro del ducto no se debe sobrepasar esta presión.

II.2.2 Clasificación del ducto y características operativas. El gasoducto considera una clase de localización “3”, (norma NOM – 003 – SECRE – 2002, NOM – 007 – SECRE – 1999), con un diámetro nominal de 10 pulgadas, el espesor considerado es de 0.156 y especificación API 5L-X65. Las características particulares de la tubería para el gasoducto se presentan en la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..

Tabla 10. Características particulares de la tubería.

Parámetro Considerado Característica

Tipo de tubería Acero al carbón Especificación API 5L – X 65 Diámetro Exterior 10’’ (254 mm.)

Espesor Espesor: 0.156” (3.96 mm) en promedio Longitud: 32 + 094

Eficiencia 92.00 % Presión de Diseño 1,014.97 psi Capacidad de transportación del gasoducto, considerando los puntos de inyección y descarga

22.86 MMPCD (22,566.25 MMBTU/D)*

*Factor de conversión utilizado 1 pie cubico de gas natural contiene aprox. 987.15 BTU para el gas en México (Fuente: Secretaria energía “Prospectiva del mercado de gas Natural 2006-2015”). De acuerdo a la Intenational Energy Agency el valor de capacidad calorífica depende de la composición del gas natural, y varía entre 500 y

1500 BTU por ft3 para otras regiones del mundo. (MMBTU=1 millón de BTU).

En lo que respecta a los dispositivos de seguridad se contará con los siguientes:

Válvulas de seccionamiento. Las válvulas de seccionamiento cumplen una función de corte y aislamiento de un segmento específico del sistema. La válvula es controlada y monitoreada por la UTR (unidad de transmisión remota) en sitio los cuales mantienen un enlace de señal digital (ON/OFF). La UTR envía esta señal al Sistema SCADA desde donde el operador puede monitorear la posición de la válvula (Cerrado/ Abierto/ Transición/Falla). Cuenta con un sistema de “Cierre por Baja Presión” (Low-pressure Shutdown – LPSD), el cual mantiene un monitoreo constante de la presión de la línea y emite un comando de cierre cuando el valor de presión alcanza el establecido en el punto de ajuste, simulando una fuga. Asimismo, en caso de fuga, la señal de flujo en función del tiempo es enviada al operador


NIVEL 0



de la consola de SCADA quien identificara mediante una alarma el incremento del caudal a través del sistema de medición.

Transmisores de presión. Se contará con transmisores en el ramal, estos son del tipo electrónico inteligentes, estas señales también se integran al Computador de Flujo y al RTU de cada Estación. Una de las tomas podrá ser utilizada para la instalación temporal de un registrador gráfico durante la etapa de puesta en servicio.

Transmisores de Temperatura. Se contará con transmisores de temperatura del tipo electrónico e inteligentes, el sensor es tipo RTD y contará con termopozo. Las señales de estos se integran al igual que los otros transmisores al Computador de Flujo y al UTR de la Estación. Una de las tomas podrá ser utilizada para la instalación temporal de un registrador gráfico durante la etapa de puesta en servicio

Indicadores de Temperatura, Presión. En el diseño se incluye la instalación de indicadores locales tanto de presión y temperatura con el objeto confirmar las condiciones de operación en el sitio.

Sistema SCADA. El sistema SCADA controlará el sistema de transporte del proyecto “PROYECTO BICENTENARIO” y consiste primordialmente de telemetría y medición de gas. Como parte de la configuración del sistema, habrá redundancia dual de las terminales maestras CMX (Control and measurement executive) y XIS (Extended information system). Tipo de fluido transportado. El fluido que se transporta es gas natural sus propiedades fisicoquímicas son: (ver Tabla 11 y 12).

Tabla 11 Propiedades fisicoquímicas del gas natural.

Parámetro Medida Fórmula Mezcla (CH4 + C2H4 + C2H8) Peso molecular 18.2 Temperatura de ebullición @1 atmósfera -160.0ºC Temperatura de fusión - 182.0 ºC Densidad de los vapores (aire = 1) @ 15.5 ºC 0.61 (Más ligero que el aire) Densidad del líquido (agua = 1) @ 0º/4ºC 0.554 Relación de Expansión 1 litro de líquido se convierte en 600 litros de gas Solubilidad en agua @ 20ºC Ligeramente soluble (de 0.1 @ 1.0%)

Apariencia y Color Gas incoloro, insípido y con ligero olor a huevo podrido (por la adición de mercaptanos para detectar su presencia en caso de fugas).


NIVEL 0



De acuerdo a las bases de usuario emitidas por PGPB las características de la composición del gas suministrado a transportar serán las siguientes:

Tabla 12. Propiedades fisicoquímicas del gas natural.

Componentes (%)

Nitrógeno N2 3.9095

Bióxido de Carbono CO2 0.0992

Metano C1 90.626

Etano C2 4.994

Propano C3 0.276

I Butano i C4 0.0238

N Butano n C4 0.0252

N pentano n C5 0.0066

I pentano i C5 0.0103

Pentano Normal C5 0

Hexanos y más pesados C6+ 0.0306

Gravedad Especifica 0.60

Poder Calorífico 8621.65kCal/m3

II.2.4 Características de la válvula de bloqueo, trampas diablo, etc.

vi. Accesorios del Gasoducto. En general, los accesorios del gasoducto, incluyendo los codos, las conexiones en “T”, las válvulas de bloqueo, las válvulas de ducto y otros equipos, serán diseñados para cumplir con los mismos requisitos aplicables al ducto. vii. Válvula de Bloqueo del Gasoducto y sus Estaciones.

El propósito de las válvulas de bloqueo es permitir el aislamiento de diversos tramos del ducto a fin de minimizar el impacto al medio ambiente y brindar seguridad en caso de rupturas o de purgas programadas. Se colocarán una de válvula de bloqueo de gas natural de acuerdo con la norma ASME B31.8 Sección 846.11. La válvula de bloqueo será soldada en el sitio y ubicada en una zona apropiada con acceso adecuado. El sitio para la válvula de bloqueo se elegirá utilizando un conjunto de criterios que abarcan temas como el acceso, los niveles de inundación, la topografía, las líneas de energía eléctrica y la seguridad. La válvula de bloqueo del ducto será del tipo de paso total para permitir el paso de herramientas de inspección en línea, incluyendo diablos instrumentados, y a la vez estará conectada a la tubería mediante soldadura. Toda válvula de bloqueo estará certificada a prueba de fuego.


NIVEL 0



Las válvulas de bloqueo, las válvulas de purga y los accesorios conexos serán especificados según la clasificación ANSI 600, clase especial. La distribución del sitio deberá asegurar una separación adecuada entre la tubería subterránea y las estructuras sobre el suelo. viii. Trampas de Diablos Las trampas de diablos fabricadas se especificarán según requisitos similares a los del gasoducto y serán fabricadas de acuerdo con la norma ASME B31.8. El diámetro interior de los barriles de trampas se dimensionará a un tamaño mayor que el ducto al que serán fijados, para facilitar la entrada y la salida de herramientas de inspección y de limpieza. La longitud de los barriles de diablos será suficiente para aceptar la herramienta de inspección más larga prevista para el tamaño particular del ducto. Se instalarán manómetros e indicadores de inspección y limpieza en todos los lanzadores y receptores de diablos. Los lanzadores y receptores se diseñarán como equipos permanentes. II.2.5 Tipo de instalaciones, origen y destino.

La descripción de las instalaciones con las características de su origen y destino se resumen en la Tabla 13. Tipo de instalaciones de origen y destino en el sistema de transporte de 10”

San Pablo Autopan – Lerma

“Tipo de instalaciones de origen y destino en el sistema de transporte de 10” San Pablo Autopan – Lerma”, que se muestra a continuación.

Tabla 13. Tipo de instalaciones de origen y destino en el sistema de transporte de 10”

San Pablo Autopan – Lerma

Km Instalación Ubicación

0+000 Punto de interconexión San Pablo Autopan 0+000 Válvula de bloqueo San Pablo Autopan 0+143 Trampa de diablos TED-100 San Pablo Autopan

16+306 Válvula de seccionamiento

MLV-100 Xonacatlán

32 + 094 Trampa de diablos TRD-101 Lerma

II.2.6 Longitud total del ducto (en Kilómetros). La longitud total del ducto para el transporte de gas natural será de 32 + 094 (32.094kilómetros). II.2.7 Ancho del derecho de vía. La limpieza incluirá la rehabilitación del derecho de vía, de los espacios de trabajo temporales y de las rutas de acceso provisionales a su estado final, para la operación del gasoducto.


NIVEL 0



a. Las actividades especiales incluyen:

La remoción y eliminación de rocas, escombros y sobrantes de excavación;

La reposición de los cortes en pendiente, en la extensión requerida; La remoción de alcantarillas, puentes temporales y calles de acceso; La instalación de medidas de control de erosión; La reposición de la capa superficial del suelo y la reforestación, de acuerdo de los

requerimientos del MIA;

b. Los inspectores controlarán que:

La remoción y eliminación de rocas, escombros y sobrantes excesivos se realice en zonas aprobadas;

Se obtengan las aprobaciones de los propietarios y las autoridades reguladores, según sea requerido;

La reposición de la capa superficial del suelo sea apropiada para la reforestación; Las medidas de control de la erosión estén correctamente construidas; Se retiren los árboles dañados o inclinados; Se realice la instalación correcta de los marcadores del gasoducto y de las señales aéreas al

igual que el pintado de los postes de las cercas, y Se realice la remoción de todo el excedente de tubería y otros materiales de construcción.

El derecho de vía será constante durante todo el trayecto con una distancia de 13 metros de ancho en la cual no se podrá hacer ninguna instalación o construcción a menos de 13 metros desde el eje del ducto. II.2.8 Perfil topográfico de diseño. El plano del perfil topográfico se puede consultar en el anexo II.1.1. II.2.9 Profundidad de la zanja. La profundidad de la zanja se determinará de acuerdo con la NOM-007-SECRE-1999 de acuerdo con el numeral 7.6 (ver Tabla 14).

Tabla 14. Profundidad de la zanja o cubierta mínima. Localización Suelo Normal Roca Sólida

Centímetros a Lomo de Tubo Clase de localizaciones 1 y 3 60 60 Cruzamiento con carreteras y vías férreas 75 75 Zanjas de drenaje en caminos públicos y cruces de 120 120 Sin embargo es importante señalar que la profundidad de la zanja también tomará en cuenta la información obtenida de los estudios detallados de suelo. Adicionalmente se tiene contemplada la


NIVEL 0



realización de un estudio geológico detallado para determinar las características y estructuras del subsuelo en la cercanía y a lo largo de la ruta del gasoducto. II.2.10 Excavación de Zanja y Profundidad de Cobertura. Por lo general, el tendido del gasoducto se conformará al contorno del terreno. En todos los casos la profundidad de la cobertura cumplirá con la norma ASME B31.8 1995. Así mismo el desarrollo del proyecto involucra la remoción del suelo dentro del derecho de vía de la tubería. Sin embargo, la pérdida del suelo no será total, pues se depositará a los lados de la zanja, para posteriormente emplearlo en los trabajo de relleno. La construcción del proyecto no tendrá mayor efecto sobre la geología y geomorfología del área. En esta etapa del proyecto solo se plantea la abertura de una zanja de 1.15 m. de profundidad y de 0.55 m. de ancho, a lo largo del trazo del proyecto.

Figura 2. Dimensiones de la zanja donde se aloja la tubería de 10”

Nota: La cama de material suave de 10 centímetros que se menciona en el esquema, en la parte inferior, será colocada únicamente en zonas donde se localice material “C” (roca sólida), además de colocar un colchón de 0.40 metros sobre la parte superior de la tubería, con el fin de evitar daños a la protección mecánica y a la misma tubería. En los lugares donde se tenga material “A” y “B” (suelo normal), no se requiere colocar cama, y el depósito de la tubería será hasta el fondo de la excavación (NTN: nivel de terreno natural)

1. Cimentación. Toda tubería y estructura estará soportada para evitar el asentamiento diferencial y las resultantes fuerzas y tensiones indeseables. El diseño de la cimentación contemplará las cargas estáticas y

10”

NPT NPT

1.15

0.25

0.10 (Cama de material suave)

0.80

0.55

Croquis de excavaciónmaterial tipo “C”

Nota: La cama de material suave, será colocada única y exclusivamente donde se localice material rocoso (tipo “C”), para evitar daño a la protección mecánica del ducto.


NIVEL 0



dinámicas debidas a las pruebas hidrostáticas, la vibración inducida por el flujo, o la pulsación por la transmisión de gas.

2. Diseño Estructural. El diseño estructural inicial del gasoducto está basado en ASME B31.8 y la fórmula de esfuerzo tangencial, incluyendo los factores de diseño que representan la ubicación y tipo de instalación o construcción de ducto. Sin embargo, el diseño estructural final tanto del gasoducto como de las instalaciones relacionadas incluirá una verificación de los niveles de esfuerzo bajo escenarios y/o condiciones de carga especiales a lo largo de la ruta del gasoducto, por ejemplo, expansión térmica y flexibilidad, cruces del ducto (caminos, ferrocarriles, ríos, canales, etc.), estaciones y los efectos de cargas funcionales y ambientales especiales que se prevean durante la vida operativa del sistema del gasoducto. Las condiciones ambientales especiales que se deberán tomar en cuenta para este proyecto incluirán la consideración de cargas diversas y eventos sísmicos.

1. Expansión Térmica y Flexibilidad. De ser aplicable, como una función de las temperaturas ambiente y de servicio, la fuerza estructural del gasoducto debida a expansión/contracción térmica y flexibilidad del ducto será confirmada según las Cláusulas 832 y 833 de ASME B31.8.

2. Carga Ambiental Especial. Las condiciones especiales de carga que se han identificado, y donde puedan surgir niveles extraordinarios de carga para el gasoducto, están limitados a eventos sísmicos. Con el fin de estimar los efectos sísmicos a lo largo de la ruta propuesta del gasoducto, se recopilará información histórica en cuanto a su ubicación, intensidad y frecuencia. Con el fin de comprender la interacción suelo-estructura, es de primordial importancia cuantificar los efectos de los fenómenos sísmicos, aunque la información preliminar indica actividad sísmica frecuente a lo largo de la ruta. El ducto será subterráneo a lo largo de toda la ruta, excepto en los puntos de recepción y entrega, en las válvulas de seccionamiento y en las trampas de envío - recepción de diablos. La cubierta mínima permisible del ducto será 0.80 m, según ASME B31.8. Al diseñar el gasoducto, se tomará en cuenta la carga inducida por el suelo debida a licuación del suelo o falla de la pendiente del suelo debida á movimientos sísmicos. Donde sea aplicable, los análisis sísmicos tomarán como base los criterios generalmente aceptados en la industria del transporte de gas natural, o los que se deriven de especificaciones o criterios específicos en reglamentos o lineamientos emitidos por autoridades competentes en México. El comportamiento estructural típico de los ductos enterrados debido a cargas en cruces de caminos y ferrocarriles está contemplado en la fórmula de esfuerzo tangencial y los factores de diseño en la Cláusula 841 de ASME B31.8. Estos incluirán cruces de río por el ducto desarrollados por métodos de perforación direccional horizontal. Donde sea aplicable, se incorporarán en la verificación de diseño las condiciones de carga por fuerzas ambientales especiales, según la Cláusula 833 de ASME B31.8.


NIVEL 0



3. Diseño Sísmico.

Los efectos sísmicos afectan la resistencia y la estabilidad del gasoducto y, por lo tanto, deben tomarse en cuenta en el diseño, para lo cual se implementarán las recomendaciones señaladas por la ASCE (American Society of Civil Engineers) y por la CFE en su manual de diseño Sísmico donde clasifica la Republica Mexicana de acuerdo al grado de riesgo sísmico que puede presentarse y dando recomendaciones para la instalación de tuberías.

4. Cuantificación de Riesgos Sísmicos. La gravedad general de un sismo generalmente se caracteriza por la magnitud y/o por la intensidad. Estos valores deben combinarse con la distancia del epicentro a la instalación y la geología regional y local a fin de brindar los datos de aporte sísmico necesarios para el diseño de resistencia y estabilidad de los ductos y tuberías. Los valores principales que se requieren para el análisis son:

La aceleración del suelo. Las velocidades del suelo (la propagación de ondas y partículas). Los movimientos de fallas. La duración del sacudimiento. Los espectros de respuesta. El potencial de derrumbe. El potencial de licuefacción.

5. Efectos de la Carga Sísmica en Ductos Enterrados.

El efecto más serio en los ductos enterrados es el movimiento de fallas. El movimiento diferencial del suelo ejerce severas cargas flexionantes y de esfuerzo cortante sobre la tubería lo cual puede ocasionar la rotura o el aplastamiento plástico de la pared de la tubería. Los efectos de propagación de ondas también causan una carga significativa en los ductos. En principio existen dos efectos; el primero consiste en los estiramientos producidos por los cambios en la curvatura de la tubería; el segundo consiste en los esfuerzos inducidos por la interacción de las partículas y la velocidad de la propagación de ondas. Las tensiones debidas a cambios de curvatura son muy pequeñas y podrían despreciarse.


NIVEL 0



II.2.11 Cruzamientos de ríos y otros cuerpos de agua, así como de caminos u otras instalaciones. En la Tabla 15 se muestra la con los distintos tipos de cruzamientos, el kilómetro en el que se encuentra, la dependencia o el propietario y el tipo de cruce.

Tabla 15. Cruzamientos en la trayectoria del gasoducto de 10” de diámetro y 32+094 kilómetros de longitud.

No. Cruzamiento con Km. Dependencia Long (m)

Tipo

TRAMO “SAN PABLO AUTOPAN – SANTIAGO TIANGUISTENGO”

MUNICIPIO DE TOLUCA (ESTADO DE MÉXICO)

1

Sistema Cutzamala (Línea 1) 2+066 Comisión Nacional del Agua

228 Direccionado

Camino de terraceria 2+082 Comisión Nacional del Agua Sistema Cutzamala (Línea 2) 2+093 Comisión Nacional del Agua Canal 2+120 Comisión Nacional del Agua Línea de baja tensión 2+128 Comisión Federal de Electricidad Dren 2+181 Comisión Nacional del Agua Camino interno 2+189 Comisión Nacional del Agua

2

Línea de baja tensión 2+509 Comisión Federal de Electricidad

96 Direccionado Libramiento Bicentenario 2+541

Secretaría de Comunicaciones y Transportes

Línea de agua potable 2+545 Comisión Nacional del Agua Línea de baja tensión 2+560 Comisión Federal de Electricidad

3 Línea de transmisión de 400 KV 2+609 Comisión Federal de Electricidad 48 Abierto 4 Línea de transmisión de 400KV 2+740 Comisión Federal de Electricidad 48 Abierto

MUNICIPIO DE OTZOLOTEPEC (ESTADO DE MÉXICO)

5


18 Perforado Carretera Buenavista – El Chico 6+770 Secretaría de Comunicaciones y Transportes

Línea de teléfonos 6+775 Teléfonos de México

6

Calle 7+788 Municipio

324 Direccionado Línea de baja tensión 7+790 Comisión Federal de Electricidad Línea de baja tensión 7+790 Comisión Federal de Electricidad Río Tejalpa 7+819 Comisión Nacional del Agua

MUNICIPIO DE TEMOAYA (ESTADO DE MÉXICO)

6

Libramiento Bicentenario 7+873 Secretaría de Comunicaciones y Transportes

Continuación del anterior (Separación

por municipios)

Calle 7+927 Junta Local de Caminos Sistema Cutzamala (Línea 2) 7+961 Comisión Nacional del Agua Camino de terraceria 7+966 Comisión Nacional del Agua Sistema Cutzamala (Línea 1) 7+971 Comisión Nacional del Agua

7 Carretera Toluca - Temoaya 8+860 Secretaría de Comunicaciones y Transportes 48 Perforado


8 Canal 9+288 Comisión Nacional del Agua

120 Abierto Calle 9+297 Junta Local de Caminos Línea de transmisión de 400 KV 9+310 Comisión Federal de Electricidad

9 Río Verdiguel 9+741 Comisión Nacional del Agua 18 Abierto lastrado

10 Dren 10+350 Comisión Nacional del Agua

36 Abierto lastrado

Camino de terraceria 10+359 Junta Local de Caminos Dren 10+373 Comisión Nacional del Agua


NIVEL 0



No. Cruzamiento con Km. Dependencia Long (m)

Tipo

11 Línea de transmisión de 400KV 10+464 Comisión Federal de Electricidad 48 Abierto 12 Línea de distribución de 115 KV 12+081 Comisión Federal de Electricidad 36 Abierto

13 Línea de agua potable 12+169 Comisión Nacional del Agua 24 Perforado

Camino de terraceria 12+179 Junta Local de Caminos

14

Canal de aguas negras 12+285 Comisión Nacional del Agua

36 Abierto lastrado

Línea de drenaje 12+292 Comisión Nacional del Agua Línea de agua potable PVC 4” 12+295 Comisión Nacional del Agua Canal 12+301 Comisión Nacional del Agua

15 Línea de transmisión de 400 KV 12+864 Comisión Federal de Electricidad 96 Abierto 16 Línea de transmisión de 400 KV 13+092 Comisión Federal de Electricidad 96 Abierto


17 Dren 14+291 Comisión Nacional del Agua 12 Abierto

Línea de drenaje 14+293 Comisión Nacional del Agua

18 Sistema Cutzamala (Línea 1) 14+563 Comisión Nacional del Agua Ídem.

siguiente MUNICIPIO DE XONACATLÁN (ESTADO DE MÉXICO)

18

Camino de terraceria 14+571 Comisión Nacional del Agua

360 Direccionado

Sistema Cutzamala (Línea 2) 14+579 Comisión Nacional del Agua Línea de baja tensión 14+583 Comisión Federal de Electricidad Carretera Toluca – Villa Cuauhtemoc

14+608 Secretaría de Comunicaciones y Transportes

Río Lerma 14+648 Comisión Nacional del Agua Línea de baja tensión 14+664 Comisión Federal de Electricidad Línea de baja tensión 14+702 Comisión Federal de Electricidad


18

Línea de baja tensión 14+729 Comisión Federal de Electricidad Continuación del

anterior (Separación por municipios)

Libramiento Bicentenario 14+730 Secretaría de Comunicaciones y Transportes

Línea de baja tensión 14+772 Comisión Federal de Electricidad Carretera pavimentada 14+779 Junta Local de Caminos

MUNICIPIO DE XONACATLAN (ESTADO DE MÉXICO)

19


96 Perforado Línea de baja tensión 17+830 Comisión Federal de Electricidad

Carretera 134 Naucalpan-Toluca 17+845 Secretaría de Comunicaciones y Transportes

Línea de baja tensión 17+875 Comisión Federal de Electricidad MUNICIPIO DE LERMA (ESTADO DE MÉXICO)

20 Dren 21+415 Comisión Nacional del Agua 24 Perforado

Carretera 21+424 Junta Local de Caminos

21

Dren 21+890 Comisión Nacional del Agua

180 Direccionado Dren 21+916 Comisión Nacional del Agua Camino de terraceria 21+941 Junta Local de Caminos Sistema Cutzamala (Línea 2) 21+952 Comisión Nacional del Agua Sistema Cutzamala (Línea 1) 21+964 Comisión Nacional del Agua

22 Carretera a San José El Llanito 30+028 Junta Local de Caminos 24 Perforado 23 Carretera a San José El Llanito 31+091 Junta Local de Caminos 24 Perforado

24

Carretera a San José El Llanito 31+559 Junta Local de Caminos

500 Direccionado

Av. Miguel Hidalgo 31+573 Secretaría de Comunicaciones y Transportes

Autopista México - Toluca 31+612 Secretaria de Comunicaciones y transportes

Autopista México – Toluca 31+983 Secretaria de Comunicaciones y Transportes

25 Línea de distribución de 115 KV 32+092 Comisión Federal de Electricidad 36 Abierto


NIVEL 0



Características del ducto según los distintos segmentos por válvulas e instalaciones superficiales. En la Tabla 16 se presenta la información correspondiente a las Trampas de Recibo y Envío de Diablos (TRED), así como válvulas de seccionamiento.

Tabla 16. Datos del Ducto que transporta gas natural.

Válvulas e Instalaciones superficiales

Origen (km.)

Destino (km.)

Longitud (km.)

Diámetro (Pulg.)

Espesor (Pulg.)

Esp. Tec.

Clasif del ducto

NOM-007-SECRE-1999

Punto de interconexión

0 + 000 0 + 143 0.143 10 0.188 API

5L X65 Clase 3

Trampa de diablos TED-

100 0 + 143 16 + 306 16.163 10 0.188

API 5L X65

Clase 3

Válvula de seccionamiento

MLV-100 16 + 306 32 + 094 15.788 10

API 600 y API 6D

Clase 3

Trampa de diablos TRD-

101 32 + 094 32 + 094 0.000 10 0.188

API 600 y API 6D

API 5L X65

Clase 3

Longitud total 32.094 10 0.188 Clase 3 II.2.13 Cruce con estados y municipios. A continuación se enlistan los municipios por los cuales atravesará el ducto al igual que las distancias que se recorrerán al atravesar cada uno de ellos (ver Tabla 17 y Tabla 18).

Tabla 17. Longitud de Cruzamientos por los Municipios durante la trayectoria del gasoducto.

NOMBRE DE ENTIDAD NOMBRE DE MUNICIPIO

Del km. Al km. LONGITUD

m ALTITUD

msnm POBLACIÓN

TOTAL

Estado de México Toluca 0 + 000 8 + 585 8585 2615 747 512

Estado de México Otzolotepec 8+585 15+380 6795 2578 67 611

Estado de México Lerma 15+380 32+094 16714 2576 105 578

Longitud total 32,094

Nota: Datos obtenidos de la siembra en cartas topográficas del INEGI 1:50,000

de los municipios sobre el trazo del ducto.


NIVEL 0



II.2.14 Descripción de las obras y actividades provisionales asociadas. El desarrollo del proyecto contribuirá a la consolidación de los procesos de cambio que se están realizando en esta región del país. La garantía de abasto de combustible consolidará las actividades que ya están consideradas en los ordenamientos ecológicos vigentes para el área. También se espera que el abasto seguro de gas favorezca de manera significativa el desarrollo de las actividades del sector secundario. A su vez se considera que el proyecto será un generador de empleo durante su construcción, siendo las actividades previstas asociadas al proyecto las presentadas en la Tabla18.

Tabla 18. Obras, actividades provisionales y asociadas.

Tipo de infraestructura Información específica

Construcción de caminos de acceso Se utilizaran los existentes. Construcción de caminos y vialidades Se utilizarán los existentes. Descripción de los laboratorios de control y análisis

No se requiere de laboratorios de control dentro de las obras del proyecto.

Descripción de centros de telecomunicaciones y cómputo

El proyecto no contempla la instalación de centros de telecomunicaciones y cómputo durante la construcción. En la etapa de operación se tiene contemplado un centro de telecomunicación remota para la apertura y/o cierre de las instalaciones.

Servicio médico y respuesta a emergencias

En caso de lesiones y enfermedades leves se podrá acudir a los servicios locales existentes. Para el caso de una emergencia se cuenta con planes de ayuda mutua y planes de emergencias en ductos

Almacenes, bodegas y talleres Durante la fase de construcción del gasoducto, no se requiere tener almacenes, bodegas y/o talleres en campo.

Campamentos, dormitorios, comedores.

Si acaso fuera necesario el uso de campamentos o dormitorios provisionales durante la construcción, éstos se ubicarán dentro del derecho de vía del proyecto. Sin embargo, se prevé que el personal que se ocupará, se traslade diariamente desde y hasta los centros de población más cercanos.

Instalaciones Sanitarias Se realizará a través de la contratación de una empresa autorizada.

Bancos de material

El proyecto no requiere de la explotación de un banco de material. El material necesario será comprado en sitios autorizados y estos serán seleccionados a lo largo de la trayectoria del ducto donde sean requeridos.

Planta de tratamiento de efluentes No se contempla para este proyecto. Instalaciones para la generación, transformación y conducción de energía

No se contempla para este proyecto.


NIVEL 0



II.2.15 ¿El ducto se encuentra en operación? El Gasoducto “NO” se encuentra en operación. Actualmente la “Extensión TGT” se encuentra en la etapa de proyecto, así como en la elaboración de estudios para obtener las autorizaciones correspondientes a nivel municipal, estatal y federal. II.2.16 Planes de crecimiento a futuro, señalando la fecha estimada de realización. Actualmente el proyecto “NO” tiene contempladas etapas de ampliación o crecimiento a futuro. II.2.17 Vida útil del ducto y sus instalaciones. La Comisión Reguladora de Energía en el Reglamento de Gas Natural en sus artículos 19 y 53 establece que la vida útil del proyecto, está estimada en 30 años los cuales son contados a partir de la fecha de su otorgamiento, y serán renovables. La extinción del permiso se dará por medio de:

El vencimiento del plazo establecido en el permiso o de la renovación que, en su caso, se hubiere autorizado;

La terminación anticipada solicitada por el permisionario y autorizada por la Comisión conforme a este Reglamento;

La revocación en los términos de la Ley, o El acaecimiento de una condición resolutoria.

Sin embargo, considerando las actividades de mantenimiento a las que se someterá, se considera que puede ser prolongada por un tiempo mayor. Aunado a todo se contará con el personal debidamente capacitado y que de manera constante será enviado a actualizaciones en el manejo y uso de tecnología de punta, con la finalidad de mejorar la calidad del personal en la ejecución de las diversas actividades, para obtener una mejor calidad en el mantenimiento, operación de nuestras instalaciones. II.2.18 Criterios de Ubicación, alternativas de trazo. Durante el desarrollo del proyecto se han propuesto varias trayectorias alternativas del trazo, mismas que finalmente condujeron al trazo que se muestra en la figura 5. Al estudiar las diferentes alternativas se tomaron en cuenta restricciones de tipo ambiental, jurídicas, técnicas y económicas, según se expone a continuación. Como parte de los trabajos de gabinete para el presente proyecto, se procedió a definir las posibles rutas para el trazo del proyecto, tomando en consideración que su propósito fundamental es el transporte del gas natural. Por lo tanto, el trazo debería acercarse a un punto que fuera apropiado, para que en el futuro, se interconecten los ramales de distribución correspondientes para alimentar los distintos Parques Industriales que existen en la región. En este trabajo participaron las áreas de Estudio de mercado y Topografía y durante su desarrollo se tomó en cuenta:


NIVEL 0



La ubicación actual del sistema de transporte de gas existente. La ubicación de los Parques Industriales que potencialmente podrían requerir de este combustible. La ubicación de los distintos centros de población que existen en la región. La ubicación de infraestructura en la región. La ubicación de las Áreas Naturales Protegidas Federales. Las características topográficas existentes en la región. Como resultado de esta fase se obtuvo una ruta preliminar, que aquí se denomina como trayectoria 1, misma que se verificó en campo para identificar problemáticas existentes (incluyendo las de tipo ambiental y de riesgo) y plasmar alternativas de solución. Una vez que concluyó esta etapa del proyecto, se contó con el trazo preliminar de la trayectoria 1, cuya ubicación general se muestra en la figura 3. En este caso, el trazo tenía una longitud aproximada de 30.5 Km., cuyo origen era en su unión con el “Gasoducto Palmillas-Toluca”, para terminar cerca de la localidad de San Mateo Atenco, todo ello en el Estado de México.

Figura 3. Trayectoria 1 analizada. Es conveniente señalar que la trayectoria 1, tuvo varias modificaciones menores subsecuentes, pues conforme se analizaron los Programas Municipales de Desarrollo Urbano correspondientes, se notó que en algunos sitios no se cumplía con lo establecido en estos instrumentos de planeación. Asimismo, el estudio de vegetación, flora y fauna silvestres se realizó para este trazo en específico.


NIVEL 0



Sin embargo, cuando se ahondo en la investigación de campo, se llegó a la conclusión que el destino final de la trayectoria 1 no era conveniente. Esto es debido a que en esa zona está programada la construcción de varias obras viales que impedirían en el futuro, continuar el sistema con el objeto de acercar el gas natural a otros Parques Industriales ubicados en los municipios de Santiago Tianguistenco y Almoloya del Río, por ejemplo. De esta manera, fue necesario replantear el trazo del proyecto aproximadamente a partir del Km. 18, con el objeto de contar con un proyecto flexible, que en su caso pueda extenderse para atender futuras demandas de gas natural en la zona. El resultado final es el trazo que se muestra en la figura 4. Conviene señalar que se realizaron los trabajos de campo correspondientes para actualizar la información ambiental de la nueva trayectoria, incluyendo lo referente a vegetación, flora y fauna silvestres, aún y cuando la distancia entre los puntos de llegada final no dista más de 3.5 kilómetros.

Figura 4. Trayectoria final del proyecto. II.2.19 Ubicación del ducto. Descripción detallada de la ubicación del trazo del ducto. Como ya se menciono anteriormente el proyecto consiste en la instalación un segmento de tubería para transportar gas natural. El cual inicia cerca del municipio de San Pablo Autopan, Estado de México hasta el municipio de Lerma, Estado de México; como se muestra en la Figura


NIVEL 0



La trayectoria correspondiente al “PROYECTO BICENTENARIO” fue proyectada en las Cartas topográficas 1:250,000 del área de estudio generadas por el INEGI y se presentan para mayor detalle ver Anexo II.2.1.

Figura 5. Ubicación del trazo de ruta del proyecto. (Carta 1:250 000) Anexo II.2.1. Fuente: Cartas Topográficas del INEGI escala 1:250,000.

ix. Descripción de la trayectoria del gasoducto de 254 mm (10”) de diámetro “San Pablo Autopan – Lerma”.

Para ubicar las localidades que aquí se señalan, se tomó como distancia de referencia un radio de doscientos (200) metros del sitio del proyecto a sus alrededores, exclusivamente con el fin de tener la mayor referencia posible, sin que ello implique que el proyecto necesariamente tenga algún tipo de influencia sobre dichas localidades. La trayectoria de la extensión del Sistema de Transporte (ST) para gas natural “Palmillas – Toluca”, tramo San Pablo Autopan – Lerma con un diámetro de 10” (254 mm), tendrá como punto de origen, la colonia San Carlos, municipio de San Pablo Autopan, Estado de México, con coordenadas geográficas: latitud norte 19° 22’ 46.34” y longitud oeste 99° 41’ 10.75” en donde se interconectara con el Sistema de Transporte de 406.4 mm (16”) de diámetro “Palmillas – Toluca” (Km. 121+490 de su trayectoria), que actualmente provee de este combustible a algunas zonas industriales y población de la ciudad de Toluca.


NIVEL 0



La trayectoria de la extensión del ST se ubica dentro de un radio de 200 metros a partir de su eje desde donde se define lo que se cruce y localice a su paso. Iniciará su recorrido a partir la Trampa de Envío de Diablos (TED) Km. 0+000 y al salir de esta, el ST se alojara por medio de una curva en el subsuelo para ir totalmente enterrado por zonas de sembradío, cruzará varios caminos de terracería, líneas de baja tensión, pasará cercano a caseríos dispersos en el zona, deflexionará varias veces en la misma dirección, cruzará las dos líneas del Sistema Cutzamala en el Km. 2+082 además del camino de terracería propiedad de CNA, continuará por zonas de labor y cruzará un canal, un dren, un camino interno, una línea de baja tensión, el libramiento a Toluca en el Km. 2+541, una línea de baja tensión, una línea de transmisión, otro dren y otra línea de baja tensión, deflexionará en la misma dirección noreste para ir paralelo a dicho dren y la línea de baja continuando por zonas de labor y cruzando otra línea de transmisión, volverá a deflexionar en la misma dirección en el Km. 3+277, cruzará otro dren, una brecha, un camino de terracería, el camino que lleva a San Pablo en el Km. 4+425, deflexionará nuevamente con dirección sureste en el Km. 4+449 para continuar por zonas agrícolas y cruzar otro dren, volviendo a deflexionar con dirección noreste en el Km. 6+051, cruzará una brecha, un arroyo, un dren, una línea de baja tensión, la carretera pavimentada a Buenavista El Chico, una línea fibra óptica, deflexionará con dirección sureste en el Km. 7+245 y 7+300, cruzará un camino de terracería, una calle, el Río Tejalpa, la autopista Bicentenario (libramiento a Toluca), nuevamente el Sistema Cutzamala en sus líneas 1 y 2 así como el camino terraceria, la carretera Toluca – Temoaya y otra calle pavimentada, deflexionará con dirección noreste en el Km. 9+411 para continuar por zonas de labor y cruzar canales, calles, líneas de distribución y transmisión eléctrica, el Río Verdiguel en el Km. 9+743, además de drenes, caminos de terracería, etc., deflexiona varias veces en diferentes direcciones hasta llegar al Km. 11+243 donde deflexiona en dirección noreste para tomar un paralelismo alejado aproximadamente 40 metros del Sistema Cutzamala, deflexiona nuevamente en dirección sureste en el Km. 11+661 continuando con el paralelismo y cruzando un camino de terracería en el Km. 12+178, entra a zonas inundables, en el Km. 14+100 el ST deja el paralelismo con el Sistema Cutzamala, deflexionando en la misma dirección sureste alejándose de este para en el Km. 14+368 iniciar su cruzamiento direccionado con el mismo Sistema Cutzamala, el camino de terracería, bajo puente de la carretera Toluca – Villa Cuauhtémoc, el Río Lerma, el libramiento Bicentenario y una carretera pavimentada para terminar dicho cruzamiento, deflexiona en la misma dirección sureste continuando por zonas de labor hasta llegar a las coordenadas geográficas: latitud norte 19° 23’ 31.09” y longitud oeste 99° 33’ 22.69” (Km. 16+306) sitio donde se ubicará la válvula de seccionamiento No. 1 denominada Xonacatlan. El ST continuará su recorrido en dirección sureste por zonas de labor, cruza la carretera federal 134 Toluca – Naucalpan en el Km. 17+836, para continuar por el mismo tipo de zonas agrícolas, cruzando caminos de terraceria, drenes, líneas de distribución eléctrica, carreteras, etc., hasta el Km. 21+917 donde cruzará nuevamente el Sistema Cutzamala con su camino de terraceria, continuando por zonas de labor inundables y con alto nivel freático, cruza varios drenes localizados en la zona, una carretera pavimentada que lleva a la población San José El Llanito en el Km. 30+028, deflexiona varias veces en diferentes direcciones, vuelve a cruzar la carretera mencionada anteriormente en los kilómetros 31+091 y 31+559, una avenida denominada Hidalgo en el Km. 31+573, la autopista México – Toluca, sitio donde se instalará la Trampa de Recibo de Diablos (TRD), en el poblado denominado San Antonio El Llanito. En la Tabla 19 se muestran los puntos distintos de estación, puntos visados, distancias, direcciones, latitud y longitud de las distintas deflexiones del ducto.


NIVEL 0



Tabla 19. Coordenadas, Rumbos y Deflexiones en la trayectoria del ducto.

ESTACIÓN PUNTO VISADO

DISTANCIA DIRECCIÓN DEFLEXIÓNCOORDENADAS GEOGRÁFICAS

LATITUD LONGITUD 0+000 19° 22' 54.88'' 99° 41' 16.49''

0+000 0+262.05 262.05 NE D 19° 22' 59.46'' 99° 41' 08.91'' 0+262.05 1+321.86 1,059.80 S D 19° 23' 08.58'' 99° 40' 33.87'' 1+321.86 1+511.22 189.36 S I 19° 23' 08.13' 99° 40' 27.40'' 1+511.22 2+185.53 674.31 NE I 19° 23' 06.98'' 99° 40' 04.31'' 2+185.53 2+203.01 17.47 NE I 19° 23' 07.27'' 99° 40' 03.80'' 2+203.01 2+481.61 278.61 NE D 19° 23' 16.29'' 99° 40' 02.85'' 2+481.61 2+607.58 125.96 NE D 19° 23' 19.20'' 99° 39' 59.81'' 2+607.58 3+030.50 422.92 NE I 19° 23' 22.45'' 99° 39' 45.72'' 3+030.50 3+046.66 16.16 NW I 19° 23' 22.78'' 99° 39' 45.27'' 3+046.66 4+370.84 1,324.18 NE D 19° 24' 05.64'' 99° 39' 49.78'' 4+370.84 4+423.40 52.56 NW I 19° 24' 07.23'' 99° 39' 49.09'' 4+423.40 4+585.82 162.42 NE D 19° 24' 12.46'' 99° 39' 49.84'' 4+585.82 4+604.43 18.61 NE D 19° 24' 12.98'' 99° 39' 49.50'' 4+604.43 5+266.16 661.73 E D 19° 24' 20.10'' 99° 39' 28.09'' 5+266.16 6+746.18 1,480.02 NE I 19° 24' 19.89'' 99° 38' 37.35'' 6+746.18 7+453.41 707.22 NE D 19° 24' 27.77'' 99° 38' 14.57'' 7+453.41 7+692.65 239.24 NE I 19° 24' 29.18'' 99° 38' 06.50'' 7+692.65 7+940.21 247.56 SE D 19° 24' 31.53'' 99° 37' 58.38'' 7+940.21 7+998.09 57.88 SE D 19° 24' 30.93'' 99° 37' 56.50'' 7+998.09 8+267.91 269.82 SE D 19° 24' 24.87'' 99° 37' 49.80'' 8+267.91 8+585.03 317.12 SE D 19° 24' 16.46'' 99° 37' 43.52'' 8+585.03 8+717.31 132.28 SE I 19° 24' 12.21'' 99° 37' 42.79'' 8+717.31 8+881.98 164.67 SE D 19° 24' 10.23'' 99° 37' 37.54'' 8+881.98 8+947.27 65.30 SE I 19° 24' 08.65'' 99° 37' 36.05'' 8+947.27 10+130.38 1,183.11 NE I 19° 23' 54.54'' 99° 36' 58.31'' 10+130.38 11+099.84 969.45 NE I 19° 23' 57.24'' 99° 36' 25.19'' 11+099.84 11+600-23 500.39 NE I 19° 24' 09.02'' 99° 36' 13.34'' 11+600.23 11+831.95 231.72 NE D 19° 24' 16.39'' 99° 36' 11.70'' 11+831.95 11+937.29 105.34 NE D 19° 24' 18.96'' 99° 36' 09.31'' 11+937.29 11+970.00 32.71 NE D 19° 24' 19.60'' 99° 36' 08.41'' 11+970.00 12+265.35 295.36 SE D 19° 24' 20.08'' 99° 35' 58.30'' 12+265.35 12+374.92 109.57 SE D 19° 24' 20.02'' 99° 35' 54.54'' 12+374.92 13+377.82 1,002.90 SE D 19° 24' 07.75'' 99° 35' 22.68'' 13+377.82 14+348.86 971.04 SE D 19° 23' 55.26'' 99° 34' 52.10'' 14+348.86 14+563.48 214.62 SE I 19° 23' 52.48'' 99° 34' 45.35'' 14+563.48 14+817.52 254.04 SE D 19° 23' 49.52'' 99° 34' 37.22'' 14+817.52 15+085.39 267.87 SE I 19° 23' 43.45'' 99° 34' 30.63'' 15+085.39 15+599.27 513.88 SE D 19° 23' 42.30'' 99° 34' 13.06'' 15+599.27 15+660.53 61.26 SE D 19° 23' 41.52'' 99° 34' 11.12'' 15+660.53 15+722.07 61.54 SE I 19° 23' 39.59'' 99° 34' 10.58'' 15+722.07 15+741.12 19.05 SE I 19° 23' 39.44'' 99° 34' 09.95''


NIVEL 0





LATITUD LONGITUD 15+741.12 15+782.22 41.10 SE I 19° 23' 39.22'' 99° 34' 08.56'' 15+782.22 15+820.22 38.00 SE D 19° 23' 39.22'' 99° 34' 07.26'' 15+820.22 15+888.98 68.75 SE D 19° 23' 39.12'' 99° 34' 04.90'' 15+888.98 15+901.90 12.92 SE D 19° 23' 39.06'' 99° 34' 04.46'' 15+901.90 16+007.84 105.94 SE D 19° 23' 38.36'' 99° 34' 00.91'' 16+007.84 16+073.01 65.17 SE I 19° 23' 37.91'' 99° 33' 58.72'' 16+073.01 16+138.63 65.62 SE D 19° 23' 37.47'' 99° 33' 56.52'' 16+138.63 16+173.50 34.87 SE D 19° 23' 36.94'' 99° 33' 55.46'' 16+173.50 16+247.56 74.06 SE D 19° 23' 35.20'' 99° 33' 53.70'' 16+247.56 16+299.78 52.23 SE I 19° 23' 33.98'' 99° 33' 52.46'' 16+299.78 16+312.78 13.00 SE I 19° 23' 33.70'' 99° 33' 52.13'' 16+312.78 16+373.43 60.65 SE D 19° 23' 32.79'' 99° 33' 50.29'' 16+373.43 16+489.85 116.43 SE D 19° 23' 31.03'' 99° 33' 46.75'' 16+489.85 16+561.52 71.67 SE D 19° 23' 29.89'' 99° 33' 44.61'' 16+561.52 16+702.02 140.50 SE I 19° 23' 27.54'' 99° 33' 40.47'' 16+702.02 16+855.39 153.36 SE I 19° 23' 24.99'' 99° 33' 35.95'' 16+855.39 16+953.04 97.65 SE D 19° 23' 24.75'' 99° 33' 32.61'' 16+953.04 17+037.57 84.53 SE I 19° 23' 24.50'' 99° 33' 29.73'' 17+037.57 17+129.48 91.91 SE D 19° 23' 24.24'' 99° 33' 26.59'' 17+129.48 17+266.65 137.17 SE I 19° 23' 23.60'' 99° 33' 21.93'' 17+266.65 17+315.35 48.70 SE D 19° 23' 23.38'' 99° 33' 20.28'' 17+315.35 17+493.79 178.44 E I 19° 23' 21.66'' 99° 33' 14.44'' 17+493.79 17+611.71 117.93 NE I 19° 23' 21.63'' 99° 33' 10.39'' 17+611.71 17+842.14 230.43 NE I 19° 23' 21.82'' 99° 33' 02.50'' 17+842.14 18+153.60 311.45 NE I 19° 23' 22.20'' 99° 32' 51.83'' 18+153.60 18+304.56 150.97 SE D 19° 23' 22.41'' 99° 32' 46.65'' 18+304.56 18+731.09 426.53 NE I 19° 23' 12.79'' 99° 32' 36.11'' 18+731.09 18+798.93 67.84 E D 19° 23' 13.66'' 99° 32' 33.98'' 18+798.93 19+018.44 219.50 E I 19° 23' 13.70'' 99° 32' 26.45'' 19+018.44 19+132.58 114.15 E D 19° 23' 13.78'' 99° 32' 22.54'' 19+132.58 19+240.87 108.29 E I 19° 23' 13.77'' 99° 32' 18.83'' 19+240.87 19+384.31 143.43 SE D 19° 23' 13.87'' 99° 32' 13.91'' 19+384.31 19+401.78 17.47 S D 19° 23'1 3.47'' 99° 32' 13.49'' 19+401.78 19+454.24 52.46 SE I 19° 23' 11.76'' 99° 32' 13.45'' 19+454.24 19+598.53 144.29 SE I 19° 23' 07.56'' 99° 32' 11.25'' 19+598.53 20+289.11 690.58 SE D 19° 22' 47.70'' 99° 32' 00.17'' 20+289.11 20+352.91 63.80 SE D 19° 22' 45.82'' 99° 31' 59.26'' 20+352.91 20+727.98 375.08 SE I 19° 22' 34.28'' 99° 31' 55.07'' 20+727.98 21+839.79 1,111.81 SE I 19° 22' 00.26'' 99° 31' 42.13'' 21+839.79 23+668.70 1,828.90 SE I 19° 21' 10.89'' 99° 31' 07.13'' 23+668.70 24+191.07 522.38 SE I 19° 20' 58.77'' 99° 30' 54.58'' 24+191.07 24+671.46 480.39 SE I 19° 20' 48.10'' 99° 30' 42.55'' 24+671.46 25+189.12 517.67 SE D 19° 20' 47.55'' 99° 30' 24.82'' 25+189.12 25+489.06 299.94 SE D 19° 20' 40.93'' 99° 30' 17.27''


NIVEL 0





LATITUD LONGITUD

25+489.06 25+691.43 202.37 SE D 19° 20' 36.41'' 99° 30' 12.23'' 25+691.43 25+868.88 177.45 SE I 19° 20' 32.41'' 99° 30' 07.84'' 25+868.88 25+943.09 74.20 SW D 19° 20' 30.76'' 99° 30' 05.98'' 25+943.09 26+277.99 334.90 SW I 19° 20' 20.03'' 99° 30' 07.97'' 26+277.99 26+314.50 36.51 SE I 19° 20' 18.85'' 99° 30' 08.06'' 26+314.50 26+904.18 589.68 SE I 19° 20' 05.94'' 99° 29' 53.11'' 26+904.18 27+327.43 423.25 SE D 19° 19' 57.32'' 99° 29' 41.80'' 27+327.43 27+974.12 646.69 SE D 19° 19' 36.33'' 99° 29' 40.16'' 27+974.12 28+388.46 414.33 SE I 19° 19' 22.88'' 99° 29' 39.29'' 28+388.46 29+193.51 805.05 SE I 19° 18' 56.75'' 99° 29' 37.40'' 29+193.51 29+401.61 208.09 SE I 19° 18' 50.01'' 99° 29' 36.72'' 29+401.61 29+992.13 590.53 S D 19° 18' 35.45'' 99° 29' 23.52'' 29+992.13 30+588.13 596.00 SE I 19° 18' 16.06'' 99° 29' 23.68'' 30+588.13 30+641.84 53.71 S D 19° 18' 14.46'' 99° 29' 22.95'' 30+641.84 30+916.43 274.59 SE I 19° 18' 05.52'' 99° 29' 22.94'' 30+916.43 31+205.83 289.40 SW D 19° 17' 56.13'' 99° 29' 22.30'' 31+205.83 31+271.98 66.15 SW D 19° 17' 54.04'' 99° 29' 22.83'' 31+271.98 31+348.29 76.31 SW I 19° 17' 52.44'' 99° 29' 24.83'' 31+348.29 32+094.68 746.38 SW 19° 17' 28.42'' 99° 29' 28.61''

II.3. Superficie total requerida. Tomando en cuenta las partes que componen el proyecto, la superficie total requerida es la que se indica en la Tabla 24 se presenta el total de superficie de construcción del gasoducto.

Tabla 20. Total de superficie requerida por el proyecto TGT

Instalaciones Del km. Al km. Longitud (m)

Ancho del derecho de vía (m)

Afectación (m2)

Afectación (Ha.)

Gasoducto de 10” para gas natural

0+000 32 + 094 32,094 13 417,222 41.7222

Totales 417,222 41.7222


NIVEL 0



Superficie de construcción. La superficie de construcción se desglosa a continuación:

Tabla 21. Total de superficie de construcción del gasoducto.

Instalaciones Del km. Al km. Longitud (m)

Ancho de excavación (m)

Superficie (m2)

Superficie (Ha.)

Gasoducto de 10” para gas natural

0+000 32 + 094 32,094 0.55 17,651.7 1.76517

Totales 17,651.7 1.76517 II.4. Incluir un plano topográfico actualizado, a escala mínima de 1:50,000. La trayectoria del gasoducto “PROYECTO BICENTENARIO”, fue proyectada en las cartas topográficas presentadas en el anexo II.2.2., estas cartas están constituidas por las cartas enlistadas en la Tabla 26 y corresponden a las cartas topográficas 1:50,000 correspondientes al área de estudio.

Tabla 22. Cartas Topográficas del INEGI escala 1:50,000

ESTADO IDENTIFICACION DE LA

CARTA NUMERO

ESTADO DE MÉXICO San Miguel Zinacantepec E14A37 ESTADO DE MÉXICO Toluica de Lerdo E14A38


NIVEL 0


Capítulo III, Página 1 de 32

CAPÍTULO III

ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO


NIVEL 0



Índice

III.1 Descripción de (los) sitios o áreas(s) seleccionada(s). ........................................................ 3

III.2 Características climáticas. .................................................................................................. 14

III.2.1 Temperatura (mínima, máxima y promedio). ................................................................ 14

III.2.2 Precipitación pluvial (mínima, máxima y promedio). ..................................................... 19

III.2.3 Dirección y velocidad del viento (promedio). ................................................................. 21

III.3 Intemperismos severos. ..................................................................................................... 23

III.3.1 Riesgos Geológicos. .............................................................................................. 23 III.3.2 Terremotos (sismicidad). ....................................................................................... 24 III.3.3 Corrimientos de tierra, derrumbes ó hundmientos. ............................................... 26 III.3.4 Inundaciones ......................................................................................................... 27 III.3.5 Heladas y Granizadas. .......................................................................................... 28 III.3.6 Escurrimientos ....................................................................................................... 30 III.3.7 Incendios. .............................................................................................................. 31


NIVEL 0



III ASPECTOS DEL MEDIO NATURAL Y SOCIOECONÓMICO. Como se menciona en el capítulo II, la construcción del gasoducto extensión TGT tiene previsto cruzar por los municipios de Toluca, Lerma y Otzolotepec, mismos que serán analizados en el presente capitulo. III.1 Descripción de (los) sitios o áreas(s) seleccionada(s). A continuación se presenta una breve descripción sobre los municipios de Toluca, Lerma y Otzolotepec, es importante señalar que la información detallada sobre este apartado se presenta en la Manifestación de Impacto Ambiental correspondiente al proyecto Extensión TGT y de la cual este ERA es anexo.

III.1.1 Municipio de Toluca. La Ciudad de Toluca se encuentra situada en el centro de México a 19° 17' 29” de latitud norte y a los 99° 39´38” de longitud oeste. Su territorio se extiende sobre el llamado Valle de Toluca, enorme planicie rodeada de montañas de naturaleza volcánica. La altura sobre el nivel del mar es de 2 mil 650 metros, lo que la clasifica entre las ciudades más altas del continente americano, a continuación se describen los componentes principales que conforman el Municipio.

I.1.1 Flora En cuanto a la flora y la fauna, éstas se conocen como componentes bióticos, integrados tanto por ecosistemas terrestres como por sistemas acuáticos. Dentro del área urbana existen especímenes que se han vuelto emblemáticos, como el Árbol de las Manitas, mientras que las principales especies de vegetación arbórea y frutal son: manzana, pera, ciruelo, nogal, capulín, sauce, cedro, trueno, pino, eucalipto, sauce llorón, ocote, oyamel, casuarina y tejocote. En lo que respecta a la vegetación herbácea las especies que existen son: quelite, huazontle, nabo, verdolaga, quintonil, malva, madreselva, helecho, pensamiento, musgos, hongos, perlilla, maguey y nopal. También se maneja el cultivo de plantas de ornato como, girasol y acahual blanco y plantas medicinales como la manzanilla, árnica, ruda, salvia, cedrón, ajenjo, toronjil, mirto y sábila. Otro conjunto importante dentro del paisaje urbano es el de Chopos Canadienses. Asimismo, cabe resaltar que en la capital mexiquense existe potencial agrícola en la mayor parte del municipio, favoreciendo el cultivo del maíz, avena forrajera, trigo, frijol, chícharo, entre otros. En el Anexo III.2 se presenta las cartas correspondientes vegetación y uso de suelo del estado de México, donde se puede observar que el proyecto pretende cruzar en su mayoría por áreas consideradas como agrícolas.


NIVEL 0



I.1.2 Fauna. 1 En cuanto a su fauna, predominan los mamíferos como el hurón, cacomiztle y el tlacuache, conejo, 23 especies de roedores, 4 de musarañas y 26 de murciélagos, codorniz, chara enana, venado cola blanca, conejo de las nieves, correcaminos y mapache, aunque están siendo reducidas cada vez más. Adicionalmente en lo que respecta al apartado de flora y fauna se desarrollo el Estudio de vegetación, flora y fauna silvestres “Proyecto Bicentenario”, donde se registraron las especies de flora y fauna encontradas a lo largo del derecho de vía del gasoducto, de las cuales ninguna especie está sujeta a protección legal según la NOM-059-SEMARNAT-2001, dentro del derecho de vía del proyecto.

I.1.3 Suelo. El relieve del municipio es bastante irregular. En la parte suroeste se observa pendientes pronunciadas, mientras que en el noroeste que forma parte del valle de Ixtlahuaca, cuenta con superficies planas, óptimas para el desarrollo de actividades agropecuarias. En cuanto a edafología, en este municipio se encuentran diferentes tipos de suelo, que a continuación se describen: Andosol: Son suelos que se derivan de cenizas volcánicas, poseen una capa superficial color negro o muy obscura y de consistencia esponjosa y muy suelta, su uso generalmente es forestal. Litosol: Es un suelo de piedra que se encuentra principalmente en la cima del volcán. Regosol Eurítico: Tiene una capa de material suelto que cubre la roca de color claro. Feozem: Abarca el 60% del territorio municipal, cubre la mayor parte de la zona plana, estos suelos se ubican fundamentalmente en lugares planos y ligeramente ondulados, son suelos con una capa superficial obscura suave, rica en materia orgánica y nutriente; esto los hacen aptos para la agricultura, aunque también son susceptibles de erosión si no se toman en cuenta ciertos cuidados. Vertisol: Este tipo de suelo se localiza en la parte norte del municipio, es apto para la agricultura de riego y tecnificada, aún cuando es arcilloso y duro se encuentra en áreas bajas y lomeríos; se erosiona poco, en ocasiones es salino y su vegetación es diversa. Planosol: Propio de climas semiáridos a templados y sustentan pastizales, por lo que es fácilmente erosionable, su rendimiento es moderado tanto en la ganadera como en la agricultura. Se encuentra al sur y oriente de San Pablo Autopan.

1 Fuente: Plan Municipal de Desarrollo, Municipio de Toluca, 2006-2009.


NIVEL 0



I.1.4 Hidrología. La red hidrológica del municipio por los afluentes naturales, manantiales, ríos y arroyos y la infraestructura hidráulica existente (ver Tabla 1). Los cuerpos de agua se destinan en su mayoría al desarrollo de la actividad agropecuaria.

Tabla 1. Hidrología del Municipio de Toluca de Lerdo, México.

Región Hidrológica

Lerma – Santiago (91.16%) y Balsas (8.84%)

Cuenca R. Lerma – Toluca (91.16%), R. Cutzamala (0.39%) y R. Grande de Amacuzac

(8.46%)

Subcuenca R. Verdiguel (36.90%), R. Tejalpa (18.56%), R. Almoloya – Otzolotepec (17.64%), R. Otzolotepec - R. Atlacomulco (15.84%), R. Alto Amacuzac (8.46%), R. Gavia (2.2%), R.

Temascaltepec (0.39%) y R. Otzolotepec (0.01%)

Corriente de agua

Perennes: El Jabalí, El Toro, Grande, La Ciénega, Las Conejeras, Las Cruces, Lerma, Los Tizantes, San Cayetano, San Gaspar, San Lucas, San Pedro, Tejalpa, Terrerillos, Verdigel y

Zacango

Intermitentes: Agua Bendita, Cañon del Rincon, Caballero, Cano, Chiquihuitero, Chiquito, El Arenal, Mina Mexico,

Cuerpo de agua

Perennes (1.26%): Laguna de la Luna, Laguna del Sol, Dolores, San Miguel, San Nicolás y José Antonio Alzate

Intermitentes (0.21%): La Providencia, San Jerónimo y San Mateo

Fuente: Prontuario de información geográfica municipal de los Estados Unidos Mexicanos, Toluca de Lerdo, 2009.

Por otra parte, podemos decir que la red hidrológica presenta un deterioro importante, lo que ha limitado el uso eficiente del recurso de agua en el municipio. La infraestructura hidráulica presenta algunos problemas de deterioro, se requiere de mantenimiento en los bordos, en la presa Ignacio Ramírez y en los canales de riego. Los cuerpos de agua, fundamentales para el desarrollo de la agricultura y ganadería, abarcan una superficie de 1,137.7 hectáreas. En el municipio se encuentra la quinta parte de la superficie de cuerpos de agua de la región I Toluca, el mejor dotado de agua.


NIVEL 0



I.1.5 Densidad demográfica del sitio. El municipio de Toluca se localiza en la región centro del Estado de México. Cuenta con las siguientes colindancias: al norte con los municipios de Almoloya de Juárez, Temoaya y Otzolotepec; al este con Lerma, San Mateo Atenco y Metepec; al oeste con Zinacantepec y Almoloya de Juárez; y al sur con Calimaya, Metepec, San Mateo Atenco, Tenango del Valle y Villa Guerrero. El municipio de Toluca cuenta con una superficie de 42,014 hectáreas y se compone de la cabecera municipal y las siguientes 24 delegaciones: Toluca de Lerdo, Cacalomacán, Calixtlahuaca, Capultitlán, San Antonio Buenavista, San Buenaventura, San Cristóbal Huichochitlán, San Felipe Tlalmimilolpan, San Juan Tilapa, San Lorenzo Tepaltitlán, San Marcos Yachihuacaltepec, San Martín Toltepec, San Mateo Otzacatipan, San Mateo Oxtotitlán, San Pablo Autopan, San Andrés Cuexcontitlán, San Pedro Totoltepec, Santa Ana Tlapaltitlán, Santa Cruz Atzcapotzaltongo, Santa María Totoltepec, Santiago Miltepec, Santiago Tlaxomulco, Tecaxic, Tlacotepec y Tlachaloya. De acuerdo con la información censal, en el año 2005, se presento una tasa de crecimiento superior a la estatal en el orden de 2%, lo que implicó una población total de 747,512 habitantes.

Tabla 2. Dinámica de crecimiento poblacional, 1950-2005.

Entidad

Tasa de Crecimiento Media Anual

1950-1960

1960-1970

1970-1980

1980-1990

1990-1995

1995-2000

2000-2005

Estado 3.14 7.56 6.78 2.70 3.17 2.65 1.2

Toluca 3.09 4.53 3.94 3.24 2.62 3.96 2

Fuente: Censo General de Población y vivienda 1950, 1960, 1970, 1980 ,1990 y 2000, 2005.

Para el año 2010. La población esperada será de 607,073 habitantes, la cual agrupará 76.27%; en suma el incremento total del 2000 al 2010 será de 225,026 habitantes, lo que representa 51.72% de la población actual.

Tabla 3. Dinámica de crecimiento poblacional, 1980-2010.

Delegación

Población T.C. Población

1980 1990 1995 2000 80-90

90-95

95-00

00-05

2005 2010

Toluca de Lerdo

199,778

327,865

368,384

435,125

5.08 2.36 3.39 2 747,51

2 607,07

3

Fuente: Censo General de Población y vivienda 2005.


NIVEL 0



III.1.2 Municipio de Lerma.

Lerma está ubicada en el Valle de Tollocan y representa el 0.91 % de la superficie del estado, el municipio de Lerma colinda al norte con los municipios de Xonacatlán y Naucalpan de Juárez; al este con los municipios de Naucalpan de Juárez, Huixquilucan y Ocoyoacac; al sur con los municipios de Ocoyoacac, Capulhuac, Metepec y San Mateo Atenco; al oeste con los municipios de San Mateo Atenco, Toluca, Otzolotepec y Xonacatlán. A continuación se describen de manera breve los componentes principales que componen el Municipio.

A. Flora2. En lo que respecta a la vegetación del Municipio se encuentra dividida de la siguiente manera (Anexo III.2), mientras que las especies principales de vegetación se presentan en la Tabla 4.

Agricultura (61.50 %). Pastizal (7.90%). Bosque (23.01%). Otro (7.59%).

Tabla 4. Vegetación principal en el Municipio de Lerma.

CONCEPTO NOMBRE CIENTÍFICO NOMBRE LOCAL UTILIDAD

Agricultura Zea mays MAÍZ COMESTIBLE

Phaseolus vulgaris FRIJOL COMESTIBLE

Vicia faba HABA COMESTIBLE

Lactuca sativa LECHUGA COMESTIBLE

Agave sp. MAGUEY PULQUERO BEBIDA, ARTESANÍAS

Pastizal Muhlenbergia sp. ZACATÓN FORRAJE

Bouteloua sp. NAVAJITA FORRAJE

Quercus rugosa ENCINO DOMÉSTICO

Bacharis conferta ESCOBILLA DOMÉSTICO

Aristida sp. ZACATE FORRAJE

Bosque Abies religiosa OYAMEL FORESTAL, DOMÉSTICO

Pinus montezumae OCOTE FORESTAL, DOMÉSTICO

Pinus teocote PINO FORESTAL, DOMÉSTICO

Quercus rugosa ENCINO FORESTAL, DOMÉSTICO

Arbutus sp. MADROÑO DOMÉSTICO

Bacharis conferta ESCOBILLA DOMÉSTICO

Otros Thypha sp. TULE ARTESANÍAS

Cyperus sp. TULILLO ARTESANÍAS

Fuente: Censo General de Población y vivienda 2005.

2 Aspectos Geográficos, Lerma de Villada. Ayuntamiento de Lerma 2009-2012.


NIVEL 0



B. Fauna3. En lo que respecta al apartado de flora y fauna se desarrollo el Estudio de vegetación, flora y fauna silvestres “Proyecto Bicentenario”, donde se registraron las especies de flora y fauna encontradas a lo largo del derecho de vía del gasoducto, de las cuales ninguna especie está sujeta a protección legal según la NOM-059-SEMARNAT-2001, dentro del derecho de vía del proyecto.

C. Suelo. Su composición geológica se encuentra conformada principalmente por rocas ígneas, entre ellas la andesita y el basalto; su superficie geográfica se encuentra representada por brechas volcánicas y tobas. En la parte poniente del municipio de Lerma, de norte a sur, se localizan suelos lacustres y aluviales. Los tipos de suelo existentes en el municipio que predominan por orden descendente son: Andosol: es el más representativo ya que se localiza en la mayor parte del territorio municipal ocupando las partes altas, es decir, en las zonas accidentadas y boscosas. Estos suelos se caracterizan por estar formados por materiales de cenizas volcánicas, son suelos muy sueltos que presentan textura esponjosa y su vocación es únicamente forestal y en menor cantidad agrícola; suelen ser muy susceptibles a la erosión cuando quedan desprovistos de vegetación, del total de la superficie municipal este tipo de suelo ocupa cerca de 7,210 hectáreas. Feozem: ocupa la mayor parte de los terrenos planos y semiplanos, ubicándose en ellos los terrenos correspondientes a los ejidos de San Mateo y Santa Ma. Atarasquillo, San Nicolás Peralta, Huitzizilapan y Tlalmimilolpan en la parte Noroeste y Suroeste; se caracterizan por presentar una capa superficial obscura rica en materia orgánica y en nutrientes, que favorece los altos rendimientos en agricultura de riego y temporal, si son desprovistos de vegetación, y dependiendo de la ubicación en la que se encuentren, tienden a ser erosionados con mucha facilidad. La superficie que ocupa es de 6,583 hectáreas. Vertisol: se ubica en las faldas de la parte montañosa y en una pequeña porción de la cabecera municipal ocupando un total de 4,422 hectáreas. Estos suelos se caracterizan por las grietas anchas y profundas que aparecen en ellos en la época de sequía, son suelos muy arcillosos, son pegajosos cuando están húmedos y muy duros estando secos. A veces son salinos, características que los condicionan para el desarrollo urbano, para la agricultura son suelos fértiles, pero presentan problema para su manejo, ya que su dureza dificulta su labranza. Luvisol: se localizan al sureste, norte y noreste del municipio, son suelos ricos en arcilla, son fértiles y son de alta susceptibilidad a la erosión la superficie aproximada que ocupa es de 3,769 hectáreas. En México muchos luvisoles se hayan erosionados debido al mal manejo cuando el uso es agrícola y pecuario.

3 Estudio de vegetación, flora y fauna silvestres “Proyecto Bicentenario”, abril, 2010.


NIVEL 0



Cambisol: ubicados principalmente en las comunidades de San Agustín Huitzizilapan, San Pedro Huitzizilapan, Santa Catarina, entre otras, así como en la parte suroeste del municipio, ocupando un total de 108 hectáreas. Son suelos jóvenes, poco desarrollados y se caracterizan por presentar en el subsuelo una capa de roca, formando terrones. Además pueden presentar acumulación de algunos materiales como arcilla, carbonato de calcio, fierro, manganeso, entre otros, son de moderada a alta susceptibilidad a la erosión. Los suelos que limitan al Desarrollo Urbano, son los de origen Feosem y Andosol, por considerar las barreras naturales para que la población no se asiente sobre ellos. Esto, porque el primero es blando y asentarse en él puede provocar que las casas se hundan y el segundo es considerado bosque y se encuentra protegido por Decreto Estatal denominado: Parque Otomí.

D. Hidrología. Las características hidrológicas del municipio de Lerma se encuentran distribuidas en más de cuarenta cuerpos de agua unos pasivos y otros activos, entre; manantiales, arroyos y ríos, entre otros, que en su conjunto conforman alrededor de poco más de 200 hectáreas sin considerar los humedales.

Tabla 5. Hidrología del Municipio de Lerma, México.

Región Hidrológica Lerma - Santiago (100%)

Cuenca R. Lerma - Toluca (100%)

Subcuenca R. Almoloya - Otzolotepec (100%)

Corriente de agua Perennes: Flor de Gallo, Dando, Comalero, Lerma, San Lorenzo, El Jilguero, San Mateo, Salazar, Agua Apestosa, México y Muerto

Intermitentes: San Lorenzo y Salto del Agua

Cuerpo de agua Perennes (0.06%)

Fuente: Prontuario de información geográfica municipal de los Estados Unidos Mexicanos, Lerma, 2009.

La Ciénega de Lerma, hoy casi desaparecida, abarca una gran extensión, desde Tenango hasta Xonacatlán; y parte de Toluca hasta el pie del Monte de las Cruces. Los cauces que destacan por su importancia en el municipio de Lerma son: Salto del Agua, Flor de Gallo, San Mateo, Río Seco y Peralta; además se encuentra el Río Lerma, que actualmente no se considera una fuente de abastecimiento, por ser ocupado como drenaje, donde se descargan aguas residuales, tanto domésticas como industriales. Los arroyos más significativos son: Arroyo Salazar, Arroyo Seco, Arroyo San Mateo y el Arroyo Jilguero. El primero tiene sus orígenes al este del Cerro El Ángel, desciende de una altitud de 3,450 m.s.n.m, a 3.5 Km., de su nacimiento; atraviesa la población de la Marquesa y a partir de aquí, toma el nombre de Río La Marquesa y sigue una dirección oeste; dos kilómetros abajo, vierte sus aguas en la Laguna de Salazar para salir en dirección oeste con el nombre de Arroyo Salazar.


NIVEL 0



El Arroyo Salazar después de la confluencia con el Arroyo Texcalpa recibe las aguas de la zona industrial y cambia en dirección oeste hasta descargar sus aguas en el río Lerma, al sur de la población de Lerma de Villada. El Arroyo de San Mateo tiene sus orígenes en las inmediaciones del Cerro La Campana; desciende de una altitud de 3,050 m.s.n.m. en dirección suroeste, cinco kilómetros de aguas por debajo de su origen pasa por Santiago Analco; continúa su recorrido en dirección oeste por San Mateo Atarasquillo y sigue por una zona plana donde recibe los canales de las poblaciones de San Nicolás Peralta y Álvaro Obregón antes de descargar sus aguas al río Lerma. Se cuenta también con dos ríos: San Lorenzo y Zolotepec, localizados al norte, entre el municipio de Xonacatlán y Lerma. La Laguna de Salazar, así como 38 pozos profundos.

E. Densidad demográfica. De acuerdo con la información censal disponible dentro del municipio se identifica la existencia de 41 localidades que cuentan con las características específicas siguientes: Lerma, Cabecera municipal, Amomolulco, Agrícola Analco, Barranca Grande, Cañada de Alférez, Colonia Alvaro Obregón, Colonia Guadalupe Victoria, La Concepción Xochicuatla, El Espino Peralta, Flor de Gallo, Colonia Adolfo López Mateos Hitzizilapan, Las Rejas, Las Mesas, Metate Viejo, Pueblo Nuevo, Reforma Tlalmimilolpan, Salazar, San Agustín Huitzizilapan, San Francisco Xochicuatla, Sam José Llanito, San Lorenzo Huitzizilapan, San Mateo Atarasquillo, San Miguel Ameyalco, San Nicolás Peralta, San Pedro Huitzizilapan, San Pedro Tultepec, Santa Catarina, Santa María Atarasquillo, Santa María Tlalmimilolpan, Santa Cruz Chignahuapan, Santiago Analco, La Unidad Huitzizilapan.

Tabla 6. Distribución de la población del municipio de Lerma, 2005.

Tasa Media de Crecimiento Anual 1

Población Total 105, 578

% Hombres 49.5

Menores de 15 años % 31.6

Fuente: Elaborada con información de Censo Nacional de Población, 2005

III.1.3 Municipio de Otzolotepec.

El Municipio de Otzolotepec se localiza en la porción occidental del Estado de México, forma parte de la Región Económica del Estado de México No. 5 “Atlacomulco” y pertenece a la subregión agropecuaria Otomí. Colinda con los Municipios de Temoaya, Isidro Fabela y Jilotzingo al norte; con Toluca, Lerma y Xonacatlán al sur; con Jilotzingo y Xonacatlán al este y con Temoaya y Toluca al oeste


NIVEL 0



A. Flora4. El municipio presenta vegetación poco densa; se reduce a cerros en los cuales crece pino, ocote, madroño, cedro, roble, tepozán, sauce llorón, mimbre, fresno, oyamel y el encino. En el anexo III.2 se presentan las cartas de vegetación y uso de suelo del estado de México donde se observa que el trazo del proyecto cruzará en su mayoría zonas agrícolas. Árboles frutales: capulín, tejocote, pera, ciruelo, durazno, manzana, chabacano, pasionaria, nogal, higo, membrillo y tuna. Hierbas: xocoyol, mostaza, matecosa, quiebraplatos, toloache, hierba de zopilote, jarilla, calabacita, chayotito, helechos, zaramuta, zacatón, trébol, nabo, epazote, berro, chilillo, sanacoche, malva, jitomate, oxcón de coyote, muesgos, plumajillo, ortiga, golondrina, garrapatilla, quelite de venado, paletaria y chivitos. Plantas de ornato: malvón, mastuerzo, crisantemo, alhelí, alcatraz, vara de San José, geranio, enredadera, maíz de teja, buganvilia, suavo, aretillo, margarita, bella de día, girasol, huele de noche, jazmín, madreselva, hiedra, perritos, corazón de María, cola de zorra, corona de Cristo, begonia, rosa de Castilla, mazorca, coronilla, dalia, tuberosa, rosa, laurel y flor de Cempasúchil. Hierbas medicinales: pericón, endivias, zábila, árnica, hierba del golpe, capitaneja, Santa María, ruda, ajenjo, hinojo, hierbabuena, epazote de perro, gordolobo, manzanilla, borraja, hierba del cáncer, hierba de reuma, toronjil, istafiate, trébol de aire, tabaquillo, jeramiel, salvia, marrubio y sasal.

B. Fauna5 En lo que respecta al apartado de flora y fauna se desarrollo el Estudio de vegetación, flora y fauna silvestres “Proyecto Bicentenario”, donde se registraron las especies de flora y fauna encontradas a lo largo del derecho de vía del gasoducto, de las cuales ninguna especie está sujeta a protección legal según la NOM-059-SEMARNAT-2001, dentro del derecho de vía del proyecto.

C. Suelo6. El municipio de Otzolotepec está formado por una gran diversidad de unidades de suelo, las cuales se mencionan a continuación: Cambisol con subunidad eutrico, se pueden presentar en cualquier clima; este tipo de suelo se encuentra básicamente al noreste y en pequeñas áreas al noroeste. La subunidad eutrico, se caracteriza por sostener una gran variedad vegetal. Presenta rendimientos altos a moderados para el uso agrícola, con algunas restricciones, susceptibles a erosionarse. Se considera apto para el desarrollo urbano.

4 Plan de Desarrollo Municipal de Desarrollo Urbano del Municipio de Otzolotepec, México, 2004. 5 Estudio de vegetación, flora y fauna silvestres “Proyecto Bicentenario”, abril, 2010. 6 Plan de Desarrollo Municipal de Desarrollo Urbano del Municipio de Ocoyoacac, México, 2004.


NIVEL 0



Feozem, con la subunidad de háplico (Hh). Su característica principal es una capa superficial suave y rica en materias orgánicas y nutrientes. Son usados generalmente en la agricultura. Cuando se presentan en terrenos planos, puede ser utilizado en la producción de granos, legumbres u hortalizas con altos rendimientos. Los que se encuentran en laderas o pendientes pueden aprovecharse para el pastoreo o la ganadería con resultados aceptables. Se localiza al suroeste del municipio; en cuanto al uso urbano son aptos para su desarrollo. Vertisol, con subunidad pélico. Este tipo de suelo se caracteriza por ser muy arcillosos, ya sean negros o grises; son pegajosos cuando están húmedos y muy duros cuando están secos. Presenta dificultades para su manejo, ya que su dureza dificulta la labranza y con frecuencia existen problemas de inundación, mientras que su drenaje interno es lento. Son considerados altamente productivos para el desarrollo agrícola, por lo general son muy fértiles. Este tipo de suelo es el que predomina en el municipio, abarca a las localidades de Villa Cuauhtémoc, Colonia Guadalupe Victoria, Santa María Tetitla, Ejido de Villa Cuauhtémoc, San Mateo Mozoquilpan, Las Trojes y la zona sur de San Agustín Mimbres. No son aptos para el desarrollo urbano. Luvisol, con subunidades de crómico y vértico en el subsuelo son ricos en arcilla y fértiles. Son usados para fines agrícolas con rendimientos moderados. Su rendimiento en zonas templadas es alto, principalmente en el cultivo de frutales como el aguacate. Con pastizales cultivados o inducidos pueden dar buenas utilidades en la ganadería, el uso forestal en este tipo de suelo es muy importante y con altos rendimientos. Sin embargo, la utilización para el uso agrícola y forestal se da con restricción, ya que de no tomarse las medidas necesarias para su conservación son de alta susceptibilidad a erosionarse. No es apto para el uso urbano por la gran capacidad agrícola y forestal. Este tipo de suelo se encuentra principalmente en pequeñas áreas, en las zonas de pendientes entre San Agustín Mimbres y Fábrica María. Andosol con la subunidad de Ocrico: Este tipo de suelo se origina a partir de cenizas volcánicas. En condiciones naturales tienen vegetación de bosque de pino, abeto y encino, principalmente. No son recomendables para la agricultura, pues presentan rendimientos muy bajos, ya que retienen mucho el fósforo. Se pueden utilizar para el pastoreo natural o inducido. Este tipo de suelo es muy susceptible a la erosión. Se localiza una pequeña zona en San Agustín Mimbres al norte del municipio. No son aptos para el desarrollo urbano, ya que son de fácil acarreo causando inestabilidad. Los carbonatos que presentan pueden cementar el suelo disminuyendo el potencial de excavación.

D. Hidrología. El municipio de Otzolotepec forma parte de la Región Hidrológica No. 12 “Lerma- Santiago”. Los recursos hidrológicos que se encuentran en el municipio se muestran en la Tabla 7.


NIVEL 0



Tabla 7. Hidrología del Municipio de Otzolotepec, México.

Región Hidrológica Lerma - Santiago (99.74%) y Pánuco (0.26%)

Cuenca R. Lerma – Toluca (99.74%) y R. Moctezuma (0.26%)

Subcuenca R. Almoloya – Otzolotepec (56.12%), R. Otzolotepec (27.39%), R.

Otzolotepec - R. Atlacomulco (13.39%), R. Verdiguel (2.32%), R.

Tejalpa (0.52%) y R. Cuautitlán (0.26%)

Corriente de agua Perennes: Mayorazgo, Los Ajolotes, Valdez, La Concepción, Zarco,

Bernal, Vega,

Lerma, El Gallo, San Lorenzo, Tejalpa y Verdigel

Cuerpo de agua No disponible

Fuente: Prontuario de información geográfica municipal de los Estados Unidos Mexicanos, Otzolotepec, 2009.

En la actualidad no existe un sistema de drenaje con la capacidad requerida, lo que ocasiona que se realicen descargas en los ríos y arroyos del municipio. En el municipio, como en todo el estado de México, podemos observar que los recursos acuíferos son sobre-explotados y sus afluentes están contaminados.

E. Densidad demográfica. De acuerdo con la información censal disponible, dentro del municipio se identifica la existencia de 36 localidades, que en conjunto, han presentado una evolución en su tasa de crecimiento desde 1950, de forma ascendente, que incluso a partir de 1990 supera a la registrada por el estado. En 1950 el municipio de Otzolotepec contaba con 15,463 habitantes, lo que representó el 1.11% del total estatal. Para el año de 1960 el Estado de México observó un importante crecimiento, ya que tenía una población de 1’897,851 habitantes con una tasa de crecimiento media anual de 3.14%; el municipio de Otzolotepec para el mismo período tenía una población de 15,990 habitantes y una tasa media anual de 0.34%, lo que significó 0.84% del total estatal. Para 1970 Otzolotepec siguió mostrando una tasa inferior a la estatal, siendo ésta del 3.46% (contra 7.56%, la más alta mostrada en los últimos 50 años) y su población pasó a 22,203 habitantes, participando con el 0.58% del total de la entidad. En 1980 el municipio de Otzolotepec tenía una población de 29,112 habitantes, lo que significó el 0.38% del total estatal, creciendo a una tasa de 2.65%. Para 1990 el crecimiento del Estado de México comenzó a estabilizarse de forma considerable, ya que observó una tasa de crecimiento de 2.7%, la más baja desde 1950, lo que significó una población de 9’815,795; para el mismo período en Otzolotepec había 40,407 habitantes y una tasa de 3.41%, primera vez mayor a la estatal.


NIVEL 0



Tabla 8. Distribución de la población del municipio de Otzolotepec, 2005.

Municipio Otzolotepec

Población total, 2005 67,611

Población total hombres, 2005 33,049

Población total mujeres, 2005 34,562

Fuente: Elaboración con información de Censo Nacional de Población 2005.

III.2 Características climáticas. En lo que corresponde a los municipios por donde cruzará el gasoducto, se puede observar en la Figura 1 que el clima que le corresponde es Templado Subhumedo, donde se observan en su mayoría temperaturas entre 10° y 18° C y de 18° a 22°C, sin embargo en algunas regiones puede disminuir a menos de 10°C; además registra precipitaciones de 600 a 1,000 mm en promedio durante el año (Anexo III.2).

Figura 1. Sobreposición del trazo sobre mapa de climas del Estado de México.

Fuente: Mapa de Climas, Plan Estatal de Desarrollo Urbano, Estado de México, 2007.

III.2.1 Temperatura (mínima, máxima y promedio).

En lo que respecta a la temperatura (mínima, máxima y promedio) correspondiente a los municipios de Toluca, Lerma y Otzolotepec, se realizo la búsqueda de información en el Banco Nacional de Datos Climatológicos, donde se incluyen los registros históricos de la red climatológica nacional correspondiente a 5,000 estaciones, también la red sinóptica de superficie y altura con 77 observatorios y 11 estaciones de radio sondeo.


NIVEL 0



La Tabla 9 Tabla 10 y Tabla 11, muestran los valores de Temperatura media, Temperatura máxima y Temperatura mínima promedio mensual obtenida de las Normales Climatológicas para el periodo 1971-2000 de los Municipios de Toluca, Lerma y Otzolotepec. Es importante señalar que para el Municipio de Toluca se tomaron los datos provenientes de las estaciones meteorológicas más cercanas al gasoducto. En el anexo III.2 se presenta el mapa de temperatura media anual donde se señala el trayecto del gasoducto para el “Proyecto Bicentenario”.

Tabla 9. Temperatura media, Temperatura máxima y Temperatura mínima para el Municipio de Toluca, Edo. de México en el periodo 1971-2000.

Temperatura Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual

Máxima 20.4 21.2 23.6 24.5 24.5 22.7 21.1 21.2 21.3 22 21.2 20.8 22.1

Media 9.9 11.2 12.8 14.5 15.7 15.8 14.7 14.7 14.7 13.7 12.0 10.6 13.4

Mínima -0.5 0.7 2.1 4.5 6.8 8.9 8.3 8.1 8.1 5.5 2.3 0.4 4.6 Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, enero 2010.

http://smn.cna.gob.mx/climatologia/normales/estacion/mex/NORMAL15203.TXT

Tabla 10. Temperatura media, Temperatura máxima y Temperatura mínima para el Municipio de Lerma, Edo. de México en el periodo 1971-2000.


Máxima 20.2 20.7 23.2 23.7 23.7 21.4 20.0 20.1 20.3 20.7 20.4 20.3 21.2

Media 9.7 10.1 12.1 13.4 14.7 14.6 13.9 13.9 14.1 13.3 11.5 10.4 12.6

Mínima -0.9 -0.5 1.0 3.0 5.7 7.9 7.7 7.8 7.8 5.9 2.5 0.5 4.0 Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, enero 2010.


Tabla 11. Temperatura media, Temperatura máxima y Temperatura mínima para el Municipio de

Otzolotepec, Edo. de México en el periodo 1971-2000.


Máxima 20.4 21.3 23.2 24.1 24.1 22.5 21.4 21.7 21.6 21.7 21.6 20.7 22.0

Media 10.7 11.8 13.5 14.9 15.6 15.0 14.2 14.4 14.2 13.8 12.1 11.2 13.5

Mínima 1.1 2.3 3.9 5.8 7.0 7.5 7.0 7.1 6.9 5.9 2.7 1.7 4.9 Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, enero 2010.


Adicionalmente se reviso la información a partir del año 2001 hasta este momento encontrando la información correspondiente a la temperatura máxima, media y mínima promedio del Estado de México, la cual se presenta en la Tabla 12, Tabla 13 y Tabla 14.


NIVEL 0



Tabla 12. Temperatura máxima para el Estado de México en el periodo 2001-2009.

Temperatura Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual 2001 20.7 22.2 23.0 25.1 23.7 22.3 21.8 22.1 21.3 20.9 19.9 20.2 21.9 2002 20.4 20.9 24.0 24.7 25.0 22.9 21.6 21.8 21.1 21.7 19.8 20.0 22.0 2003 19.3 22.7 24.0 25.4 26.3 22.3 22.5 22.6 22.4 22.5 22.7 20.7 22.8 2004 20.2 22.4 24.1 24.7 24.7 22.8 22.9 23.4 22.5 22.9 24.4 22.4 23.1 2005 21.6 23.3 24.8 27.6 26.8 26.1 24.1 23.1 22.9 22.6 22.4 22.0 24.0 2006 21.1 22.9 25.9 26.9 25.1 24.0 22.4 21.9 22.4 22.1 20.2 20.1 22.9 2007 21.1 22.5 23.5 24.5 24.6 23.8 22.7 22.3 21.8 20.2 21.2 20.5 22.4 2008 20.2 22.7 23.2 25.7 24.9 22.9 21.2 23.1 21.3 21.3 20.7 20.5 22.3 2009 19.6 22.6 24.3 26.0 24.4 23.5 22.0 22.5 20.5 21.4 20.2 19.4 22.2

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, enero 2010. http://smn.cna.gob.mx/climatologia/temperaturas/maxima

Tabla 13. Temperatura media para el Estado de México en el periodo 2001-2009.

Temperatura Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual 2001 11.5 12.8 13.5 15.9 15.5 15.5 15.0 15.2 14.7 13.4 11.6 11.3 13.8 2002 10.9 12.1 14.6 15.7 16.3 15.6 15.1 14.9 15.0 14.6 11.9 11.2 14.0 2003 10.8 12.9 14.3 16.4 17.6 16.1 15.7 15.7 16.2 15.5 14.3 11.1 14.7 2004 11.6 12.7 15.1 16.0 16.7 16.2 16.0 16.4 16.1 15.9 15.2 13.1 15.1 2005 12.5 14.2 15.8 18.4 18.1 18.7 17.3 16.7 16.2 15.6 14.0 13.4 15.9 2006 11.7 13.8 16.2 17.8 17.6 17.2 16.2 16.0 16.4 15.7 12.4 11.2 15.2 2007 12.8 13.3 14.4 16.2 16.9 16.2 16.2 16.0 15.5 12.7 12.0 12.2 14.5 2008 11.6 13.3 14.4 17.2 17.1 16.4 15.4 16.7 15.8 14.4 12.0 11.2 14.6 2009 10.9 13.2 14.8 16.8 16.8 16.7 15.6 16.2 15.3 15.2 12.6 11.7 14.7

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, enero 2010. http://smn.cna.gob.mx/climatologia/temperaturas/tmedias.html

Tabla 14. Temperatura mínima para el Estado de México en el periodo 2001-2009.

Temperatura Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual 2001 2.2 3.5 4.0 6.6 7.2 8.6 8.1 8.3 8.1 5.8 3.3 2.5 5.7 2002 1.5 3.4 5.2 6.6 7.5 8.3 8. 5 8.1 8.9 7.4 4.0 2.4 6.0 2003 2.2 3.1 4.6 7.4 8.8 10.0 9. 0 8.8 10.1 8.4 5.8 1.4 6.6 2004 3.1 3.0 6.1 7.3 8.7 9.7 9.1 9.4 9.8 8.8 6.0 3.9 7.1 2005 3.4 5.2 6.9 9.1 9.4 11.2 10.5 10.3 9.4 8.6 5.5 4.8 7.9 2006 2.3 4.6 6.4 8.7 10.1 10.4 10.0 10.0 10.4 9.2 4.7 2.3 7.4 2007 4.2 4.1 5.6 7.7 9.1 8.8 9. 9 9.8 9.2 5.4 3.2 3.9 6.7 2008 3.0 3.9 5.5 8.8 9.2 9.9 9.5 10.4 10.4 7.6 3.2 1.9 7.0 2009 2.3 3.7 5.3 7.6 9.2 9.8 9.2 9.8 10.1 9.0 5.0 4.1 7.1

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, enero 2010. http://smn.cna.gob.mx/climatologia/temperaturas/tmedias.html


NIVEL 0



Con esta información, se realizaron los gráficos mostrados en la Figura 2, Figura 3 y Figura 4, los cuales muestran que el comportamiento en los tres municipios es muy similar durante todo el año. En la Figura 2 podemos observar que la temperatura máxima asciende considerablemente durante los meses de marzo a mayo, encontrando que la variación entre los municipios es aproximadamente de 2°C, Así mismo el comportamiento en la Figura 3, la temperatura media se mantiene más estable durante los meses de mayo a septiembre. Finalmente en la Figura 4, en los meses de junio a septiembre es cuando se presentan las temperaturas mínimas más altas, entre 5 y 7°C, para descender en los últimos meses hasta 0° C; mientras que en los tres casos se mantiene la tendencia de la información del Estado de México mayor a la de los municipios.

Figura 2. Comportamiento de la Temperatura máxima para los municipios

por donde cruzará el gasoducto.

Fuente: En base a Normales Climatológicas, Servicio Meteorológico Nacional, enero 2010.


NIVEL 0



Figura 3. Comportamiento de la Temperatura media para los municipios



Figura 4. Comportamiento de la Temperatura media para los municipios




NIVEL 0



III.2.2 Precipitación pluvial (mínima, máxima y promedio).

En lo que respecta a precipitación pluvial se tomo la información proveniente de las Normales Climatológicas para el periodo 1971-2000 de los Municipios de Toluca, Lerma y Otzolotepec y se muestran en las siguientes tablas.

Tabla 15. Precipitación para el Municipio de Toluca, Edo. de México (1971-2000).

Precipitación Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual

Máxima Mensual

86.0 34.2 48.0 76.8 136.5 253.2 233.0 244.5 346.7 136.7 54.3 48.0 N/D

Normal 12.7 9.9 14.8 24.4 70.8 146.9 155.3 136.9 119.2 54.4 14.2 12.9 772.4

Mínima N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, enero 2010. http://smn.cna.gob.mx/climatologia/normales/estacion/mex/NORMAL15203.TXT

Tabla 16. Precipitación para el Municipio de Lerma, Edo. de México (1971-2000).


Máxima Mensual

87.8 31.9 32.1 64.9 150.6 502.1 284.7 253.5 195.6 142.3 32.7 32.6 N/D

Normal 16.4 9.0 9.5 26.1 71.5 174.5 181.8 168.8 113.4 57.0 16.4 7.8 852.2



Tabla 17. Precipitación para el Municipio de Otzolotepec, Edo. de México (1971-2000).

Precipitación

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anua

l

Máxima Mensual

70.6

55.5

47.0

106.0

158.3

297.5

366.5

430.0

329.0

253.5

98.3

63.0

N/D

Normal 12.0

10.8

15.4

25.6 62.8 136.

2 189.

7 187.

1 148.

9 76.1

18.8

12.4

895.8




NIVEL 0



Adicionalmente se encontró el mapa de Precipitación media anual en el periodo 1941-2005, de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA), donde se presentan valores de precipitación para el Estado de México. Mientras que en el anexo III.2 se presenta el mapa de precipitación pluvial del Estado de México correspondiente al Plan estatal de desarrollo urbano, el cual coincide con la información de las normales.

Figura 5. Precipitación media anual en el periodo 1941-2005.

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, enero 2010. http://smn.cna.gob.mx/climatologia/precipitacion/lluv-media-a.html

Tabla 18. Precipitación para el Estado de México en el periodo 1941-2005.


Media Estatal 12.7 6.1 8.9 23.6 59.6 154.0 179.7 173.8 158.7 71.8 19.5 8.2 876.7

Fuente: Servicio Meteorológico Nacional, enero 2010. http://smn.cna.gob.mx/climatologia/precipitacion/lluv-media-a.html


NIVEL 0



III.2.3 Dirección y velocidad del viento (promedio).

A. Dinámica de Vientos. Para este apartado, se tomo la información contenida en el documento “Aire Limpio: Programa para el Valle de Toluca 2007-2011”, ya que tiene información más actualizada de la zona de estudio. En general el Valle de Toluca se encuentra en la zona de influencia de los vientos alisios, cuya intensidad se expresa más bien débil e incluso estable en el período que comprende la época fría (finales de noviembre a finales de febrero) predominando los vientos provenientes del sur y con dirección norte, con una ligera curvatura desviada a favor de las manecillas del reloj, todo esto en función del relieve, es el caso del volcán “Nevado de Toluca” que no permite que circulen libres los vientos que llegan por el sur provocando el cambio de su trayectoria y haciendo que se deslicen hacia el valle por su flanco sureste (ver Figura 6). En el período que comprende la época seca-cálida, (meses de marzo a mayo), los vientos se intensifican más y modifican su curso por la aceleración de los alisios; sin embargo, aquí influye el sistema de relieve que presenta la Sierra de las Cruces orientada de norte a sur, la cual obstruye de manera determinante el paso libre de los vientos alisios hacia este valle; así pues se encuentran estos vientos del este con los del sur para rotar hacia el noroeste describiendo una prominente curvatura en sentido de las manecillas del reloj. Para cerrar el ciclo anual, se muestra la máxima expresión de los alisios durante la época de lluvia, cuya dinámica se expresa del este y sureste con dirección noroeste y norte favoreciendo la transportación de contaminantes generados en lugares como la zona industrial del municipio de Lerma para depositarse y ser afectada la porción extrema noroeste de Toluca.

Figura 6. Dinámica de vientos sobre Zona metropolitana del valle de Toluca.

Fuente: Aire Limpio: Programa para el Valle de Toluca 2007-2011. www.edomex.gob.mx/ambiente/doc/pdf/airelimpiotoluca.pdf


NIVEL 0



B. . Rosa anual de vientos, El registro del comportamiento del viento en el periodo 2000- 2005 se presentan en la gráfica de la rosa anual de vientos, que hace de manifiesto para el caso de la zona de estudio una marcada dominancia de los vientos del sur y sureste, situación que refleja las concentraciones de partículas suspendidas fracción respirable PM10 y las totales PST más elevadas, en época seca.

Figura 7. Rosa anual de vientos (m/s) promedio 2000-2005.

Fuente: RAMA-ZMVT, octubre 2010.

Adicionalmente se encontró información correspondiente a la velocidad media máxima y los vientos dominantes de los últimos 25 años, de la estación meteorológica de Toluca en la latitud 19° 18´ y longitud 99° 40´ a una altitud de 2,720 msnm, a cual es la más cercana al proyecto.

Tabla 19. Velocidad del viento para el Municipio de Toluca.

VELOCIDAD DEL VIENTO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Velocidad media 2.5 2.6 3.1 2.9 2.3 1.9 2.2 2.1 2.2 1.9 2.0 2.1

Velocidad máxima 12.3 14.6 16.5 14.8 15.4 12.6 12.3 12.7 11.0 11.3 11.8 12.7

Viento dominante SSW WSW SW SW NNE N NE NNE NNE WSW SW SW

Fuente: Estación Meteorológica de Toluca.


NIVEL 0



III.3 Intemperismos severos.

III.3.1 Riesgos Geológicos. La litología del estado de México está constituida por afloramientos de rocas de origen ígneo, sedimentario y metamórfico, siendo las rocas ígneas extrusivas las que ocupan una mayor extensión. Las rocas de esta entidad datan desde el Triásico (las metamórficas) hasta el Cuaternario (representado por rocas ígneas de composición basáltica, así como por depósitos lacustres y aluviales). Las principales estructuras geológicas que se presentan son aparatos volcánicos, algunos de los cuales se cuentan entre los más notables del país: el Popocatépetl, el Iztlaccíhuatl y el Nevado de Toluca. Además existen fracturas y fallas regionales, asociadas a los fenómenos de vulcanismo y mineralización. En lo que respecta a la geología en la zona donde se llevará a cabo el proyecto se tiene una geológia compuesta por Rocas Clásticas y Volcánicas (en la Figura 8 zona en color azul), así como Rocas Volcánicas cuaternario (en la Figura 8 zona en color cafe). Para mayor detalle se puede consultar el mapa correspondiente en el Anexo III.2.

Figura 8. Geología del área donde se ubicará el proyecto. Fuente: Mapa de Geología, Plan Estatal de Desarrollo Urbano, Estado de México, 2007.

En los siguientes apartados se presenta una breve descripción de los riesgos geológicos, que podrían afectar el área donde se ubicará el proyecto.


NIVEL 0



III.3.2 Terremotos (sismicidad)7.

Por su ubicación geográfica, México se encuentra sujeto a diversos fenómenos naturales que pueden derivar en casos de desastre; entre las calamidades a las que mayormente está expuesto el territorio nacional resaltan los sismos, que en el transcurso de la historia han sido de significación especial, tanto por su frecuencia como por los daños que han ocasionado. En la dinámica de la naturaleza de nuestro país, la presencia de fallas geológicas activas y la acción de las placas tectónicas son factores siempre presentes, a estos elementos se adicionan características adversas del subsuelo y gran densidad poblacional, que propician riesgo sísmico. El territorio mexicano está clasificado según el peligro sísmico al que están sujetas las construcciones. Se han delimitado cuatro zonas: A, B, C y D, cuyo peligro es de menor a mayor. Básicamente se determinaron en función de la sismicidad propia de cada región. Estas zonas son un reflejo de que tan frecuentes son los sismos en las diversas regiones y la máxima aceleración del suelo a esperar durante un siglo. La zona A es una zona donde no se tienen registros históricos de sismos, no se han reportado sismos en los últimos 80 años y no se esperan aceleraciones del suelo mayores a un 10% de la aceleración de la gravedad a causa de temblores. La zona D es una zona donde se han reportado grandes sismos históricos, donde la ocurrencia de sismos es muy frecuente y las aceleraciones del suelo pueden sobrepasar el 70% de la aceleración de la gravedad. Las otras dos zonas (B y C) son zonas intermedias, donde se registran sismos no tan frecuentemente o son zonas afectadas por altas aceleraciones pero que no sobrepasan el 70% de la aceleración del suelo. En la Figura 9 se presenta el mapa de regionalización sísmica de México donde podemos observar que el Estado de México donde se ubicara el proyecto, se encuentra dentro de la clasificación “B” que corresponde a una zona intermedia donde se registran sismos no tan frecuentemente o son zonas afectadas por altas aceleraciones pero que no sobrepasan el 70% de la aceleración del suelo

Figura 9. Regionalización sísmica en México.

FUENTE: Centro Nacional de Prevención de Desastres, http://www.cenapred.unam.mx/. 7 Sismos, Serie Fasciculos, Centro Nacional de Prevención de Desastres, 5ª edición, 2005.


NIVEL 0



Adicionalmente se realizo la búsqueda en la base de datos del Sismológico Nacional de los sismos registrados en México, en el periodo de 2007 al mes de septiembre de 2010, encontrando que de los 7,076 sismos reportados solo 7 de ellos tuvieron su epicentro en el Estado de México y la máxima Magnitud reportada es de 3.7 ° Richter.

Figura 10. Sismos en México registrados en el periodo de 2007-2010.

FUENTE: Sismológico Nacional, http://www.ssn.unam.mx/.

Tabla 20. Reporte de 2007 a 2010 de los sismos con epicentro en el Estado de México.

Fecha Hora Latitud Longitud Prof.(km) Mag. Zona

2008-02-06

14:26:38 19.7 -100.16 16 3.7 29 km al SUROESTE de TEMASCALCINGO, MEX

2009-05-03

17:01:40 19.28 -98.82 17 3.2 2 km al ESTE de San MARTIN CUAUTLALPAN, MEX

2009-07-04

14:52:04 18.66 -99.99 20 3.5 32 km al SURESTE de TEJUPILCO, MEX

2009-11-09

20:29:39 19.0 -98.61 4 3.6 20 km al ESTE de OZUMBA, MEX

2010-03-05

02:36:24 19.18 -98.89 5 3.0 6 km al SURESTE de San MATEO HUITZILZINGO, MEX

2010-03-07

11:11:24 19.12 -98.9 25 2.4 3 km al NOROESTE de JUCHITEPEC, MEX

2010-04-05

15:06:28 19.24 -98.92 5 3.3 1 km al NORESTE de S MATEO HUITZILZINGO, MEX



NIVEL 0



También se revisaron los mapas de intensidad de los sismos más fuertes de México, encontrando que el sismo de mayor magnitud registrado en los últimos 10 años corresponde al del 21 de enero de 2003 en las costas de colima con una magnitud de 7.6 grados Richter. Revisando el mapa de intensidad sísmica se encontró que el Estado de México resulto afectado por este sismo, con un valor de intensidad de V que de acuerdo con la escala de intensidades de Mercalli modificada, corresponde a la siguiente descripción: Sentido al aire libre; se aprecia la dirección. Los que están durmiendo despiertan. Los líquidos se agitan, algunos se derraman. Los objetos pequeños son inestables, desplazado o volcados. Las puertas se balancean, abriéndose y cerrándose. Ventanas y cuadros se mueven. Los péndulos de los relojes se paran, comienzan a andar, cambien de período.

Figura 11. Mapa de intensidad de sismo de 21 de enero de 2003.


III.3.3 Corrimientos de tierra, derrumbes ó hundmientos. En lo que respecta a los corrimientos de tierra en la región donde se ubicará el proyecto, se revisaron los PDU’s de los Municipios de Lerma, Otzolotepec y Toluca, así como el Plan estatal de desarrollo urbano del Estado de México, donde se establece que el riesgo por corrimientos de tierra, derrumbes ó hundimientos, se da por fallas del subsuelo producidos por la reducción de volúmenes de agua subterránea, especialmente en las zonas de extracción, como es el caso de la batería de pozos que surten al Distrito Federal y que se localizan cerca del río Lerma y en una zona en la ciudad de Toluca vinculada a la antigüedad del embovedamiento del Río Verdiguel el cual funciona a la fecha como cause de aguas negras. Sin embargo, de acuerdo con los mapas de riesgos y vulnerabilidad del estado (Anexo III.2) estos hundimientos no afectan el área donde se ubicará el proyecto.


NIVEL 0



III.3.4 Inundaciones8

Una inundación es un proceso de desbordamiento de agua fuera del cauce natural o artificial, considerado como un fenómeno letal de los desastres naturales, que representa aproximadamente el 40% de las víctimas, aunado a que más de la mitad de la población mundial vive en las costas y a lo largo de los ríos. Se ha determinado que las principales causas que generan Inundaciones en esta área son:

1. Infraestructura hidráulica insuficiente: Las obras hidráulicas han sido rebasadas, ya que el diseño de las estructuras no contempla las aportaciones actuales de escurrimientos residuales y pluviales, originadas en gran medida por el crecimiento demográfico y de su traza urbana.

2. Desbordamiento de cauces: Drenes naturales y/o artificiales que han sido rebasadas sus capacidades de conducción, o bien por la obstrucción de cauces por raíces de arboles, basura y cascajo, debido a la falta de mantenimiento adecuado como limpieza, desazolve, rectificación y dragado de causes.

3. Bajada de Aguas Broncas de Laderas. Escurrimientos pluviales provenientes de laderas pronunciadas o semipronunciadas de lomas, cerros y cañadas, las que bajan a una velocidad considerable arrastrando sólidos de varios tamaños, tierra y basura, obstruyendo y azolvando las redes de drenaje.

4. Precipitación pluvial extraordinaria. La precipitación pluvial intensa, considerablemente mayor a la que periódicamente se presenta en la zona.

5. Falta de Mantenimiento de la Infraestructura hidráulica.

6. Deslave de tierra. Zonas deforestadas con pendientes regulares de material arcilloso que al recibir precipitaciones intensas y saturarse favorece el desgaje de laderas y flujo de lodos, afectando todo tipo de infraestructura.

7. Depresión topográfica. Zona topográfica baja, en donde confluyen los escurrimientos pluviales de zonas altas ocasionando la concentración de basura, tierra y piedras que bloquean los sistemas de drenaje existentes.

8. Asentamientos irregulares. Invasión de zonas federales como causes, presas y zonas lacustres ubicadas en depresiones topográficas.

9. Granizada. Fenómeno hidrometeorológico, que al presentarse en periodos prolongados ocasiona afectaciones de consideración, como la obstrucción temporal de desagües.

El Valle de Toluca donde se ubicará el proyecto tiene, como principal característica, una incipiente pendiente de terreno que va desde la laguna de Almoloya del Río hasta las presas Ignacio Ramírez y Antonio Alzate, en los municipios de Almoloya de Juárez y Temoaya. Esta característica del terreno dificulta el desplazamiento natural de los caudales. Asimismo, en la zona sur de la Ciudad de Toluca se localiza el volcán Nevado de Toluca, cuyas faldas están constituidas principalmente por terrenos arenosos. Con las precipitaciones y escurrimientos pluviales, estos terrenos acarrean materiales diversos, azolvando cauces de ríos y sistemas de drenaje.

8 Atlas de Inundaciones del Estado de México, Secretaria del Agua y Obra Pública, Estado de México. Marzo 2008.


NIVEL 0



Aunado a lo anterior, los eventos meteorológicos que actualmente se presentan como efecto del calentamiento global tienen una intensidad y duración variable, que rebasan, en muchas ocasiones, la capacidad de infraestructura hidráulica instalada en las zonas bajas. Esto ocasiona inevitablemente grandes inundaciones en diversos municipios. En la Figura 12 se presentan en azul las zonas susceptibles a inundaciones, donde se puede observar que a lo largo de la trayectoria del gasoducto el riesgo de inundación en inevitable, por lo que se recomienda tomar las medidas preventivas para la protección del gasoducto.

Figura 12. Zonas susceptibles de Inundación a lo largo de la trayectoria del gasoducto.

FUENTE: Plan Estatal de Desarrollo Urbano del Estado de México, 2007.

III.3.5 Heladas y Granizadas. Como se menciono en los apartados anteriores el clima en el área donde se ubicará el gasoducto es templado subhumedo, lo cual hace que concluyendo la temporada de lluvias, inicie inmediatamente la temporada de heladas. Es decir, una temporada de enfriamiento intenso y brusco que se produce a causa de la pérdida nocturna de calor por irradiación terrestre. Este hecho se manifiesta generalmente justo en el instante de la salida del sol, o después del amanecer, provocando unas mañanas frías durante diciembre y enero con depósitos de hielo en el suelo de esta demarcación. Las heladas en los climas templados presentan una frecuencia de 20 a 120 días al año, destacando principalmente el rango de 80 a 100 días. En lo que respecta a las granizadas en los climas templados, estos registran una incidencia de 0 a 18 días al año, destacando el rango de 2 a 4 días. Las granizadas no guardan una regla de comportamiento definido, aunque se encuentren asociadas a los periodos de precipitación. La mayor incidencia del fenómeno se observa en los meses de junio, julio y agosto.


NIVEL 0



En lo que respecta a las Heladas la probabilidad de que se presenten a lo largo de la trayectoria del gasoducto es en los primeros 6 km es muy alta mientras que para el resto de la trayectoria se considera como alta (Figura 14). Mientras que para las granizadas la probabilidad de ocurrencia para la zona donde se ubicará el gasoducto es media. (Figura 15).

Figura 13. Heladas y Nevadas en México.

Fuente: Diagnóstico de Peligros e Identificación de Riesgos de Desastres en México, CENAPRED 2001.

Figura 14. Heladas y Nevadas a lo largo de la trayectoria del gasoducto..

Fuente: Diagnóstico de Peligros e Identificación de Riesgos de Desastres en México, CENAPRED 2001.


NIVEL 0



Figura 15. Granizadas en México.

FUENTE: Diagnóstico de Peligros e Identificación de Riesgos de Desastres en México, CENAPRED 2001

III.3.6 Escurrimientos

Debido a la topografía de los municipios por los que atravesará el gasoducto, durante la época de lluvias se presentan escurrimientos considerables de gran importancia que provienen del Nevado de Toluca y se dirigen a la parte más baja del valle cruzando por el municipio y cuando logra sobrepasar los niveles de captación y escurrimientos; estos ocasionan problemas de inundación en comunidades y colonias afectando a la población en general. El proceso que origina la inundación pasa por dos fases principales: la formación de la lluvia y su transformación en escurrimientos en cuanto la intensidad rebasa la capacidad de los causes y de las obras hidráulicas se convierten en inundaciones. En la Figura 16 se presenta el mapa de las ciudades con mayor riesgo de escurrimientos súbitos, aunque al Estado de México le corresponde una incidencia baja se recomienda tomar las medidas preventivas en cuanto a la protección del gasoducto con la finalidad de evitar daños tanto al medio ambiente y al ser humano.


NIVEL 0



Figura 16. Ciudades de la República Mexicana con riesgo debido

a escurrimientos súbitos.

FUENTE: Diagnóstico de Peligros e Identificación de Riesgos de Desastes en México, CENAPRED 2001

III.3.7 Incendios9.

Un incendio forestal es un tipo de incendio caracterizado por producirse y desarrollarse principalmente en zonas naturales con vegetación abundante. Desde el punto de vista de la propagación, y según sea la vegetación existente, se identifican los siguientes tipos de incendios: Monte bajo: el fuego se transmite a nivel del suelo aprovechando la existencia de matorrales y restos orgánicos. Monte alto: el incendio se transmite a través de las copas de los árboles. Es especialmente peligroso para los seres vivos, pues el riesgo de quemaduras y de intoxicación por inhalación de humo se une el hecho de que el fuego emplea para alimentarse el oxígeno del aire situado bajo él, provocando un grave riesgo de asfixia. Por brasas: la acción conjunta del viento y del fuego pue-den provocar que se desprendan fragmentos incandescentes de vegetación, los cuales son arrastrados a distancias relativamente grandes, provocando a su vez nuevos focos de fuego.

9 Reporte semanal de resultados de incendios forestales 2009. SEMARNAT


NIVEL 0



Durante el 2009 se reportaron 9,569 incendios en la Republica Mexicana afectando 296,344.21 hectáreas, de estos incendios 1,808 se registraron en el Estado de México afectando los siguientes tipos de superficie (Tabla 21).

Tabla 21. Superficie afectada por incendios en el Estado de México.

Entidad Federativa

Superficie Afectada

(hectáreas)

Pastizal Arbolado

Adulto Renuevo

Arbusto y matorrales

Total

Estado de México

1,390.00 23.00 892.25 3,725.25 6,030.50

FUENTE: Reporte de Incendios 2009, SEMARNAT.

Con esta información, se elaboro un mapa de ocurrencia de incendios, encontrando que el Estado de México se encuentra en primer lugar con 1,808 incendios durante 2009, por lo que la probabilidad de ocurrencia es alta.

Figura 17. Mapa de Ocurrencia de Incendios.

FUENTE: Reporte de Incendios 2009, SEMARNAT.

Es importante señalar que para mayor detalle respecto a puntos anteriores, en el Anexo III. 1 y III.2 se pueden consultar los mapas utilizados en el presente capitulo. Finalmente se puede concluir que los riesgos de mayor probabilidad de ocurrencia en la zona donde se pretende ubicar el gasoducto, son los riesgos hidrometeorológicos, con especial atención el riesgo por inundación, por lo que se recomienda tomar las medidas preventivas para la protección del gasoducto con la finalidad de evitar algún evento.


NIVEL 0


Capítulo IV, Página 1 de 12

CAPITULO IV

INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO

URBANO.


NIVEL 0



Índice

IV INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO. ........................................................................................................................ 3

IV.1 PROGRAMAS DE DESARROLLO MUNICIPAL. .................................................................................... 3

A. Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Toluca. ....................................................................... 3 B. Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Otzolotepec. ............................................................... 4 C. Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Lerma. ........................................................................ 5 D. Plan Regional de Desarrollo Urbano del Valle de Toluca. ......................................................... 6

IV.2 PLAN DE DESARROLLO DEL ESTADO DE MÉXICO 2005-2011. ........................................................ 8

A. Plan Estatal de Desarrollo Urbano. ............................................................................................ 9

IV.3 PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2007-2012. .............................................................................. 9

IV.4 DECRETOS Y PROGRAMAS DE MANEJO DE ÁREAS NATURALES PROTEGIDAS. ................................. 10


NIVEL 0



IV. INTEGRACIÓN DEL PROYECTO A LAS POLÍTICAS MARCADAS EN LOS PROGRAMAS DE DESARROLLO URBANO.

IV.1 Programas de desarrollo municipal.

En este apartado se analizarán los Planes Municipales de Desarollo Urbano, correspondientes a los municipios de Toluca, Lerma y Otzolotepec, es importante mencionar que esta información proviene del Capítulo III, de la Manifestación de Impacto Ambiental de la cual este ERA es anexo.

A. Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Toluca.1

Para las áreas consideradas en el Plan Municipal de Desarrollo Urbano (PMDU) de Toluca, las zonas que atraviesa el trazo son exclusivamente (Figura 1): Industrial grande no contaminante (I-G-N) y agropecuaria de alta productividad no protegida (AG-AP-N). En ninguna de las áreas por las que atraviesa el trazo del proyecto, se manifiesta restricción alguna para el gasoducto. Conviene señalar que en las normas urbanas generales del municipio de Toluca se señala que la superficie mínima para zona de amortiguamiento es de 50 metros, para cualquier ducto de petróleo o sus derivados. A lo largo del trazo y en el municipio de Toluca no se ubica ninguna zona habitacional a menos de 50 metros de distancia, por lo que se cumple con estas normas. Asimismo, dentro de las normas urbanas generales y en específico para usos de suelos condicionados, el PMDU establece que bajo las atribuciones que le confiere el Código Administrativo del Estado de México, en su Libro Quinto, Capítulo V, artículo 5.61, los ductos e instalaciones para el almacenamiento, procesamiento o distribución de combustibles requerirán del dictamen de Impacto Regional.

Figura 1. Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Toluca.

1 Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Toluca. Gaceta del Gobierno de fecha 28 de octubre de 2003.


NIVEL 0



B. Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Otzolotepec.2 Como se muestra en la Figura 2, el trazo propuesto cruza por zonas agropecuarias de mediana productividad de temporal (AG-MP-T), exclusivamente. Los usos generales y específicos establecidos para estas zonas no hacen mención alguna sobre gasoductos. Nuevamente, en las normas urbanas generales del municipio de Otzolotepec, se señala que la superficie mínima para zona de amortiguamiento es de 50 metros, para cualquier ducto de petróleo o sus derivados, por lo que el trazo se ha ajustado para que cumpla con esos requerimientos. En sitios cercanos al trazo y dentro de este municipio lo que se observó fue un campo deportivo, a 115 metros del trazo. Asimismo, en este instrumento se indica que el desarrollo de este tipo de proyectos es condicionado, y que requieren obtener el Dictamen de Impacto Regional.

Figura 2. Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Otzolotepec

2 Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Otzolotepec. Gaceta del Gobierno del 04 de noviembre del 2003.


NIVEL 0



C. Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Lerma.3 De acuerdo con la Figura 3 y con lo establecido en este instrumento normativo, la ruta propuesta pasaría por Áreas Urbanizables No Programadas (AUNP), Zona Agropecuaria de Alta Productividad Protegida (AG-AP-P) y Zona Habitacional (H500A y H833A). El Plan manifiesta que los ductos e instalaciones para el almacenamiento, procesamiento o distribución de combustibles, requerirán del dictamen de Impacto Regional. En las normas urbanas generales del municipio de Lerma, se señala que la superficie mínima para zona de amortiguamiento es de 50 metros, para cualquier ducto de petróleo o sus derivados. En este municipio el trazo se ha modificado con el objeto de mantenerse lejos de zonas urbanas y de esta manera cumplir con este lineamiento. En todo caso, este proyecto se someterá en forma previa a su construcción, al dictamen de Impacto Regional en materia de Desarrollo Urbano indicado en los PMDU.

Figura 3. Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Lerma. De la vinculación realizada con los Planes Municipales de Desarrollo Urbano, se encontró que en los usos generales y específicos de las áreas por las que atraviesa el trazo del proyecto, no figura la infraestructura y en el ámbito de su competencia, estos instrumentos normativos no restringen el desarrollo del proyecto. Los ductos de distribución de derivados de petróleo bajo los términos establecidos en el artículo 5.61 del Libro V del Código Administrativo del Estado de México, son considerados usos condicionados sujetos a un dictamen de Impacto Regional, el cual es expedido por la Secretaria de Desarrollo

3 Plan Municipal de Desarrollo Urbano de Lerma, publicado el 7 de Noviembre de 2003 en la Gaceta del Gobierno del Estado de México y su Fe de Errata de fecha 5 de abril de 2004 y 6 febrero del 2009.


NIVEL 0



Urbano y Obras del Estado de México. En este orden de ideas, al no contravenir ninguna disposición en materia de Desarrollo Urbano se considera que el proyecto es viable en esta materia y en el momento procesal oportuno, será presentado ante la autoridad competente para la obtención del dictamen correspondiente. Adicionalmente se analizó el Plan Regional de desarrollo Urbano del Valle de Toluca, ya que el gasoducto

D. Plan Regional de Desarrollo Urbano del Valle de Toluca.4 El Plan Regional de Desarrollo Urbano del Valle de Toluca (PRDUVT) abarca 22 municipios metropolitanos que conforman la Región del Valle de Toluca (RVT). Fija las bases que han de permitir un ordenamiento territorial acorde con los requerimientos y dinámica de la sociedad que habita en los municipios de dicha región. El Estado de México consideró entre otras cosas que la Región del Valle de Toluca, presenta problemas de capacidad en infraestructura hidráulica, sanitaria y energética derivados de limitaciones para su abasto futuro. Por lo tanto, dentro de sus propósitos y alcances se encuentra el propiciar y articular inversión pública, social y privada en la ejecución de las acciones regionales de desarrollo para fortalecer la base económica de la Región. Como principio establece el Desarrollo Regional, donde pretende un proceso de desarrollo regional y metropolitano que dé lugar a una conformación territorial que soporte a la integración social y económica de la Región. Esto a través de una adecuada distribución de la infraestructura y el equipamiento. Revalidando lo anterior, el Plan Regional tiene como objetivo el establecer un sistema de ciudades más equilibrado, que permita formar cadenas productivas a partir del núcleo metropolitano y una distribución más homogénea de los equipamientos e infraestructura en el territorio regional. La Figura 4 muestra que el trazo proyectado atraviesa las áreas industriales, áreas no urbanizables, áreas urbanizables no programadas, áreas urbanizables, así como área forestal al margen del Río Lerma. Para los usos industriales se tiene previsto limitar el desarrollo industrial a las áreas autorizadas con este uso, dividiéndolas siempre en dos: La consolidada, destinada a localizar industria pesada y mediana y su franja perimetral, que deberá ser ocupada por industria ligera no contaminante y carente de riesgos, pequeña y micro industria, bodegas y talleres. Dicha franja será un elemento de transición entre las zonas industriales y la vivienda, las áreas comerciales y las áreas agropecuarias. Los usos generales de las áreas urbanizables no programadas se encuentran sujetos a un dictamen de Congruencia con el Plan Regional de Desarrollo Urbano del Valle de Toluca, inclusive con el Plan Estatal de Desarrollo Urbano vigente debido a su impacto. Asimismo, los usos del área urbanizable no programada son sujetos de dictámenes y Estudios Técnicos tales como el dictamen del Estudio Técnico del área urbanizable no programada en cuestión; la Elaboración de un Plan Parcial y/o Proyecto específico, y/o el Propio Estudio Técnico en los términos que prevea en primer instancia el Plan Municipal de Desarrollo Urbano correspondiente, el dictamen especifico del Estudio Técnico en cuanto a su contenido, así como lo que define en relación a los Planes Parciales el Libro V del Código Administrativo del Estado de México y su reglamento.

4 Publicado el 09 de agosto de 2005, en la Gaceta del Gobierno del Estado de México.


NIVEL 0



Para las áreas no urbanizables, el Plan estipula lo siguiente: “Los usos del suelo especiales de carácter regional, tales como… equipamiento e infraestructuras regionales afines, que se pretendan llevar a cabo en el territorio que cubre el Plan Regional de Desarrollo Urbano de Toluca, podrán edificarse en las áreas clasificadas por este plan y los respectivos planes municipales de desarrollo urbano como no urbanizables, siempre y cuando se elabore previamente el respectivo Plan Parcial y dichas áreas no correspondan a las que por su propia naturaleza no pueden ser objeto de acciones de urbanización, comprendidas dentro de éstas las áreas naturales protegidas…, los distritos de riego; las zonas de recarga de mantos acuíferos; las tierras de alto rendimiento agrícola, pecuario o forestal; las zonas arqueológicas y demás bienes del patrimonio histórico, artístico y cultural; los terrenos inundables y los que tengan que riesgos previsibles de desastre; los que acusen fallas o fracturas en su estratificación geológica o que contengan galerías o túneles provenientes de laboreos mineros agotados o abandonados que no puedan rehabilitarse; las zonas de restricción alrededor de los cráteres de volcanes y barrancas; y los terrenos ubicados por encima de la cota establecida para la dotación del servicio de agua potable. En lo general la normatividad especifica en las zonas no urbanizables se precisan en los Planes Municipales de Desarrollo Urbano vigentes, de no ser así son sujetos de un Dictamen Técnico en este caso, de impacto, alcance o congruencia regional en el marco del Plan Regional de Desarrollo Urbano del Valle de Toluca y lo que establezca el Libro V del Código Administrativo del Estado de México y su reglamento”.

Figura 4. Áreas por las que atraviesa el proyecto en el Plan Regional de Desarrollo Urbano del

Valle de Toluca. Las áreas urbanizables comprenden las áreas aptas y potenciales de desarrollo que albergarán el crecimiento poblacional de los Centros Urbanos de la Región, siendo que su normatividad se precisa en los Planes Municipales de Desarrollo Urbano y/o aquellos Planes tanto de Centros de Población,


NIVEL 0



Parciales, de Zonificación secundaria y/o Planes, Programas y Proyectos autorizados y publicados en Gaceta de Gobierno, todos ellos vigentes. De acuerdo a lo señalado en este instrumento normativo, los Planes Municipales de Desarrollo son los competentes para estipular lo concerniente a los usos específicos tanto en las áreas urbanas, urbanizables no programadas como en las no urbanizables, siempre y cuando éstas ya cuenten con los dictámenes técnicos o en su caso los Planes Parciales correspondientes. En cuanto a las áreas industriales, no especifica nada con respecto a los gasoductos pero tampoco los prohíbe, por tal razón se deberá observar lo establecido en los Planes Municipales. Sin embargo, dentro del apartado relacionado a las Áreas Naturales Protegidas, incluyendo los Corredores Ecológicos, establece que… se podrán realizar obras de infraestructura básica de servicios de bajo impacto, beneficio social y económico (por ejemplo: líneas eléctricas, ductos, vialidades, canales, presas, plantas de tratamiento de aguas residuales, lagunas de oxidación, redes y torres de telecomunicación, entre otros). De esta manera, considerando que el proyecto no causará un desequilibrio ecológico que puede considerarse como grave, y que no interferirá de manera permanente con los usos de suelo y las actividades productivas de la región; además de que no se tiene prohibido en estas zonas la instalación de un gasoducto, se concluye que el desarrollo del proyecto es plenamente concordante con este instrumento de planeación. Asimismo, se tiene contemplado tener un acercamiento con las autoridades municipales y estatales, para que determinen las condiciones específicas a que quedarán sujetas las obras y actividades del proyecto.

IV.2 Plan de Desarrollo del Estado de México 2005-2011.5

Dentro del Plan de Desarrollo se considera que…El desarrollo de infraestructura física y humana es condición indispensable para elevar la competitividad y promover el crecimiento económico necesario para una mejor inserción en la globalidad... En infraestructura productiva, se cuenta con…, así como una red de telecomunicaciones de fibra óptica y un sistema regional de distribución de gas natural... Prospectiva… La calidad de la infraestructura, la disponibilidad de energéticos en condiciones competitivas, así como la oferta de mano de obra calificada, serán determinantes en los flujos de inversión nacional y extranjera directa… En este contexto, la tarea gubernamental se enfocará a generar y asegurar las condiciones necesarias para crear un clima propicio que permita atraer el capital productivo, nacional y extranjero, garantizando la plena vigencia del Estado de Derecho, proporcionar infraestructura, favorecer la capacitación para mejorar la calidad de la mano de obra y garantizar la disponibilidad de recursos energéticos, de tal forma que se promuevan también los encadenamientos de valor agregado que den competitividad a los bienes producidos en el estado. La infraestructura tendrá una alta prioridad en la consolidación de una política estatal, regional, metropolitana y municipal… La realización del proyecto, como puede verse, es concordante con el propósito de dicho Plan. En el Pilar 2: Seguridad Económica, Vertiente I: Desarrollo Económico, punto IV. Infraestructura para Integrar el Estado y Apoyar al Aparato Productivo, cuenta entre sus objetivos el Fortalecer la infraestructura estratégica de la entidad, y entre sus Estrategias y Líneas de Acción está:

5 Gobierno del estado de México.


NIVEL 0



2. Infraestructura de insumos básicos

Dentro del marco jurídico, promover la participación privada en la construcción de infraestructura que garantice el abasto de energía que requiere el desarrollo económico del estado.

Asegurar el abasto energético a través de nuevas subestaciones y plantas generadoras móviles, en lugares estratégicos del territorio estatal.

Al considerar la importancia que tiene la infraestructura, el Plan Estatal establece… la infraestructura es eje del desarrollo económico porque aumenta el intercambio, ensancha los mercados, lleva salud, educación y crea puentes entre las regiones. Por ello, podemos establecer que el proyecto es totalmente compatible y contribuye con las estrategias y líneas de acción del Plan, ya que garantizará la disponibilidad de energéticos.

A. Plan Estatal de Desarrollo Urbano.6

En el Eje 2: “Economía Competitiva y Generadora de Empleo”, se establecen entre otras, políticas para el Desarrollo Regional Integral, el sector Construcción y el sector Vivienda. En el Desarrollo Regional Integral, se señala que… Se requiere de una estrategia regional que permita afrontar los retos de empleo y bienestar de su población a todo lo largo del territorio nacional. Para ello, deberán promoverse la competitividad en cada región atendiendo a la vocación de cada una de ellas para explotar su potencial y una estrategia de equidad para atender o eliminar progresivamente las disparidades en los indicadores de bienestar social. El objetivo consiste en superar los desequilibrios regionales..., entre región y a nivel nacional, para lo cual se plantean entre otras, las siguientes estrategias:

Asegurar que exista la infraestructura necesaria para que todos los mexicanos puedan tener acceso adecuado a la energía, a los mercados regionales, nacionales e internacionales y a las comunicaciones.

Promover la inversión privada para proyectos específicos (parques industriales y nuevos centros de población, entre otros), así como en la construcción de infraestructura que garantice el abasto de energía que requiere el desarrollo económico del Estado.

De esta manera, el proyecto es congruente con el Plan Estatal de Desarrollo Urbano, al garantizar el abasto de energía que requiere la región donde se plantea construir el gasoducto, apoyando las actividades productivas que beneficiarán al Estado de México.

IV.3 Plan Nacional de Desarrollo 2007-20127.

Entre los Objetivos del Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2007-2012 en el rubro energético, está Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores. Asimismo, se prevé que el sector de hidrocarburos deberá garantizar que se suministre a la economía el petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados que requiere el país, a precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares de calidad internacionales. Como puede verse, la realización del proyecto es concordante con este

6 Gaceta de Gobierno. Plan Estatal de Desarrollo Urbano. Mayo 2008 7 www.pnd.presidencia.gob.mx


NIVEL 0



propósito del PND, toda vez que se pretende con la construcción de infraestructura para el suministro de gas natural, garantizar el abasto de un combustible menos contaminante, para su uso en diferentes sectores productivos. En el mismo sentido, dado que el PND tiene entre sus estrategias la ampliación de la capacidad de suministro y transporte de gas (Estrategia 15.2), el proyecto contribuye al desarrollo de esta estrategia.

“ESTRATEGIA 15.2 Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de plantas procesadoras de productos derivados y gas.”

Por otra parte, en el rubro de electricidad, el PND declara que ha aumentado la demanda de gas natural, toda vez que la expansión reciente de centrales generadoras se basó principalmente en plantas de ciclo combinado, que si bien ofrecen mayor eficiencia y menores costos de inversión y plazos de construcción más cortos, han generado mayores importaciones de gas natural... De lo anterior, se evidencia que el uso de gas natural para la generación de electricidad va en aumento, de modo que la realización del proyecto será congruente con la mayor necesidad de infraestructura para el transporte de este combustible.

IV.4 Decretos y programas de manejo de áreas naturales protegidas.

Las fuentes utilizadas para el análisis de este punto fueron las páginas electrónicas de la Comisión Nacional de Áreas Naturales Protegidas (CONANP8), de la Comisión Estatal de Parques Naturales y de la Fauna (CEPANAF9) y de la Secretaría de Desarrollo Urbano10, las dos últimas, del gobierno del Estado de México.

Con respecto a dichas fuentes, se encontró que el proyecto no cruza ningún Área Natural Protegida Federal, Estatal o Municipal, decretada o propuesta, de las 98 reconocidas en el plano de diagnóstico D-11 “Áreas Naturales Protegidas” del Plan Estatal de Desarrollo Urbano del Estado de México. De acuerdo con la información proporcionada en el plano D-11, las más cercanas al trazo son (Figura 5):

a. Área de Protección de Flora y Fauna Ciénegas de Lerma (No. 58 en la Figura 5; aproximadamente a 40 metros del trazo, en su punto más cercano11).

b. Parque Estatal Santuario del Agua y Forestal Subcuenca Tributaria Río Mayorazgo-Temoaya (No. 73 en la Figura 5; aproximadamente a 500 metros del trazo).

c. Parque Estatal Santuario del Agua y Forestal Subcuenca Tributaria Río San Lorenzo (No. 74 en la Figura 5; aproximadamente a 210 metros del trazo).

d. Parque Estatal Santuario de Agua y Forestal (Sin Decreto) Humedales de Xonacatlán (No. 98 en la Figura 5; aproximadamente a 210 metros del trazo).

8 Consulta a la siguiente página: http://www.conanp.gob.mx/sig/informacion/info.htm. Sistema de Información Geográfica. Coberturas Digitales. Áreas Naturales Protegidas Federales de México y Áreas destinadas Voluntariamente a la Conservación (febrero 2010). 9 Consulta a la siguiente página de la Comisión Estatal de Parques Naturales y de la Fauna: http://www.edomexico.gob.mx/cepanaf/htm/conservatel.htm# (febrero 2010). 10 Consulta a la siguiente página de la Secretaría de Desarrollo Urbano del estado de México: http://seduv.edomexico.gob.mx/dgau/pdf/plan_estatal/D-11.pdf. Plan Estatal de Desarrollo Urbano. Planos de Diagnóstico. D-11 Áreas Naturales Protegidas. (febrero 2010). 11 Aunque en la Figura 5 parece que el trazo se ubica dentro de uno de los polígonos del Área de Protección de Flora y Fauna Ciénegas de Lerma, al final de este capítulo se comprueba que el trazo del proyecto se mantiene por fuera de esta Área Natural Protegida.


NIVEL 0



Figura 5. Ubicación del trazo con respecto a las Áreas Naturales Protegidas Federales,

Estatales y Municipales. Es importante señalar que el trazo del proyecto no atraviesa por ningún ANP de carácter federal, estatal o municipal (Figura 5). Sin embargo, debido a problemas de escala del material cartográfico empleado, en la Figura 5 parece que el trazo se ubica dentro del Área de Protección de Flora y Fauna Ciénegas de Lerma (No. 58 en la Figura 5). Por lo tanto, se consultó el decreto de esta ANP12 y de ahí se obtuvieron las coordenadas del polígono 3, que es el más cercano al trazo del proyecto, procediendo a realizar la reconstrucción del polígono correspondiente. En la Figura 6 se muestra dicho polígono en Google, observando que el trazo del proyecto se ubica por fuera del Área de Protección de Flora y Fauna Ciénegas de Lerma. De lo descrito en los apartados anteriores, se concluye que el proyecto es concordante con respecto a las políticas regionales de desarrollo social, económico y ecológico. En principio, el proyecto no se ubica dentro de ninguna de las Áreas Naturales Protegidas de carácter Federal, Estatal o Municipal que se localizan dentro del Estado de México. Asimismo, durante el proceso de planeación del proyecto se ha cuidado que se cumplan con las restricciones indicadas en los Planes Municipales de Desarrollo Urbano aplicables. Además, no contraviene las políticas ni los criterios de regulación ecológica del Ordenamiento Ecológico vigente para el área. Por lo tanto, se concluye que el proyecto es viable de realizarse, quedando sujeto a las restricciones impuestas por cada uno de los instrumentos de planeación antes señalados.

12 DECRETO por el que se declara área natural protegida, con el carácter de área de protección de flora y fauna, la región conocida como Ciénegas del Lerma, ubicada en los municipios de Lerma, Santiago Tianguistenco, Almoloya del Río, Calpulhuac, San Mateo Atenco, Metepec y Texcalyacac en el Estado de México, con una superficie total de 3,023-95-74.005 hectáreas (D.O.F. 27/11/02).


NIVEL 0



Figura 6. Ubicación del proyecto con respecto a las Ciénegas de Lerma. Finalmente es importante señalar que los documentos, planos y/o mapas de soporte mencionados en este capítulo, se encuentran contenidos en los anexos de la MIA “Proyecto Bicentenario”.


NIVEL 0


Capítulo V, Página 1 de 49

CAPÍTULO V

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE


NIVEL 0



Índice V. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE. ...................................................... 3

V.1 Bases de diseño. ...................................................................................................................... 4

V.1.1 Normatividad aplicable ...................................................................................................... 4

V.1.2 Procedimientos de certificación de materiales. ............................................................... 19

V.1.3 Límites de tolerancia a la corrosión. ................................................................................ 19

V.1.4 Recubrimientos a emplear. ............................................................................................. 20

V.1.5 Ubicación de válvulas de seguridad, válvulas de corte, válvulas de seccionamiento,

válvulas de venteo y válvulas de control, así como la infraestructura requerida para la operación

del ducto (trampas, puntos principales de interconexión, venteo, etc.). ......................................... 21

V.2 Procedimientos y medidas de seguridad. ............................................................................... 28

V.2.1 Sistema de Monitoreo Vía Satélite SCADA. .................................................................... 28

V.2.2 Válvulas de seccionamiento. ........................................................................................... 29

V.2.3 Sistema de protección catódica y monitoreo del mismo ................................................. 29

V.2.4 Programas de Mantenimiento Predictivo, Preventivo y Correctivo de las instalaciones. 30

V.2.5 Plan de Contingencia y Ayuda Mutua. ............................................................................ 30

V.2.6 Programas de Ayuda Mutua. ........................................................................................... 31

V.2.7 Plan Integral de Seguridad y Protección Civil. ................................................................ 31

V.2.8 Programa de Mantenimiento, y Plan de Respuesta a Emergencias. .............................. 31

V.2.9 Celaje de las instalaciones y derecho de vía. ................................................................. 32

V.2.10 Prueba hidrostática. ........................................................................................................ 32

V.2.11 Inspección con diablo o equipo instrumentado. .............................................................. 33

V.2.12 Inspección con equipo de ultrasonido. ............................................................................ 33

V.2.13 Capacitación del personal. .............................................................................................. 33

V.2.14 Verificación de las condiciones de operación, mantenimiento y seguridad de las

instalaciones ................................................................................................................................... 34

V.2.15 Válvulas de operación automática .................................................................................. 34

V.2.16 Sistema Electrónico de Medición de Flujo. ..................................................................... 35

V.2.17 Sistema de telecomunicaciones. ..................................................................................... 36

VI.2.17 Sistema de comunicación interna con el personal. ......................................................... 36

V.2.19 Sistema de comunicación con Autoridades, Industrias y los Particulares cercanos. ...... 36

V.3 Condiciones de operación. ..................................................................................................... 38

V.3.1 Operación. ....................................................................................................................... 38

V.3.2 Pruebas de verificación. .................................................................................................. 43


NIVEL 0



V. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE.

La trayectoria de la extensión del Sistema de Transporte (ST) para gas natural “Palmillas – Toluca”, tramo San Pablo Autopan – Lerma con un diámetro de 10” (254 mm), tendrá como punto de origen, la colonia San Carlos, municipio de San Pablo Autopan, Estado de México, con coordenadas geográficas: latitud norte 19° 22’ 46.34” y longitud oeste 99° 41’ 10.75” en donde se interconectara con el Sistema de Transporte de 406.4 mm (16”) de diámetro “Palmillas – Toluca” (Km. 121+490 de su trayectoria), que actualmente provee de este combustible a algunas zonas industriales y población de la ciudad de Toluca. La trayectoria de la extensión del ST se ubica dentro de un radio de 200 metros a partir de su eje desde donde se define lo que se cruce y localice a su paso. Iniciará su recorrido a partir la Trampa de Envío de Diablos (TED) Km. 0+000 y al salir de esta, el ST se alojara por medio de una curva en el subsuelo para ir totalmente enterrado por zonas de sembradío, cruzará varios caminos de terraceria, líneas de baja tensión, pasará cercano a caseríos dispersos en el zona, deflexionará varias veces en la misma dirección, cruzará las dos líneas del Sistema Cutzamala en el Km. 2+082 además del camino de terraceria propiedad de CNA, continuará por zonas de labor y cruzará un canal, un dren, un camino interno, una línea de baja tensión, el libramiento a Toluca en el Km. 2+541, una línea de baja tensión, una línea de transmisión, otro dren y otra línea de baja tensión, deflexionará en la misma dirección noreste para ir paralelo a dicho dren y la línea de baja continuando por zonas de labor y cruzando otra línea de transmisión, volverá a deflexionar en la misma dirección en el Km. 3+277, cruzará otro dren, una brecha, un camino de terraceria, el camino que lleva a San Pablo en el Km. 4+425, deflexionará nuevamente con dirección sureste en el Km. 4+449 para continuar por zonas agrícolas y cruzar otro dren, volviendo a deflexionar con dirección noreste en el Km. 6+051, cruzará una brecha, un arroyo, un dren, una línea de baja tensión, la carretera pavimentada a Buenavista El Chico, una línea fibra óptica, deflexionará con dirección sureste en el Km. 7+245 y 7+300, cruzará un camino de terraceria, una calle, el Río Tejalpa, la autopista Bicentenario (libramiento a Toluca), nuevamente el Sistema Cutzamala en sus líneas 1 y 2 así como el camino terraceria, la carretera Toluca – Temoaya y otra calle pavimentada, deflexionará con dirección noreste en el Km. 9+411 para continuar por zonas de labor y cruzar canales, calles, líneas de distribución y transmisión eléctrica, el Río Verdiguel en el Km. 9+743, además de drenes, caminos de terraceria, etc., deflexiona varias veces en diferentes direcciones hasta llegar al Km. 11+243 donde deflexiona en dirección noreste para tomar un paralelismo alejado aproximadamente 40 metros del Sistema Cutzamala, deflexiona nuevamente en dirección sureste en el Km. 11+661 continuando con el paralelismo y cruzando un camino de terraceria en el Km. 12+178, entra a zonas inundables, en el Km. 14+100 el ST deja el paralelismo con el Sistema Cutzamala, deflexionando en la misma dirección sureste alejándose de este para en el Km. 14+368 iniciar su cruzamiento direccionado con el mismo Sistema Cutzamala, el camino de terraceria, bajo puente de la carretera Toluca – Villa Cuauhtemoc, el Río Lerma, el libramiento Bicentenario y una carretera pavimentada para terminar dicho cruzamiento, deflexiona en la misma dirección sureste continuando por zonas de labor hasta llegar a las coordenadas geográficas: latitud norte 19° 23’ 31.09” y longitud oeste 99° 33’ 22.69” (Km. 16+306) sitio donde se ubicará la válvula de seccionamiento No. 1 denominada Xonacatlan. El ST continuará su recorrido en dirección sureste por zonas de labor, cruza la carretera federal 134 Toluca – Naucalpan en el Km. 17+836, para continuar por el mismo tipo de zonas agrícolas, cruzando caminos de terraceria, drenes, líneas de distribución eléctrica, carreteras, etc., hasta el Km. 21+917


NIVEL 0



donde cruzará nuevamente el Sistema Cutzamala con su camino de terraceria, continuando por zonas de labor inundables y con alto nivel freático, cruza varios drenes localizados en la zona, una carretera pavimentada que lleva a la población San José El Llanito en el Km. 30+028, deflexiona varias veces en diferentes direcciones, vuelve a cruzar la carretera mencionada anteriormente en los kilómetros 31+091 y 31+559, una avenida denominada Hidalgo en el Km. 31+573, la autopista México – Toluca en el Km. 31+612 y 31+983, cruza dos líneas de transmisión en los Km. 32+092 y 32+131, una vía de ferrocarril en el Km. 32+262, deflexiona con dirección sureste y cruza el arroyo Ocoyoacac en el Km. 32+433, un camino de terracería, continuando hasta llegar a las coordenadas geográficas: latitud norte 19° 16’ 41.33” y longitud oeste 99° 29’ 27.84” (Km. 32+094) sitio donde se instalará Trampa de Recibo de diablos TRD-101, denominada San Antonio El Llanito.

a) Clasificación del ducto y características operativas. El ducto se encuentra dentro de las Clases 1 (35%), Clase 2 (2%) y Clase 3 (63%), (NOM – 003 – SECRE – 2002 Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos y NOM – 007 – SECRE – 1999 Transporte de gas natural), sin embargo se ha considerado tomar el 100% de la ruta, como Clase 3 por razones de seguridad y considerando el crecimiento urbano. El ducto tendrá un diámetro de 10”, un espesor de 0.188” y con una especificación de la tubería correspondiente a API 5L X65, además se instalará una válvula de seccionamiento denominada MLV-100 localizada en el kilometraje 16+306. El diseño considera mantener las condiciones apropiadas para realizar inspecciones con equipos instrumentados para verificación del interior del ducto.

b) Vida útil del proyecto. El sistema está diseñado para operar las 24 horas del día durante todo el año, por un periodo mínimo de 30 años.

V.1 Bases de diseño.

Las bases de diseño del proyecto están de acuerdo a las bases de usuario emitidas por Comisión Federal de electricidad (CFE). Las bases de diseño en la ingeniería de detalle se efectuarán siguiendo las especificaciones de cálculo e instalación, y estarán de acuerdo a las recomendaciones, normas, códigos y estándares que se mencionan a continuación.

V.1.1 Normatividad aplicable

Cabe mencionar que las normas nacionales e internacionales que se utilizan para el diseño y construcción del gasoducto, son las NOM, API, ASME, ASTM, MSS, NACE, NFPA, etc. A continuación se presenta una lista de las Leyes, Reglamentos, Criterios, Normas y Códigos que se deben cumplir en el proyecto, la cual es indicativa pero no limitativa. Leyes Mexicanas.

1. Ley del servicio público de energía eléctrica y su reglamento (LSPEE).


NIVEL 0



2. Ley general de equilibrio ecológico y protección al ambiente (LGEEPA) y reglamentos en

materia de impacto ambiental, residuos peligrosos, prevención y control de la contaminación, atmósfera, aguas y ruido.

3. Ley forestal

4. Ley federal de derechos en materia de agua

5. Ley de aguas nacionales y su reglamento

6. Ley de protección civil

7. Leyes estatales de protección civil

8. Ley federal del trabajo

9. Ley general de salud

10. Ley del seguro social

11. Reglamento de la protección al ambiente contra la contaminación originada por las emisiones

de ruido

12. Leyes y reglamentos del municipio o del estado, aplicable a los temas no cubiertos en estas especificaciones.

13. Reglamento federal de seguridad, higiene y medio ambiente de trabajo (de la secretaría del

trabajo y previsión social STPS).

14. Reglamento de Construcción vigente en las entidades federativas correspondientes. Normas Oficiales Mexicanas. (NOM´s)

a) SEMARNAT NOM – 001 – SEMARNAT – 1996 Que establece los límites máximos permisibles de

contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales

NOM – 052 – SEMARNAT – 1993 Que establece las características de los residuos

peligrosos, el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente

NOM – 053 – SEMARNAT – 1993 Que establece el procedimiento para llevar a cabo la

prueba de extracción para determinar los constituyentes que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.


NIVEL 0



NOM – 054 – SEMARNAT – 1994 Que establece el procedimiento para determinar la

incompatibilidad entre dos o más residuos considerados como peligrosos

NOM – 059 – SEMARNAT – 2001 Especies nativas de México de flora y fauna silvestres –

categorías de riesgo y especificaciones para su inclusión, exclusión o cambio – lista de especies en riesgo.

b) Comisión Nacional del Agua

NOM – 004 – CNA – 1996 Requisitos para la protección de acuíferos durante el

mantenimiento y rehabilitación de pozos de extracción de agua y para el cierre

c) Secretaría de Comercio y Fomento Industrial

NOM – 008 – SCFI – 1993. Sistema general de unidades de medida. NOM – 014 – SCFI – 1997 Medidores de desplazamiento positivo tipo diafragma para

gas natural o L.P. con capacidad máxima de 16m3/h con caída de presión máxima de 200 Pa. (20.40 mm. de columna de agua)

PROY – NOM – 014 – SCFI – 2004 Medidores de desplazamiento positivo tipo diafragma para

gas natural o L. P. - Con capacidad máxima de 10 m3/h con caída de presión de 200

NOM – 093 – SCFI – 1994. Válvulas de relevo de presión.- seguridad y alivio. NOM – 001 – SEMP – 1994 Instalaciones destinadas al suministro y uso de la energía

eléctrica.

a) Secretaría de Energía NOM – 001 – SEDE – 1999 Instalaciones eléctricas (utilización).

b) Métodos de prueba ambientales y de durabilidad NOM serie J Métodos de prueba ambientales y de durabilidad. Motores

de inducción, transformadores de corriente, transformadores de potencia, productos eléctricos conductores, técnicas de prueba en alta tensión, cordones desnudos flexibles de cobre para usos eléctricos y electrónicos. Método de prueba de aislamiento.

NOM serie W Clasificación de cobre.


NIVEL 0



c) Comisión Reguladora de Energía

NOM – 001 – SECRE – 2003 Calidad del GN. NOM – 002 – SECRE – 1997 Instalaciones para el aprovechamiento de gas natural. PROY – NOM – 002 – SECRE – 1997 Instalaciones para el aprovechamiento de gas natural. NOM – 003 – SECRE – 2002 Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por

ductos. NOM – 006 – SECRE – 1999 Odorización del gas natural. NOM – 007 – SECRE – 1994 Transporte del GN. PROY – NOM – 007 – SECRE – 2004 Transporte del GN. NOM – 008 – SECRE – 1999 Control de la corrosión externa en tuberías de acero

enterradas y/o sumergidas. NOM – 009 – SECRE – 2002 Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas

natural y gas L.P., en ductos. NOM – EM-013 – SECRE – 2004 Requisitos de Seguridad para el Diseño, Construcción,

Operación y Mantenimiento de Terminales de Almacenamiento de GNL que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de Recepción conducción, Vaporización y entrega de GN.

a) Secretaría del Trabajo y Previsión Social NOM – 001 – STPS – 1994 Condiciones de seguridad e higiene en las edificaciones,

locales, instalaciones y áreas de los centros de trabajo. NOM – 004 – STPS – 1999 Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la

maquinaria y equipo que se utilice en los centros de trabajo.

NOM – 011 – STPS – 2001 Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido

NOM – 017 – STPS – 2001 Equipo de protección personal - selección, uso y manejo

en los centros de trabajo. NOM – 026 – STPS – 1998 Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación

de riesgos por fluidos conducidos en tuberías. NOM – 027 – STPS – 2000 Soldadura y corte-Condiciones de seguridad e higiene.


NIVEL 0



PROY – NOM – 027 – STPS – 2006 Actividades de soldadura y corte-Condiciones de

seguridad e higiene. NOM – 122 – STPS – 1996 Condiciones de seguridad e higiene para el

funcionamiento de los recipientes sujetos a presión y generadores de vapor o calderas que operen en los centros de trabajo.

b) Normas Mexicanas NMX: NMX-SAA-001-1998-IMNC Sistema de administración ambiental, especificación con

guía para su uso.

NMX-SAA-002-1998-IMNC Sistema de administración ambiental directrices generales de principios, sistemas y técnicas de apoyo.

NMX – SAA – 001 – 1998 – IMNC Sistema de administración ambiental especificación con

guía para su uso.

NMX – SAA – 002 – 1998 – IMNC Sistema de administración ambiental, directrices generales de principios, sistemas y técnicas de apoyo.

NMX – SAA – 003 – 1998 – IMNC Directrices para Auditorías ambientales – Principios Generales de auditorías ambientales.

NMX – SAA – 004 – 1998 – IMNC Directrices para la Auditoría Ambiental – Procedimientos de auditoría – Parte I Auditoria de los Sistemas de Administración Ambiental.

NMX – SAA – 005 – 1998 – IMNC Directrices para auditorías ambientales – Criterios de

evaluación para los auditores ambientales, que realizan auditorias a sistemas administrativos ambientales.

NMX serie J Productos eléctricos, motores de inducción,

transformadores de corriente, de potencial, transformadores y autotransformadores de distribución y potencia. Conectores de cobre, clasificación de materiales aislantes.

NMX – B – 177 – 1990 Tubos de acero al carbón con o sin costura, negros y

galvanizados por inmersión en caliente. NMX – W – 018 – 2006 Productos de cobre y sus aleaciones – tubos de cobre sin

costura para conducción de fluidos a presión – especificaciones y métodos de prueba.


NIVEL 0



NMX – W – 101/1 – 1995 Productos de cobre y sus aleaciones – conexiones de

cobre soldables – especificaciones y métodos d prueba. NMX – W – 101/2 – 1995 Productos de cobre y sus aleaciones – conexiones

soldables a latón – especificaciones y métodos de prueba. NMX – K – 109 - 1977 Ánodos de magnesio empleados en protección catódica. NMX-CC-9001-IMNC-2000 (equivalente a ISO 9001:2000) Sistemas de Gestión de la

Calidad.- Requisitos NMX-CC-SAA-19011-IMNC-2002 (equivalente a ISO 19011-2002) Directrices para la

auditoria de los Sistemas de Gestión y/o Ambiental. NMX-CC-017/1: 1995 IMNC (equivalente a ISO 10012-1:1992) Requisitos de

Aseguramiento de Calidad para Equipos de Medición- Parte 1: Sistema de Confirmación Metrológica para Equipo de Medición.

NMX-SAA-14001-IMNC-2002 (equivalente a ISO 14001:1996) Sistemas de Gestión

ambiental-Especificación con orientación para su uso NMX SAST-001-IMNC-2000 Sistema de Administración de Seguridad y Salud en el

Trabajo ó BSI- OHSAS-18001:1999 Occupational Health and Safety Management Systems-Specification.

NMX – SAST-001 – IMNC – 2000 Sistema de Administración de Seguridad y Salud en el

Trabajo – Especificación. NMX-CC-9001-IMNC-2000 (ISO-9001:2000) Sistemas de gestión de la calidad.- Requisitos NMX-CC-007/1: 1993 SCFI (ISO 10011-1: 1990) Directrices para auditar Sistemas de Calidad.-

Parte 1: Auditorias NMX-CC-017/1:1995 IMNC (ISO 10012-1:1992 Requisitos de Aseguramiento de Calidad para

equipos de medición - Parte 1: Sistema de confirmación metrológica para equipo de medición.

NMX-CC-019: 1997 INMC (ISO 10005: 1995) Administración de calidad - Parte 5: Guía para Planes de Normas del Sistema de Administración Ambiental

NMX-SAA-14001--IMNC 2002 (ISO 14001:1996) Sistema de Gestión Ambiental-Especificación con

orientación para su uso.

a) Secretaría de Comunicaciones y Transportes SCT-2.01.01 Normas de Servicios Técnico. Proyecto Geométrico de Carreteras. SCT-3.02.02 Normas para Construcción e Instalaciones. Terracerías


NIVEL 0



SCT-3.02.03 Normas para Construcción e Instalación de Estructuras y Obras de Drenaje. SCT-6.01.03 Pavimentos Tomos I y II. NOM serie B Métodos de pruebas mecánicas para productos de acero estructural de alta

resistencia.

b) Manuales de la Comisión Federal de Electricidad Manual de diseño de obras civiles (CFE) de la Sec. “C”. Capítulo I Criterios de Diseño. Capítulo 2 Acciones. Capítulo 3 Diseño por Sismo. Capítulo 4 Diseño por Viento.

CFE D8500-01, 02, 03 y CFE-L0000-15 Pintura de protección y pintura final de todos los equipos y componentes.

Normas del país de origen Para la fabricación del equipo se podrán aplicar las normas del país de origen, siempre y cuando no se contrapongan a lo indicado en las leyes, reglamentos y normas mexicanas.

a) Normas ISO ISO International Standard Organization EN-ISO 13819-1 Petroleum and Natural Gas Industries-Offshore Structures, Part 1:

General Requirements. ISO Serie 9000 International Organization for Standarization (en su caso, como sustituto

de normas nacionales equivalentes ó para aspectos no cubiertos por éstas)

ISO-9000-3 Quality Management and Quality Assurance Standards-Part 3. Guide

Lines for the Application of ISO 9001 to the Development Supply and Maintenance of Software

ISO Serie 14000


NIVEL 0



b) Normas internacionales

IEC International Electrotechnical Commission BSI OHSAS 18001:1999 Occupational Health and Safety Assessment Series (en su caso, como

sustituto de NMX-SAST-001-IMNC-2000). ACI Standard 311.4R Guide for Concrete Inspection, and Section 6.5 of this standard. ACI 344R-W Design and Construction of Circular Wire and Strand Wire and Strand

Wrapped Prestressed Concrete Structures ACI 372R Design and Construction of Circular Wire-and Strand Wrapped

Prestressed Concrete Structures. ACI 373R Design and Construction of Circular Prestressed Concrete Structures

with Circumferential Tendons

CAN 4-S102, Surface Burning Characteristics of Building Materials and Assemblies CSA Publications Canadian Standards Association CSA C22.1 Canadian Electrical Code CGA Publications Compressed Gas Association CGA S-1.3 Pressure Relief Device Standards-Part3-Compressed Gas Storage

Containers. Gas Processors Association GRI Publications Gas Research Institute GRI Report 96/0396.5 Evaluation of Mitigation Models for Accidental LNG Releases, Volume 5;

Using FEM3A for LNG Accidental Consequence Analysis, 1996. GRI Report 0176, LNGFIRE: A Thermal Radiation Model for LNG Fires 1989. GRI Report 0242, LNG Vapour Dispersion Prediction with the DEGADIS Dense Gas

Dispersion Model, 1989. FEMA Publications Federal Emergency Management Agency NEHRP Recommended Provisions for Seismic Regulation for New Buildings and

Other Structures


NIVEL 0



Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME). ASME PTC-19.17-1998: Incertidumbre en Instrumentos de medición y cálculo de incertidumbre ASME PTC-19.5-1972 Interim Supplement on Instruments and Apparatus ASME B31.1 Process Piping ASME B31.5 Refrigeration Piping ASME B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems National Fire Protection Association (NFPA Publications) NFPA 11 A Standard for Medium-and High-Expansion Foam Systems NFPA 12 Standard on Carbon Dioxide Extinguishing Systems NFPA 12 A Standard on Halon 1301 Fire Extinguishing Systems NFPA 14 Standard for the Installation of Standpipe, Private Hydrant, and Hose Systems NFPA 15 Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection NFPA 16 Standard for the Installation of Foam-Water Sprinkler and Foam-Water Spray

Systems NFPA 17 Standard for Dry Chemical Extinguishing Systems NFPA 20 Standard for the Installation of Stationary Pumps for Fire Protection NFPA 22 Standard for Water Tanks for Private Fire Protection NFPA 24 Standard for the Installation of Private Fire Service Mains and Their

Appurtenances NFPA 30 Código para líquidos inflamables y combustibles. NFPA 37 Standard for the Installation and Use for Stationary Combustion Engines and

Gas Turbines NFPA 54 National Fuel Gas NFPA 68 Guide for Venting of Deflagrations NFPA 69 Standard on Explosion Prevention Systems NFPA 70 National Electrical Code


NIVEL 0



NFPA 77 Recommended Practice on Static Electricity NFPA 255 Standard Method of Test of Surface Burning Characteristics of Building

Materials NFPA 600 Standard on Industrial Fire Brigades NFPA 750 Standard on Water Mist Fire Protection Systems NFPA 780 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems NFPA 850 Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and

High Voltage Direct Current Converter Stations. NFPA 1221 Standard for the Installation, Maintenance, and Use of Emergency Services

Communications Systems NFPA 1901 Standard for Automotive Fire Apparatus NFPA 1961 Standard on Fire Hose NFPA 1962 Standard for the Care, Use, and Service Testing of Fire Hose Including

Couplings and Nozzles NFPA 1963 Standard Fire Hose Connections NFPA 2001 Standard on Clean Agent Fire Extinguishing Systems Instituto Nacional de Estándares Americanos. (ANSI) ANSI B31.1, B16.5, y B16.34 ANSI 9,11 Load Rating and Fatigue Life for Bearings ANSI B series 18: Square Hex Bolts and Screws Inch series including Hexcap screws and

Lag screws. ANSI C2 series C37: National Electrical Safety Code Circuit Breakers, Protection and

Protective relays. ANSI C5 series 12 Requirements for transformers 230 KV. ANSI series C39.2 Direct Acting Electrical Recording Instruments Transformers. ANSI serie C50 Generadores de Polos Salientes ANSI series C84.1 Electric Power Systems and Equipment Voltage ratings 60 Hz.


NIVEL 0



ANSI series C93 Requirements for Power-Line Carrier Coupling Capacitors and Coupling

Capacitors Voltage Transformers. ANSI/NEMA MG-1 Motors and Generators. ANSI/NFPA 10 Standard for Portable Fire Extinguisher ANSI/NFPA 11 Standard for Low-Expansion Foam ANSI/NFPA 13 Standard for the Installation of Sprinkler Systems. ANSI/NFPA 72 National Fire Alarm Code ANSI/IEEE 21 Requirements and Test Code for Outdoor Apparatus Bushings. ANSI/IEEE 24 Performance Characteristics and Dimensions for Outdoor Apparatus

Bushings. ANSI/IEEE series 421 Definitions and Tests for Excitations systems for Synchronous Machines. ANSI/IEEE series 421.1 Identification, testing and evaluation of the dynamic performance of

excitation control systems. ANSI series MC 96 Temperature Measurement Thermocouples

ANSI series Z55 Gray Finishes for Industrial Apparatus and Equipment. (ANSI) Series C50.12 Requirements for Silent Pole Synchronous Generator. American Petroleum Institute (API) 5L Especificaciones para tuberías en conducción. 6D Válvulas para tubería. 1104 Estándares para soldadura en tuberías e instalaciones relacionadas. RP 5L1 Práctica recomendad para el transporte de tubería de línea por vía férrea. RP 5L8 Prácticas recomendadas para inspección en campo de una tubería nueva. Q1 Programas de calidad. API 620 Appendix Q. API RP 2003 Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents.


NIVEL 0



American Society of Civil Engineers Otros Códigos Americanos American Association of State Highway and Transportation Officials (AASHTO) American Gear Manufacturers Association (AGMA) American Institute of Steel Construction- Load and Resistance Factor Design Specification for Structural Steel Buildings (AISC). American Iron and Steel Institute (AISI) Air Moving and Conditioning Association (AMCA) American Railway Engineering Association (AREA) Manual for Railway Engineering, Volumes I and II. American Welding Society (AWS) Structural Welding Code (AWS D1.1) Antifriction Bearing Manufacturers Association (AFBMA) Asphalt Institute Manuals-Reference Document Only Conveyor Equipment Manufacturers Association (CEMA) Cooling Tower Institute (CTI) Electronic Industries Association (EIA) Expansion Joint Manufacturers Association (EJMA) Factory Manual (FM) Flow Control Institute (FCI) Fluid Sealing Association (FSA) Heat Exchange Institute (HEI) Hydraulic Institute (HI) Illuminating Engineering Society (IES) Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) Insulated Cable Engineers Association (ICEA)-if not covered by the National Electrical Code (NEC) Instrument Society of America (ISA)


NIVEL 0



Manufacturers Standardization Society (MSS) National Electrical Manufacturers Association (NEMA) Pipe Fabrication Institute (PFI) Standards Scientific Apparatus Manufacturers Association (SAMA) Thermal Insulation Manufacturers Association (TIMA) Tubular Exchanger Manufacturers Association (TEMA) Normas del sistema de Administración de Seguridad y Salud en el Trabajo. Ley Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente del Trabajo. Occupational Safety and Health Administration (OSHA) National Fire Protection Association (NFPA) - National Fire Codes. Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (ASTM) ASTM A 366 Standard Specification for Steel, Sheet, Carbon, Cold-Rolled Commercial

Quality ASTM A 416 Standard Specification for Steel Strand, Uncoated Seven-Wire for

Prestressed Concrete ASTM A 421 Standard Specification for Uncoated Streseed-Relieved Wire for

Prestressed Concrete ASTM A 615 Specification for Deformed and Plain Billet-Steel Bars for Concrete

Reinforcement ASTM E 380 Standard Practice for the Use of the International System of Units (SI) CSA Standard B51, Boiler, Pressure Vessel and Pressure Piping Code A54 Especificaciones estándar para tubos de acero soldados con y sin costura. A105 Especificaciones estándar para aceros forjados al carbón para

aplicaciones en tubería. A106 Especificaciones estándar para ductos de acero al carbón sin costura

utilizados para servicios de altas temperaturas.


NIVEL 0



A182 Especificaciones estándar para bridas de tuberías de acero forjado o de

aleaciones laminadas, accesorios forjados así como válvulas u piezas de servicio a altas temperaturas.

A234 Especificaciones estándar para accesorios de tuberías de aceros al

carbón y aleaciones de acero para media y alta temperatura. C150 Especificaciones estándar para el cemento Pórtland. C33 Especificación para agregados finos de concretos. D75 Prácticas Standard para el muestreo de los agregados. C40-04 Método estándar en la prueba de impurezas orgánicas en arenas para

concretos. Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos. (ASME) Sección V Inspección no destructiva. Sección IX Calificación de procedimientos de soldadura y soldadores. B16.5 Bridas para tubo de acero y accesorios bridados. B16.9 Accesorios para soldadura a tope fabricado de acero forjado. B16.11 Accesorios de acero forjado de embutir, soldar y roscados. B16.20 Juntas metálicas para los bordes de la tubería. B16.34 Válvulas de acero, bridadas o soldables. B18.2.1 Pernos y espárragos cuadrados y hexagonales. B18.2.2 Tuercas cuadradas y hexagonales. B31.3 Procesos para tuberías. B31.4 Sistema de transportación por ducto para hidrocarburos líquidos y otros fluidos. B31.8 Sistemas de tubería para el transporte y distribución de gas. B36.10 Soldadura en tubería de acero forjado sin costura.


NIVEL 0



Estandarización de la Sociedad de Fabricantes (MSS) MSS-SP-44 Bridas para tubería de acero. MSS-SP-58 Soportería para tubería, diseño y materiales. MSS-SP-75 Especificación para altas pruebas de forjado, soldado en accesorios

(conexiones para tubería). Asociación Nacional de Ingeniería de Corrosión (NACE) NACE Publication National Association of Corrosion Engineers NACE RP 0169 Control of External Corrosion of Underground or Submerged Metallic Piping

Systems. RP-04-90 Prácticas estándar recomendadas en la detección con Holiday para

recubrimiento exterior con FBE. RP-01-69 Prácticas estándar de control recomendadas en corrosión extrema para los

sistemas de ductos metálicos enterrados y sumergidos. RP-02-74 Prácticas estándar recomendadas. Inspección eléctrica de alto voltaje en

cubiertas de ductos antes de la instalación. Otras Normas. NEMA Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos. ISA Sociedad Americana de Instrumentación. NEC Código Nacional Eléctrico. US CRF.


NIVEL 0



V.1.2 Procedimientos de certificación de materiales.

Materiales: tubería, válvulas. Las especificaciones del material para todos los nuevos elementos del sistema cumplen con todas las Normas Oficiales Mexicanas aplicables y también se apegan a la norma 49 CFR 192. En la tabla siguiente se mencionan las normas bajo las cuales se regirá este proyecto:

Tabla 1 Normas bajo las cuales se regirá este proyecto

Norma Descripción

ASTM A53, A06, A134, A 135, A139, A211, A320 y demás códigos ASTM. API 5L, 6F, 1104, RP RL1, RP5L8, Q1 y otras estándares API

ASME B16.5, B16.9, B16.11, B16.20, B16.34, B18.2.1, B31.3, B34.1, B31.8, B36.10, sección V, Sección IX, Y otros estándares ASME aplicables.

NOM-B-177-1990 Tubos de acero al carbón con o sin costuras negras o galvanizadas por inmersión en caliente

NOM-014-SCFI-1993 Medidores de desplazamiento pasivo tipo diafragma para gas natural. NOM-S-PC-1-1992 Señalamientos y avisos para protección civil: habitantes.

NMX-CH-26-SCFI-1993 Calidad y operación de manómetros para gas licuado de petróleo y gas natural.

NMX-S-14-SCFI-1993 Aplicación de colores de seguridad.

NMX-X-4-1967 Calidad y operación de las conexiones utilizadas en mangueras para la conducción de gas natural y gas licuado del petróleo.

Especificaciones generales de materiales. Se utilizan las especificaciones y pruebas de calificaciones de materiales más detalladas y técnicamente rígidas de la industria. Todos los proveedores que solicitan aprobación deben presentar una propuesta técnica detallada describiendo explícitamente todas las excepciones para las especificaciones pertinentes. Si se determina que el material se encuentra técnicamente calificado, entonces las muestras se someten a extensas pruebas de laboratorio antes de finalizar su aprobación. El material cuya utilización se apruebe es de la más alta calidad y confiabilidad en el mundo.

V.1.3 Límites de tolerancia a la corrosión.

El ducto deberá estar protegido externamente y en forma adecuada contra la corrosión con material que no contamine el entorno, considerando para ello las disposiciones establecidas en la norma internacional NACE RP-01-69 (Prácticas estándar de control recomendadas en corrosión externa para los sistemas de ductos enterrados y sumergidos), y en la Norma Oficial Mexicana NOM-008-SECRE-1999 (Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas).

I. A este respecto, para el diseño del gasoducto se considera un margen adicional al espesor calculado, el cual se determina de acuerdo a las recomendaciones contenidas en las normas antes mencionadas.


NIVEL 0



Para el presente caso, el espesor de pared nominal de la tubería es de 3.96 mm. (0.156 pulg.), y fue calculado mediante la ecuación de Barlow (norma ASME B31.8seccion 841.11). El ducto tiene un diámetro es de 10”, API 5L X65 y un espesor de 0.188ulgadas, con una capacidad de 22.86 MMPCD de gas natural. Para mayor detalle ver el apartado de Máxima Presión Permisible de Operación (MAOP) y espesor de pared del ducto que se presenta en este mismo capítulo.

V.1.4 Recubrimientos a emplear.

Para el recubrimiento de la tubería enterrada se utilizará el material conocido como Fusión Bonded Epoxi (FBR) y contará con un espesor de 14 – 16 milésimas. Dicho recubrimiento será realizado en planta por el proveedor, siguiendo la normatividad vigente. Para las tuberías aéreas, los recubrimientos primarios más usuales de aplicación son los que se describen a continuación: 1. Recubrimiento Inorgánico de Zinc Autocurante (Primario). La presentación de este producto es de

dos componentes: Base y Pigmento, que se deben mezclar agitando la base en su recipiente y agregando lentamente el pigmento. Una vez obtenida la mezcla ésta se filtrará a través de un tamiz de 30 mallas, para colocarlo en el recipiente de la pistola de la aplicación correspondiente. Se tendrá especial atención en las zonas de costuras e irregularidades en la superficie para que queden bien recubiertas.

2. Enlace. Es la capa intermedia de un sistema de recubrimiento (vinil epóxico) capaz de adherirse al

primario y al acabado, cuando entre existen problemas de compatibilidad o de adherencia, además de funcionar como barrera de protección, para mejorar la eficiencia del sistema de protección anticorrosivo.

3. Recubrimiento Epóxico Altos Sólidos para Acabado. La presentación de este producto es en dos

componentes: Base y Convertido, que se deben mezclar agitando ambos en sus respectivos recipientes y vertiendo a un tercer recipiente dos partes de base y una parte de convertidos, agitando constantemente hasta obtener una mezcla homogénea. Para mejor manejo y aplicación con el equipo aspersor se recomienda adelgazar el producto con solvente sin exceder del 35% del volumen. Se tendrá especial atención en las zonas de costuras e irregularidades en la superficie para que queden bien recubiertas.


NIVEL 0



V.1.5 Ubicación de válvulas de seguridad, válvulas de corte, válvulas de seccionamiento, válvulas de venteo y válvulas de control, así como la infraestructura requerida para la operación del ducto (trampas, puntos principales de interconexión, venteo, etc.).

Tabla 2 Datos del Ducto que transporta gas natural.

Válvulas e Instalaciones superficiales

Origen (km.)

Destino (km.)

Longitud (km.)

Diámetro (Pulg.)

Espesor (Pulg.)

Esp. Tec.

Clasif del ducto

NOM-007-SECRE-1999

Punto de interconexión

0 + 000 0 + 143 0.143 10 0.188 API

5L X65 Clase 3

Trampa de diablos TED-

100 0 + 143 16 + 306 16.248 10 0.188

API 5L X65

Clase 3

Válvula de seccionamiento

MLV-100 16 + 306 32 + 094 15.703 10

API 600 y API 6D

Clase 3

Trampa de diablos TRD-

101 32 + 094 32 + 094 0.000 10 0.188

API 600 y API 6D

API 5L X65

Clase 3

Longitud total 32.094 10 0.188 Clase 3


NIVEL 0



Plano Tipo DTI-100 Extensión del Sistema de Transporte de 16”, “Palmillas-Toluca” Tramo San Pablo Autopan-Lerma en 10” de diámetro. Anexo V.4.1a


NIVEL 0



Plano Tipo DFP-100 Extensión del Sistema de Transporte de 16”, “Palmillas-Toluca” Tramo San Pablo Autopan-Lerma en 10” de diámetro Anexo V.4.1b


NIVEL 0



Plano Tipo PL-TUB-03 Trampa de envío de diablos (TED) Para mejor apreciación ver Anexo V.4.2


NIVEL 0



Plano Tipo PL-TUB-01 Válvula de seccionamiento Para mejor apreciación ver Anexo V.4.2


NIVEL 0



Plano Tipo PL-TUB-02 Trampa de envío y recibo de diablos Para mejor apreciación ver Anexo V.4.2


NIVEL 0



Plano Tipo No. PL-TUB-03 Trampa de recibo de diablos (TRD)

Para mejor apreciación ver Anexo V.4.2


NIVEL 0



V.2 Procedimientos y medidas de seguridad.

Los procedimientos de seguridad se describen con todo detalle en el Anexo de la MIA “Programa de Mantenimiento” por lo que se remite a dicho apartado para ver su descripción. Los sistemas, programas y medidas de seguridad que tiene incorporado el proyecto se describen a continuación, así como las medidas de seguridad adicionales a las de diseño que incorporará la instalación.

V.2.1 Sistema de Monitoreo Vía Satélite SCADA.

Se contará con un Sistema de Monitoreo Vía Satélite SCADA; en donde se podrá verificar de forma instantánea las condiciones de operación de los ductos. El sistema de comunicación SCADA proporcionará medios y equipos para llevar señales de voz y datos entre las estaciones durante la operación normal y en emergencias del funcionamiento de datos. Una de las funciones del sistema SCADA es la de detectar fugas por rupturas. Tan pronto se detecte un evento de esta naturaleza, el sistema iniciará de manera automática las acciones de emergencia que se consideren necesarias y sólo en caso de falla total, deja el comando en manos de los operadores. De esta manera, la posibilidad de fugas de gas natural y la probabilidad de daños, que se pudieran ocasionar al ambiente por la existencia de estos eventos, se verá reducida a su mínima expresión. El objetivo de esta medida es mantener un monitoreo permanente de las condiciones de operación del proyecto para detectar fallas en las principales variables del proceso (presión, temperatura, flujo) que se pueden presentar en los ductos, para tomar medidas de control que eviten la ocurrencia de un accidente, evitar la pérdida del producto y como consecuencia disminuir el riesgo de un probable accidente. El monitoreo de las variables de operación en los ductos será realizado desde el Centro de Control con el apoyo del Sistema de Monitoreo Vía Satélite SCADA y el Sistema Electrónico de Medición de Flujo. El Sistema Electrónico de Medición de Flujo consiste de un dispositivo de medición conectado a un punto de la línea, en el cual detecta automáticamente la calidad del material que pasa. Mediante una señal electrónica se transmite esta información a la consola de control. El propósito es tener un registro confiable de la cantidad de material que se maneja en el sistema. Se busca conocer de manera rápida si existen pérdidas de material por fugas en el sistema, lo cual se consigue conociendo la variación entre la cantidad que ingresa y la cantidad que se recibe, la que en caso de ser la misma nos indica que no existen pérdidas durante su recorrido. Se verificarán en forma instantánea las condiciones de presión de cada unidad del sistema las 24 horas del día, durante los 365 días del año. Por otra parte, si en un momento dado el sistema detecta el valor mínimo de ajuste o el máximo establecido, el sistema activa el cierre de las válvulas de seccionamiento aislando el segmento en cuestión y controlando una posible fuga de gas. El sistema permite operar la válvula desde el cuarto de control, desde donde puede activarse el mecanismo o cierre de apertura.


NIVEL 0



De esta manera, la supervisión y el control del funcionamiento del proyecto será apoyado por medio del Sistema de Monitoreo y Control SCADA. Este sistema está formado por la Unidad Terminal Maestra (UTM), la Unidad Terminal Maestra de Respaldo (backup UTMR) y el Sistema de Comunicaciones que se apoya en tecnología satélite. Este equipo será ubicado en las estaciones de medición.

V.2.2 Válvulas de seccionamiento.

A lo largo de la trayectoria del ducto se encontrarán ubicadas válvulas de seccionamiento, que en caso de baja presión o aumento de presión, cierran automáticamente aislando la sección dañada. Adicionalmente, se instalarán “Unidades Terminales Remotas” en los sitios de válvulas que monitorean el estado de la válvula (posición abierta, cerrada, en transición o falla) y transmiten la información al cuarto de control mediante el sistema SCADA (Supervisor and Control Data Acquisition). Este enlace también permite operar la válvula desde el cuarto de control, desde donde puede activarse el mecanismo de cierre o apertura.

V.2.3 Sistema de protección catódica y monitoreo del mismo

Se contará con un sistema de protección catódica y monitoreo del mismo (mediante la revisión de ánodos de sacrificio, revisión de rectificadores, celda de referencia, cama anódica y toma de potenciales) que operará con tecnología de punta y podrá ser monitoreado desde el centro de control y ayudara a proteger los ductos contra el fenómeno de la corrosión y por consecuencia el incrementar su vida útil. El monitoreo se realizará periódicamente para evaluar las condiciones de operación de las instalaciones mediante la revisión de ánodos de sacrificio, revisión de rectificadores, celda de referencia, cama anódica y toma de potenciales. La toma de potenciales durante la operación de los ductos, se realiza para verificar que la corriente impresa que proporcionan las camas anódicas sea constante durante toda la trayectoria de éstos y constatar que no haya pérdida de voltaje por conducto tubo – tierra. La medida también considera realizar la instalación de un sistema de protección catódica para operar el ducto con base en el voltaje, amperaje o potencial correcto. El monitoreo es una medida que se aplicará durante las etapas de operación y mantenimiento del proyecto para los ductos e instalaciones que manejan gas natural, los cuales pueden sufrir el problema de la corrosión, que es una condición de fuga y posible evento de fuego o explosión. Como medida preventiva, su objetivo es evitar que se presente el fenómeno de la corrosión en línea de transporte de gas y sus componentes. La corrosión del material podría formar un poro por donde se puede presentar una fuga de gas natural, la cual en presencia de una fuente de calor puede desencadenar un incendio o una explosión, con el consecuente daño a las propias instalaciones y a instalaciones cercanas al derecho de vía. Además de lo anterior se considera la aplicación de recubrimiento anticorrosivo, con la finalidad de ayudar a eficientar el Sistema de Protección Catódica. La medida considera la aplicación de inhibidores de corrosión, los cuales ayudarán a disminuir el fenómeno de la corrosión. Como medida preventiva, su objetivo es apoyar la eficacia y con ello


NIVEL 0



retardar la presencia del fenómeno de corrosión en la línea de transporte de gas. Los inhibidores de corrosión que se utilizan tienen las características para las condiciones que tienen que soportar, por ejemplo cuando se trata de una superficie expuesta a la atmósfera es común aplicar recubrimiento primario inorgánico de zinc autocurante tipo RP4 A o B (o cualquier otro tipo), vinil epóxico como enlace y acabado final con recubrimiento epóxico catalizado altos sólidos, lo anterior de acuerdo con las normas NOM-008-SECRE-1999, NACE RP-01-69; para el caso de ductos sumergidos, el anticorrosivo debe ser adecuado para inmersión en agua de mar y soportar los requerimientos de la temperatura de diseño. La corrosión es el ataque al metal por agentes agresivos, los principales agentes de corrosión son el agua de lluvia, que arrastra las impurezas atmosféricas que contienen ácidos en bajas proporciones (nítrico y sulfúrico) y la corrosión galvánica que resulta de un fenómeno de electrólisis entre dos metales de potencial eléctrico diferente que se encuentran en contacto y en presencia de humedad. Para evitar el fenómeno de la corrosión, los metales son protegidos por métodos anticorrosivos. Previo a la aplicación de los agentes anticorrosivos, todas las superficies de acero limpiadas, deben dejarse libres de polvo y se debe aplicar el recubrimiento inmediatamente después de la limpieza. Las superficies deben de mantenerse secas durante la aplicación del recubrimiento y no debe de aplicarse éste, en condiciones lluviosas, a menos que exista protección contra la intemperie mediante alojamiento que garantice su perfecta aplicación. No se permite el uso de un recubrimiento que se haya contaminado con sus rancias extras o que se haya espesado por evaporación de los aceites solventes.

V.2.4 Programas de Mantenimiento Predictivo, Preventivo y Correctivo de las instalaciones.

Se contará con Programas de Mantenimiento Predictivo, Preventivo y Correctivo a todas las instalaciones. Se tienen contempladas acciones de mantenimiento que prevengan el modo de falla y sus consecuencias. Si el mantenimiento no previene la falla, se prosigue con otras opciones tal como el rediseño, eliminación de componentes defectuosos, cambios en los procedimientos operativos o una mejor ejecución del trabajo de mantenimiento. De esta manera, se cuenta con programas de mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo, así como procedimientos de operación para todas las instalaciones, incluyendo los ductos e infraestructura asociada. Además para el mantenimiento de las instalaciones se contará con personal calificado para el mantenimiento de derecho de vía e instalaciones superficiales, instrumentación, etc. Se mantendrán turnos rotativos de guardias pasivas para la atención de emergencias.

V.2.5 Plan de Contingencia y Ayuda Mutua.

Actualmente se cuenta con un “Plan de Contingencia y Ayuda Mutua” que se puede encontrar en el Anexo de la MIA. El objetivo de esta Plan es contar con los procedimientos, información y equipo necesario para responder en el menor tiempo una emergencia en caso de que se presente, de la misma forma ayuda a determinar las medidas necesarias control y mitigación del evento y regresar a condiciones normales de operación.


NIVEL 0



V.2.6 Programas de Ayuda Mutua.

Se elaborarán Programas de Ayuda Mutua con Dependencias Gubernamentales, Municipales, Particulares y vecinos al derecho de vía; lo que permitirá contar con recursos humanos, materiales y equipos especiales, que sean requeridos para atender cualquier contingencia que se pueda presentar en un momento dado o con la finalidad de salvaguardar la integridad de vecinos al derecho de vía, industrias, entorno ecológico e instalaciones. En las etapas de operación y mantenimiento se participará en los Programas de Ayuda Mutua con empresas vecinas donde se consideren las medidas conjuntas en la atención de emergencias. Esta medida tiene por objeto el garantizar la participación de la empresa en los convenios con las empresas vecinas del proyecto, mediante los cuales se establezcan las acciones en cualquiera de las empresas participantes. El convenio considera que cada empresa apoye con su personal y recursos, en la medida de su capacidad, durante el ataque de una emergencia. Estará conformada en una organización y avalada por los representantes de cada institución participante, donde serán establecidas las funciones y responsabilidades. Cada empresa tiene una función especial que será atendida con sus propios recursos, de tal forma que en caso de accidente todos saben qué hacer y cómo hacerlo. El Programa de Ayuda Mutua considera desde el estado de alarma, alerta, comunicación interna y externa, atención y vuelta a la normalidad.

V.2.7 Plan Integral de Seguridad y Protección Civil.

La medida preventiva consiste en realizar un seguimiento continuo a todas aquellas áreas y actividades que puedan propiciar una situación de falla, verificar las condiciones de los equipos y servicios para garantizar la operación segura de los instrumentos de medición y control con que cuenta el proyecto, así como establecer un programa de mejora continua que nos garantice las condiciones óptimas de trabajo y seguridad del proyecto. (Anexo de la MIA así denominado “Plan Integral de Seguridad y Protección Civil”). Como medida correctiva se pretender establecer puntos de referencia para garantizar una mejora continua en aspectos de seguridad. Este programa abarca aspectos de capacitación para una mayor productividad y para hacer las cosas de manera más segura, también considera la innovación en la tecnología buscando los elementos de seguridad más precisos y confiables, la certificación de las áreas productivas y establecer una política laboral de la competitividad.

V.2.8 Programa de Mantenimiento, y Plan de Respuesta a Emergencias.

Se cuenta con Programa de Mantenimiento, y Plan de Respuesta a Emergencias, que permitirán el supervisar y llevar de forma adecuada, los trabajos, actividades y operación de forma correcta en nuestras instalaciones, permitiendo eficientar la Seguridad y Operación de nuestras instalaciones. Estos documentos se localizan en los Anexos de la Manifestación de Impacto Ambiental.


NIVEL 0



Esta medida nos permite que el personal atienda cualquier reporte de contingencia y realice el mantenimiento de manera oportuna y evalúe al mismo tiempo las condiciones de las instalaciones. Ésta medida deberá contemplar la capacitación de personal en función de las actividades específicas que realiza cada uno de ellos. Se requiere realizar cursos de seguridad, operación y mantenimiento a todo el personal.

V.2.9 Celaje de las instalaciones y derecho de vía.

De manera periódica se llevará a cabo el Celaje a todo lo largo y ancho del derecho de vía, para verificar las condiciones de las instalaciones y del derecho de vía. Esta es una medida que se aplicará durante la etapa de operación y mantenimiento del proyecto. El celaje consiste en realizar un recorrido a lo largo del ducto a pié, en vehículo o por aire. El objetivo es verificar que no existan condiciones que pongan en riesgo la integridad del ducto y que se lleven a cabo las actividades operativas de manera correcta. Como medida preventiva, el objetivo es prevenir que por descuidos, negligencia o posibles actos de sabotaje, el personal que se encuentre en la zona pueda dañar al sistema. Es decir, se pretende evitar que se genere una situación en la que se ponga en riesgo la integridad de los ductos y que pueda ocasionar algún conflicto debido a la ocurrencia de un evento por la fuga de gas natural. Asimismo, para evitar que se pueda presentar cualquier otra irregularidad que afecte al sistema, tal como la presencia de asentamientos irregulares cerca o dentro del derecho de vía, la realización de actividades incompatibles de terceros con el proyecto sobre el derecho de vía o en sus inmediaciones, o la falta de mantenimiento al sistema o a uno de sus componentes.

V.2.10 Prueba hidrostática.

Se realizará la prueba hidrostática al ducto de manejo de gas natural, para constatar sus condiciones de hermeticidad. Como medida preventiva, su objetivo es constatar que el ducto tiene la hermeticidad requerida para operar dentro de límites seguros y evitar posibles fugas del combustible durante las etapas de operación y mantenimiento. La medida consiste en inyectar agua al ducto a una presión preestablecida, mantener esta condición por un periodo de tiempo predeterminado para cerciorarse que no existen fugas, y después de vaciar el agua se procederá al secado de la línea. Esta metodología de inspección permite localizar las siguientes indicaciones:

a) Pérdida de material base de la tubería, interna o externa localizada. b) Pérdida de material base de la tubería, interna o externa generalizada. c) Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC). d) Defectos de fabricación (costura o metal base defectuoso).


NIVEL 0



V.2.11 Inspección con diablo o equipo instrumentado.

Se llevará a cabo la inspección con diablo o equipo instrumentado, para evaluar y conocer las condiciones internas de operación del ducto, y saber si es necesario llevar a cabo una sustitución o reemplazo de tubería en algunas partes, lo que llevará a operar en condiciones óptimas de seguridad y operación. Esta es una medida de prevención para evaluar y conocer las condiciones internas de operación, esta se aplicará durante la etapa de mantenimiento del proyecto. La corrida de diablo instrumentado consiste en introducir éste a la trampa del ducto utilizando para ello un tractor pluma para su presentación en la cubeta de envío de diablos. Se abre la compuerta de la cubeta y se introduce el diablo cuidando que éste entre perfectamente y sin posibilidad de desviarse. Ya adentro se cierra la compuerta de la cubeta por donde se introdujo el mismo y posteriormente mediante empuje de gas adelante y control del mismo producto atrás, se inicia la corrida. Terminada la corrida de diablo instrumentado, se procede a retirar éste de la cubeta a donde llegó. El siguiente paso será introducir el diablo en el siguiente tramo a verificar, y así sucesivamente.

V.2.12 Inspección con equipo de ultrasonido.

El Área de Seguridad Industrial llevará de forma programada una inspección con equipo de ultrasonido, las condiciones externas de nuestras instalaciones con el fin de evaluar las condiciones de espesor o de deformación. La medida aplica para los ductos e instalaciones aéreas, las cuales pueden sufrir el problema de la corrosión y la consecuente pérdida de espesor de la pared del ducto. Se realizará una inspección por ultrasonido en aquellos elementos del sistema donde por el esfuerzo a que está sometido el material se va disminuyendo el espesor de la placa o se va deformando, por efecto de la corrosión y la disminución del recubrimiento. Cuando es posible, se aplica nuevo recubrimiento para corregir la falla y si el material está muy dañado se hace la reposición completa de la tubería. EL objetivo es evitar que se debilite la resistencia del material de construcción por pérdida de espesor. La integridad del equipo es una condición para que los elementos de medición y control operen en condiciones seguras y se pueda evitar un evento de fuga de gas natural.

V.2.13 Capacitación del personal.

Se llevará a cabo la capacitación con la finalidad de lograr una mejor calidad del personal tanto para el desarrollo de sus actividades y de conocimientos técnicos, además de salud para cuidar su integridad. Esta medida también tiene como objetivo incrementar los conocimientos de todo el personal, para atender o prestar ayuda cuando sea requerida, además fortalecer la inspección de las instalaciones y determinar que equipos son los esenciales en el desarrollo de los trabajo.


NIVEL 0



El diseño del proyecto consideró el uso de tecnología de punta, por lo que todo el personal será capacitado en el manejo y operación de sus funciones que son especializadas. Asimismo, la capacitación debe abarcar los sistemas auxiliares, sistemas de control y seguridad y de todo el equipo moderno que surja en el mercado y vaya siendo incorporado al proyecto. Esta medida deberá contemplar la capacitación del personal en función de las actividades específicas que realiza cada uno de ellos. El objetivo principal es incrementar los conocimientos de todo el personal, para atender o prestar ayuda cuando sea requerida, además fortalecer la inspección de las instalaciones y determinar qué equipos son los esenciales en el desarrollo de los trabajos. Se debe poner especial cuidado en capacitar al personal en aspectos operativos, aspectos de higiene, seguridad y control y en aspectos de prevención y atención de accidentes. Adicionalmente, el sistema de transporte por tubería contará con una serie de medidas y dispositivos de seguridad de tipo administrativo y operativo que garanticen la operación segura de la instalación. Como medida preventiva, nos permite el contar con personal más capacitado para el uso de equipos que permitirán realizar con mayor eficiencia la operación.

V.2.14 Verificación de las condiciones de operación, mantenimiento y seguridad de las instalaciones

Se llevará a cabo la verificación de las condiciones de operación, mantenimiento y seguridad de las instalaciones con la finalidad de mantener en buenas condiciones su funcionamiento. Como medida preventiva al objetivo es de asegurarse que las instalaciones se mantengan en condiciones de funcionamiento óptimo. Para el efecto, se aplicarán periódicamente Listas de Verificación (Check List) que indiquen las condiciones en que se encuentra cada uno de los sistemas en particular y la situación en general de las instalaciones. El objetivo es corroborar que se cuente con las medidas de seguridad y los dispositivos de medición y control suficientes para que las instalaciones funcionen de manera adecuada. Se busca verificar que no haya desviaciones en cuanto a las acciones consideradas en los procedimientos operativos para todas las instalaciones, incluyendo los sistemas de transporte de hidrocarburos e infraestructura asociada con estaciones de regulación y medición, sistemas de comunicación y servicios. Se verificarán las condiciones de las instalaciones con respecto a la aplicación de los programas de mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo (derecho de vía, sistema de protección catódica, válvulas de seccionamiento, estaciones de medición, cabezales de distribución, sistema SCADA, sistema contra incendios, equipos y herramientas, comunicación celular, documentación entre otros), y también se verificarán las condiciones de seguridad en general que guardan las instalaciones.

V.2.15 Válvulas de operación automática

Se tendrán instaladas válvulas de operación automática o que se controlan desde el cuarto de control o área del personal de operación, las cuales cuentan con dispositivos de cierre automático en caso de baja presión o aumento de presión.


NIVEL 0



Una válvula es un dispositivo que sirve para regular un flujo y que permite que siga en ambos sentidos; para el caso que nos ocupa es un mecanismo que se pondrá en la tubería para regular, interrumpir o restablecer el paso del fluido. Normalmente las válvulas son de operación manual, esto es, que necesitan de la intervención del hombre para fijar la posición que se requiere. El principio básico de estos mecanismos es permitir el paso del flujo a través de un orificio que se forma al manipular la válvula o conseguir que cese el paso del fluido al cerrar completamente. En el caso de las válvulas de operación automática no interviene la mano del hombre para abrir o cerrar la válvula. El sistema cuenta con un código de operación preestablecido que se activa por medio de una señal electrónica abriendo o cerrando la válvula según se requiera. Como medida preventiva, el objetivo es establecer un control para evitar una posible fuga de gas en caso de que se presente una baja presión o un aumento de presión durante la operación del gasoducto. La operación de control de las válvulas es automática con indicador en el cuarto de control para su supervisión. El objeto de contar con estas válvulas es tener una supervisión y control permanente en cada sistema de transporte de combustibles. Desde el Cuarto de Control, puede activarse el mecanismo de cierre o apertura de las válvulas.

V.2.16 Sistema Electrónico de Medición de Flujo.

Se contará con un Sistema Electrónico de Medición de Flujo para detectar pérdidas en el ducto, al detectarse una fuga se activa una alarma. Monitoreo de la presión en el ducto para detectar caídas de presión que pueden ser ocasionadas por una fuga. Para tal fin, se le asigna al dispositivo un punto de ajuste de valor de presión considerada como “mínimo de operación”. Cuando la instalación alcanza este valor de presión, se activa el mecanismo de cierre de la válvula aislando el segmento en cuestión y evitando la fuga del producto. Como medida preventiva y correctiva, el objetivo es mantener un monitoreo permanente de las condiciones de operación del proyecto para detectar sobrepresiones y las caídas de presión bruscas que se pueden presentar en los ductos, para tomar medidas de control que eviten la ocurrencia de un accidente. El monitoreo de la presión en los ductos de gas natural será realizado desde el Centro de Control, con apoyo del Sistema de Monitoreo SCADA y el Sistema electrónico de Medición de Flujo. Se verificará de forma instantánea las condiciones de presión de cada unidad del sistema las 24 horas del día, durante los 365 días del año. Si en un momento dado el sistema detecta el valor mínimo de ajuste o el máximo establecido, el sistema activa el cierre de las válvulas de seccionamiento aislando el segmento en cuestión y controlando una posible fuga de gas. El sistema permite operar la válvula desde el cuarto de control, desde donde puede activarse el mecanismo de cierre o apertura. En caso de que se presente una variación brusca de la presión, automática se activa una alarma en el cuarto de control y el sistema SCADA genera una señal para restablecer las condiciones de operación. Desde una terminal instalada en el cuarto de control se puede verificar en todo momento las condiciones que existen y si el sistema no logra el control por sí mismo, el operador interviene y aplica la medida correspondiente, ya sea desde la consola o enviado una señal a campo. Es una medida que está íntimamente ligada con la instalación del sistema SCADA.


NIVEL 0



V.2.17 Sistema de telecomunicaciones.

El Sistema de telecomunicaciones está diseñado para cubrir las necesidades de transmisión de datos, voz y comunicaciones móviles, para apoyar la operación y el mantenimiento de las instalaciones, con una disponibilidad del 99.9%. El sistema de telecomunicación considera el uso de aparatos de transmisión de datos, voz e imágenes, para lo cual se contará con fax, sistema de comunicación vía Internet por computadora y cámaras de video conectadas al cuarto de control. El objetivo es contar con un sistema de comunicación interna y externa eficiente que permita una interacción entre todas las áreas del proyecto, con las dependencias gubernamentales, el grupo de ayuda mutua y entidades de auxilio como bomberos, cruz roja, policía y tránsito, etc.

VI.2.17 Sistema de comunicación interna con el personal.

Se tendrá un sistema de comunicación (red de comunicación interna) con el personal, para poder verificar físicamente las causas de variación de la presión, además de coordinar todas las actividades de operación. Esta es una medida de tipo administrativo que utilizará la empresa como apoyo a la operación del proyecto para cubrir necesidades de información interna, girar instrucciones, recabar información y emitir una alarma. Durante las etapas de operación y mantenimiento del proyecto. El sistema contempla el utilizar diversos medios de comunicación como el teléfono convencional conectado a las áreas operativas o teléfono celular, sistemas de radio personal (Trunking) para supervisores de campo, jefe de mantenimiento y encargados de cada área operativa y sistema de alarma sonora (la cual será ocasionada para comunicar mensajes de alerta, alarma y de evacuación). El objetivo es contar con un sistema de comunicación interna eficiente que permita una interacción entre todas las áreas del proyecto.

V.2.19 Sistema de comunicación con Autoridades, Industrias y los Particulares cercanos.

Se tendrá un sistema de comunicación con las Autoridades, Industrias y los Particulares cercanos al derecho de vía, para que conozcan las formas o trabajos que se realizan, además de coordinar los esfuerzos en caso de presentarse alguna situación de emergencia. Asimismo, se llevarán a cabo pláticas y difusión de folletines o boletines informativos para informar sobre los trabajos o actividades que se desarrollan en el ducto. Esta es una medida que utilizará la empresa como apoyo a la operación del proyecto para cubrir necesidades de información externa para girar instrucciones, recabar información, emitir una alarma y solicitar ayuda al exterior en caso de accidente, durante las etapas de operación y mantenimiento del proyecto. Esta medida es complementaria con la medida anterior y algunos elementos son comunes a las dos medidas. El sistema de comunicación externa incluye el uso de líneas telefónicas convencionales, fax, comunicación por radio y cualquier otro sistema que sea necesario para homologar la comunicación con el exterior. Se contará con un centro de control en el área administrativa lugar donde estará instalado el comando de control de comunicación y los equipos


NIVEL 0



suficientes para establecer contacto con el exterior. Este contacto también considera establecer reuniones informativas con personal externo sobre las actividades que se realizan en la empresa y la difusión a través de folletos u otras publicaciones. El objetivo es contar con un sistema de comunicación eficiente que permita una interacción con todas las áreas de apoyo del proyecto, tales como las dependencias gubernamentales, el grupo de ayuda mutua y entidades de auxilio como bomberos, cruz roja, policía y tránsito, etc., así como la comunicación con la población vecina a las instalaciones.


NIVEL 0



V.3 Condiciones de operación.

V.3.1 Operación.

El ducto será monitoreado las 24 horas del día durante los 365 días del año; dicho monitoreo se llevará a cabo mediante el sistema SCADA, el cual nos permitirá conocer en cualquier instante las condiciones de operación de cada tramo del ducto, así como en caso de ser requerida por una situación de emergencia o contingencia, llevar a cabo el cierre instantáneo o inmediato de nuestras instalaciones, permitiendo salvaguardar la integridad de estas en caso de presentarse alguna situación ocasionada por el personal ajeno (terceros) o alguna situación de emergencia natural en la zona. Para el caso de presentarse una situación de emergencia, nuestro centro de control, contará con comunicación directa con el CENAPRED, ya sea vía telefónica, Internet o radio, para coordinar cualquier actividad que sea requerida para efectuarse en la zona del percance. Será de vital importancia el salvaguardar la integridad de todos los vecinos al derecho de vía, zonas naturales e instalaciones de nuestro ducto; por lo que se contará con programas de mantenimiento preventivo, recorridos a pie, en vehículos y aéreos a todo lo largo y ancho del derecho de vía; se contará con personal de supervisión el cual visitará de forma continua y verificara las condiciones de seguridad, operación y mantenimiento de las instalaciones, con la finalidad de evitar la exposición a una situación de riesgo. De forma conjunta se coordinan actividades con todas las autoridades municipales, de gobierno y particulares, con el objetivo de trabajar o atender de manera conjunta, cualquier reporte de las comunidades para lograr el bienestar común. Aunado a todo lo anterior, el diseño de las instalaciones se hará con tecnología de punta, especificaciones, estándares nacionales e internacionales de materiales seguros; lo que nos permitirá que operen de una forma más eficiente, tanto para los clientes como para el propio personal. Además, se cuenta con manuales de operación, mantenimiento y seguridad, procedimientos y planes de emergencia, que permitirán el supervisar y llevar de forma adecuada los trabajos, actividades y operación de forma correcta en las instalaciones (ver Anexos V.4.1 del ERA para el plan de emergencia, y los Anexos de la MIA para el plan de contingencia, y plan de operación y mantenimiento del proyecto.). V.3.1.1 Máxima presión permisible de operación (MAOP) y espesor de la pared del ducto. La MAOP es la máxima presión a la cual puede operarse un sistema. Se calcula mediante la ecuación de Barlow (841.11 ASME B31.8). Para el diseño de este proyecto, se considero fijar un valor de MAOP de 6,997.97 kPa [=] 1014.97 psig, calcular el espesor de la tubería tal y como se describe en la página 12 del capítulo II del ERA. V.3.1.2 Requerimientos mínimos de presión a la llegada. La presión mínima del gas en la llegada a Lerma, Estado de México es de 350 psi (24.61 Kg./cm2).


NIVEL 0



V.3.1.3 Factor de diseño. Para cumplir con el ASME B31.8 y con las normas NOM-003-SECRE-2002 y NOM-007-SECRE-1999, cada sección del gasoducto ha sido categorizada por ubicación, clase y tipo de construcción de gasoducto. Para efectos del sistema de transporte y de acuerdo con la trayectoria del ducto, se considera un factor de 0.5, que corresponde a la clase de localización 3. Diámetro del ducto. El dimensionamiento del ducto se determinó por el análisis hidráulico. Los parámetros principales a tomarse en consideración serán: presión de operación máxima del sistema (presión de entrega y/o disponibilidad de compresión, longitud del gasoducto, rugosidad de la pared interna del ducto, diferencias de elevaciones, presiones de entrega mínimas sobre el sistema y espesor de pared de ducto.

Tabla 3 Parámetros utilizados para el modelo hidráulico, ducto de 10’’.

Unidades Métricas (S.1)

Gasoducto 32 + 094 km. - 254 mm. de diámetro (10 pulg.), espesor 4.775 mm. (0.188 pulg.).

Especificación API 5L X 65 Ecuación de flujo utilizada Fundamental Eficiencia 92 % Gravedad específica 0.60 (CH4) Factor de rugosidad en la pared 0.0006 pulg. Presión de diseño 1,014.97 psi

El flujo de gas que se tendrá en el ducto de 10 pulgadas de diámetro, por los 32 +094 Km. de longitud de la tubería y con una presión de entrada de 1,014.97 psi, es de 22.86 MMPCD.


NIVEL 0



V.3.1.4 Diseño del ducto propuesto.

Figura: 2 Diseño del ducto de 10’’ propuesto.

Clasificación del ducto y características operativas El diseño del ducto se encuentra dentro de las normas NOM-003-SECRE-2002 y NOM-007-SECRE-1999, con un diámetro nominal de 10’’, su espesor es de 0.188’’ y la especificación API 5L X65

Tabla 4 Características particulares de la tubería.

Parámetro Considerado

Característica

Tipo de tubería Acero al carbón

Diámetro Exterior 10’’ (254 mm.) Diámetro Interior 4.775 mm. (0.188pulg.) Capacidad de transportación del gasoducto: 22.86 MMPCD Presión de entrada: San Pablo Autopan, Estado de México

433.9 psi (30.51 Kg./cm2)

Presión de salida: Lerma, Estado de México

350.0 psi (24.61 Kg./cm2)

1200 psi 1200 psi

1,014.97 psi

0.188 in 0.4775 cm

10 in = 254 mm


NIVEL 0



V.3.1.6 Tipo de fluido transportado. Las características fisicoquímicas del gas natural son las siguientes:

Tabla 5 Propiedades físico-químicas del gas natural. Parámetro

Medida

Fórmula Mezcla (CH4 + C2H4 + C2H8) Peso molecular 16.04 Temperatura de ebullición @1 atmósfera -160.0ºC Temperatura de fusión - 182.0 ºC Densidad de los vapores (aire = 1) @ 15.5 ºC 0.61 (Más ligero que el aire) Densidad del líquido (agua = 1) @ 0º/4ºC 0.554 Relación de Expansión 1 litro de líquido se convierte en 600 litros de gas Solubilidad en agua @ 20ºC Ligeramente soluble (de 0.1 @ 1.0%)

Apariencia y Color Gas incoloro, insípido y con ligero olor a huevo podrido (por la adición de mercaptanos para detectar su presencia en caso de fugas).

V.3.1.7 Estado físico de las diversas corrientes del proceso. No aplica. V.3.1.8 Características del régimen operativo (continuo o por lotes). El sistema de transporte de gas tendrá un régimen operativo continuo, las 24 horas del día durante los 365 días del año.


NIVEL 0



Figura: 3 Gasoducto de 10” de diámetro, “San Pablo Autopan - Lerma”

San Pablo Xonacatlán San Antonio

Autopan El Llanito

Km. 0 + 000 Km. 16 + 306 Km. 32 + 094

P=433.9 psig P=433.9 psig P=350 psig

Q=22.86 MMPCD Q=22.86 MMPCD Q=22.86 MMSCFD

Interconexión Válvula de Válvula de

Válvula seccionamiento bloqueo

de bloqueo TRD‐101

TED‐100

EXTENSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE 16" DE DIÁMETRO "PALMILLAS‐TOLUCA.TRAMO: SAN PABLO AUTOPAN‐ LERMA, ESTADO DE MÉXICO, EN 10" DE DIÁMETRO


NIVEL 0



V.3.1.9 Condiciones ambientales. En la tabla 6 se muestran las condiciones ambientales consideradas para el desarrollo del proyecto.

Tabla 6 Condiciones ambientales de la zona. Temperatura: Máxima externa 22.1 ºC Mínima Externa 4.6 °C Media anual 13.4 ºC Precipitación pluvial Máxima anual 852.2 mm Media anual 876.7 mm Clima: Los tipos climáticos predominantes en ésta población son: Templado, Semifrío y Frío, que pueden variar de acuerdo a la altitud o época del año en la que se encuentren. Su temperatura promedio anual oscila entre los 12.3 y 12.6 grados centígrados. Las condiciones a las que operará el gasoducto son las siguientes.

Tabla 7 Capacidad de transporte de la línea.

Capacidades Flujo MMPCD

Flujo máximo de gas 9.912 lb/seg. Gasto 22.86 MMPCD Peso molecular del gas 16.04 Densidad del gas (Kg./m³) a P & T 0.6 Vaporización (% peso) 100 Presión de diseño (psi) 1,014.97 psi Temperatura 25ºC

V.3.2 Pruebas de verificación.

Al final de este capítulo se describen las condiciones en las que se realizarán los trabajos para las pruebas hidrostáticas, radiografiado, medición de espesores, protección mecánica protección anticorrosivo, corrida de diablos, entre otros. V.3.2.1 Plan de inspección y pruebas. Se tiene contemplado dentro del proyecto elaborar un plan de inspección y pruebas donde se documenten las actividades que describan las inspecciones, las pruebas y verificaciones a realizar durante todas las fases de construcción de la obra, incluyendo a los equipos, especificando para cada material y soldaduras el tipo de inspección y/o método a utilizar y porcentaje de inspección a ejecutar.


NIVEL 0



Para el efecto se identificarán puntos de atestigamiento y de verificación obligatoria en la documentación que se genere. Los puntos de atestigamiento incluyen la observación o examen visual de una prueba u operación de trabajo especifico. Los puntos de verificación obligatoria serán identificados en el plan de inspección como aquellos de los cuales el trabajo no podrá proceder hasta realizar, aceptar y finiquitar la verificación. Se verificará antes del inicio de las operaciones que los equipos, la maquinaria, los aparatos y los instrumentos para que las inspecciones radiográficas y ultrasónicas estén en óptimas condiciones de trabajo. Se debe demostrar con certificados y con pruebas de operación tales condiciones, asimismo, se debe contar con los certificados técnicos y el currículo del personal que va a intervenir. También se debe contar con el programa, los alcances y los procedimientos de trabajo detallados que incluye en estas inspecciones. Todas las uniones de soldadura deben tener la mayor calidad posible. Deben ser sólidas y libres de cualquier defecto. Las fallas en las uniones soldadas pueden ocasionar la interrupción del servicio a los clientes y poner en riesgo la vida de las personas. La compañía está obligada a proteger las vidas y propiedades del público en general, de sus empleados y de la compañía misma. Sólo se puede cumplir con esta obligación cuando las uniones de soldadura son de la mayor calidad posible. Se usará un programa de aseguramiento de la calidad que incluya pruebas no destructivas, bajo la dirección de técnicos de rayos-x, para mejorar el entrenamiento de los soldadores y para monitorear la calidad de las soldaduras producidas. Para determinar la calidad de las uniones de soldadura, es esencial comprender las variables que causan uniones soldadas no deseadas: Efecto de Muesca Todos los materiales muescados, mellados o muy rallados se debilitan en el área de la muesca. El efecto de muesca es el resultado de esfuerzos concentrados (intensificación de esfuerzos) que se presentan cuando ocurren cambios súbitos en la sección transversal del material. El acero, como otros materiales, tiende a fallar ante las concentraciones de esfuerzos tales como muescas, quemadas de arco (muescas metalúrgicas), grietas, gubias y rayones profundos. Las uniones soldadas en las tuberías y en los accesorios son lugares susceptibles al efecto de muesca. Dos causas comunes son:

Desalineamiento de los bordes soldados (caras) Diferencias en los espesores entre los bordes soldados (caras)

Una buena penetración del cordón de soldadura raíz es sumamente difícil si existe alguno de estos problemas. Incluso si la penetración obtenida es razonablemente buena, la unión final no es tan buena como la de una bien alineada. Cuando los esfuerzos que se presentan en el dentro del ducto a causa de la presión se combinan con los esfuerzos causados por otras condiciones (tales como el doblado, expansión y contracción), pueden concentrarse en un defecto de soldadura y formar una grieta que puede causar una falla.


NIVEL 0



Al soldar paredes de diferente espesor, la de mayor espesor debe afilarse a, por lo menos, 1/16 de pulgada del grosor del tubo al que se soldará. En estos casos, generalmente se usan niples de transición afilados bajo Estándares de la Industria. De ser posible, debe removerse la muesca causada por el desalineamiento en la soldadura del diámetro interno. Todas estas recomendaciones deben ponerse en práctica a menos que sea especificado o aprobado por el Supervisor o Inspector de Soladura. Los niples de transición normalmente son al menos una y media vez la longitud del diámetro nominal del ducto. La falta de penetración del cordón de soladura raíz es otro problema común que puede causar el efecto de muesca y un posible agrietamiento, a pesar de que se haya logrado un buen alineamiento. Esta condición es controlada por el soldador. El primer cordón de soldadura es la pasada más importante. Su solidez, incluyendo su penetración completa, determina enormemente la calidad de toda la soldadura. El primer cordón requiere la mayor habilidad y entrenamiento de parte del soldador. En algunas posiciones, lograr esta soldadura resulta particularmente difícil. Grietas Las grietas son probablemente el defecto más serio que ocurre al soldar. Generalmente, las grietas son el resultado de la dureza, fragilidad, muescas, quemadas de arco, o concentraciones de esfuerzos excesivas. No se deben permitir grietas en las soldaduras y deben removerse cortando las soldaduras defectuosas. La dureza y fragilidad pueden ser causadas por los materiales empleados o por utilizar procedimientos de soldadura incorrectos. Los esfuerzo excesivos pueden incluir encogimientos debidos a la falta de precalentamiento, movimientos en el ducto o desprendimiento de las pinzas de alineamiento antes de que se complete el porcentaje correcto del cordón de soldadura raíz, o no calentar el cordón raíz con un pasada lo que ocasiona que el cordón se enfríe muy rápidamente. Quemadas de Soldadura, Penetración y Fusión Incompletas La penetración incompleta se refiere a una falta de penetración en la raíz de la ranura de soldadura, lo que produce una muesca (concentrador de esfuerzos). La penetración incompleta puede ser causada por un tamaño de electrodo incorrecto, espaciamiento, o por el ajuste de corriente. La fusión incompleta es la falta de unión entre los cordones o entre metal soldado y el metal de las piezas por soldar (ducto). Esto se debe a la falta de habilidad o experiencia del soldador o un ajuste de corriente incorrecto. Las quemadas de soldadura ocurren cuando el material de aporte cae o es soplado sobre el ducto. Los estándares de soldadura consideran que estos tres (3) tipos de defectos tiene la misma severidad y el máximo permisible es aproximadamente el mismo para los tres tipos. Inclusiones de Escoria Alargadas, Líneas de Escoria Estos defectos muestran la falta de unión entre pasadas, usualmente entre el cordón raíz y el paso caliente resultado de la escoria atrapada. Estas pueden ser causadas por un electrodo de tamaño incorrecto, rango de voltaje y corriente incorrecto en la máquina de soldar, o falta de cuidado en la técnica de manipulación (incluyendo la falta de limpieza de la escoria entre pasos).


NIVEL 0



Socavado El socavado es la reducción del espesor por fusión del metal base, la cual deja una ranura adyacente a la soldadura en uno o ambos lados. Generalmente se encuentra en la parte exterior, pero también puede suceder en el interior del cordón. El socavado puede debilitar en gran medida la junta y es ocasionado por un rango de corriente inadecuado o aplicación incorrecta (velocidad y movimiento inadecuado). Las inclusiones de escoria aisladas y la porosidad difícilmente exceden los límites permisibles y no se consideran como defectos serios a menos que superen el límite máximo. Los defectos serios, asumiendo que el soldador sea competente, son generalmente causados por las siguientes fallas:

No corregir irregularidades en los biseles No obtener el espaciamiento o alineación adecuados No corregir el tamaño de electrodo No escoger el rango de corriente adecuado No precalentar cuando sea requerido No aplicar el cordón de paso caliente cuando el cordón raíz aun está caliente Una buena calidad de soldadura puede obtenerse siguiendo estos puntos. El llevar a cabo

cada paso en forma correcta facilita el siguiente paso, reduciendo el tiempo de soldadura. Los biseles dañados en los ductos deben ser rebiselados o reparados con un afilador o lima, dependiendo de la severidad del daño. Una diferencia de espesor mayor a un dieciseisavo (1/16) de pulgada entre la juntas del ducto o entre el ducto y los accesorios requerirá una transición aprobada. En algunos casos, las condiciones “ovalamiento” pueden solucionarse usando pinzas de alineamiento. Sin embargo, puede que sea necesario cortar y rebiselar el ducto en alguna sección en la que sea completamente redondo. Es necesario alinear y espaciar los biseles en forma uniforme durante el proceso de soldadura. Soldar un alineamiento incorrecto toma más tiempo y es mucho más complicado. Un buen alineamiento reduce la posibilidad de generar defectos y es un aspecto importante en el proceso de soldadura. Todos los pasos de soldadura deben efectuarse tal como se especifica en el procedimiento de soldadura. Debe ponerse especial atención al tiempo que se deja entre cada paso de soldadura, manteniendo la temperatura mínima especificada de la junta durante el proceso, y la limpieza adecuada entre cada paso. V.3.2.2 Radiografiado. La prueba de radiografiado con rayos X o Gamma, se llevará a cabo por el personal técnico especializado y encargado de tomar, revelar e interpretar las radiografías de uniones soldadas y efectuará las evaluaciones de las soldaduras. Para revisar los procesos de soldadura, radiografiado, inspección e interpretación del radiografiado ver Anexo V.6


NIVEL 0



Defectos en el Material Base No deben hacerse reparaciones de soldadura en las ranuras, rayones, “golpes de arco” u otros defectos en el metal base del ducto que habrá de soldarse. Las reparaciones pueden realizarse esmerilando, siempre y cuando el acabado no reduzca el espesor de la pared del ducto a menos del mínimo que aquí se especificará. Las áreas que resulten defectuosas después del esmerilado deberán ser removidas cortándolas como cilindros. Estos “golpes” generalmente son ocasionadas cuando el soldador golpea accidentalmente la pared del ducto con el electrodo o por una conexión inadecuada de la pinza de tierra. La reparación de “golpes de arco” deberá realizarse de la siguiente forma:

Remover cualquier evidencia de “golpes de arco” esmerilando el área del ducto Después del esmerilado, limpiar el área con una solución de 20 por ciento de persulfato de

amonio. Si aparece una mancha oscura, entonces el “golpe de arco” no ha sido removido por completo y se deberá repetir el esmerilado y limpieza hasta que no se aprecio decoloración.

Cuando el “golpe de arco” haya sido removido, determine el espesor de pared del ducto restante empleando métodos de prueba ultrasónicos. Si el espesor de la pared del ducto después de esmerilar es menor al mínimo que aquí se especifica a continuación, el área defectuosa que contenga la quemada deberá ser removida cortándola como cilindros. El espesor de pared mínimo se define como:

Para ductos de 18” de D.E. o menos, 87-1/2% del valor nominal del espesor. Para ductos sin costura de 20” de D.E. o más, 90% del valor nominal del espesor. Para ductos con costura de 20” de D.E. o más, 92% del valor nominal del espesor. El espesor de pared nominal se refiere al requerido para la presión de diseño del ducto.

Abolladuras La abolladuras que excedan un máximo de profundidad de 1/4” en ductos menores de 12-3/4” de diámetro exterior o de más de 5% del diámetro nominal en ductos mayores a 12-3/4” deberán ser removidas cortando el ducto como cilindros. En abolladuras menores a 1/8” que contengan ranuras, astillas, rayones, etc., se deberá remover el defecto cortando la sección de la abolladura como cilindros o esmerilando, siempre manteniéndose dentro de los límites descritos anteriormente. Todas las abolladuras que afecten la curvatura del ducto en la soldadura longitudinal o en cualquier soldadura circular deberán ser removidos cortando la porción dañada del ducto como cilindros. Las abolladuras no deben sacarse. Laminaciones, Extremos Partidos u Otros Defectos Al representante autorizado de la Compañía y/o Supervisor de Soldadura se le deberá informar inmediatamente si se detectan laminaciones, bordes partidos u otros defectos en el ducto. Los defectos deberán ser cortados, reparados o removidos de la línea siguiendo las instrucciones.


NIVEL 0



Equipo de Soldadura El equipo de soldadura deberá ser del tipo y tamaño adecuado para el trabajo y deberá mantenerse de tal forma que asegure soldaduras aceptables, continuidad en la operación, y seguridad para el personal. El equipo de soldadura de arco deberá operarse dentro de los rangos de amperaje y voltaje adecuado para el proceso de soldadura. Cualquier equipo que no cumpla con estos requerimientos, deberá ser reparado o remplazado. Los porta-electrodos y cables de los electrodos deberán tener aislante cuando se realice cualquier operación de soldadura. Metal de Aporte Todos los metales de aporte deberán conformarse a alguna de las siguientes especificaciones:

Especificación para Electrodos Recubiertos de Acero Suave para Soldadura de Arco; AWS A5.1.

Especificaciones para Electrodos Recubiertos de Acero de Baja Aleación para Soldadura de Arco; AWS A5.5.

Especificaciones para Electrodos Recubiertos de Acero Cromo y Cromo-níquel Resistente a la Corrosión; AWS A5.4.

Especificaciones para Metales de Aporte de Acero al Carbono para Soldadura de Arco con Protección Gaseosa; AWS A5.18.

Los metales de aporte que no se ajusten a las anteriores especificaciones, solo podrán usarse en procesos de soldadura aprobados por el Representante Autorizado de la Compañía y de acuerdo con el Estándar API 1004. Almacenamiento y Manejo de los Metales de Aporte y Fundente Los metales de aporte y fundentes deberán ser almacenados y manejados de tal forma que se evite cualquier daño en estos y en sus contenedores. Todos los electrodos que hayan sido expuestos a la atmósfera y cuyas características de operación o calidad de soldadura pudieran haber sido afectadas deben ser descartados. Los electrodos recubiertos de celulosa (electrodos para soldadura descendente) están diseñados para operar con un contenido de humedad de 3 a 6%. Estos electrodos no deben almacenarse ni dentro ni cerca de hornos sino en áreas secas a una temperatura de 50° F a 100° F. Los electrodos de bajo hidrógeno para soldadura ascendente que hayan sido expuestos a la atmósfera deberán ser almacenados en un horno de 200° F a 250° F y deberán usarse dentro de las tres primeras horas de haber sido sacados del horno, de lo contrario, deben ser regresados al horno. El representante autorizado de la Compañía deberá revisar periódicamente que los electrodos cumplan con estos requerimientos, y aquellos que no cumplan deberán ser descartados. V.3.2.3 Medición de espesores. La tubería de acero al carbón cuenta con un espesor mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna. Se utiliza un margen de corrosión con base en resultados estadísticos en el manejo del producto que se va a transportar.


NIVEL 0



Adicionalmente se considerará un espesor adicional de 0.159 mm (6.25 milésimas de pulgada) por año. El espesor de tolerancia por fabricación, se obtiene en función de los valores de porcentaje de tolerancia que se muestran en la tabla 8.

Tabla 8 Porcentaje de tolerancia por fabricación en el espesor de pared.

Diámetro exterior en cm. (pulg.) y tipo de tubería

Porcentaje de tolerancia

Grado B o menor Grado X42 o mayor

7.29 ( 2.875) y menores con y sin costura

+12.5 +12.5

Mayores que 7.29 (2.875) pero menores que 50.8 (20.0) con y sin costura.

+12.5 +12.5

50.8 (20.0) y mayores con costura

+12.5 +8.0

50.8 (20.0) y mayores sin costura.

+12.5 +10.0

Se implementarán medidas para el control de la corrosión interna y externa de la tubería, de acuerdo a las condiciones del sistema V.3.2.4 Protección Mecánica. La protección mecánica consiste en la aplicación de un recubrimiento protector según las características del terreno y las condiciones de operación a las que se somete la línea. La profundidad a la que debe quedar enterrada la tubería debe ser de 0.60 metros al lomo de la misma, en línea regular, excepto en los cruzamientos subterráneos. V.3.2.5 Corrida de diablos. Se realizará la inspección interior del ducto completo, mediante una corrida de diablo geómetra con Sistema de Posicionamiento Global (GPS), previa a la entrega del área operativa. Lo anterior con el fin de tener un punto de referencia de las condiciones reales de la tubería al inicio de sus operaciones y de comprobar si durante la construcción no hubo problemas de aplastamiento por circulación de tractores y/o equipo pesado y/o vehículos de carga sobre la tubería enterrada.


NIVEL 0


Capítulo VI, Página 1 de 123

CAPÍTULO VI

ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS


NIVEL 0



Índice

VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS. .............................................................. 3 VI.1 ANTECEDENTES DE ACCIDENTES E INCIDENTES. ............................................ 3 VI.1.1 Identificación de Peligros debido a la sustancia a transportar ............................... 3 VI.1.2 Identificación de perturbaciones y peligros debido al proyecto: ............................ 5 VI.1.3 Base de datos de accidentes ................................................................................ 7 VI.1.4 Información histórica de incidentes en ductos en el continente y ducto marítimo. 14 VI.2 Metodologías de identificación y jerarquización de riesgos. ................................... 25 VI.2.1 Identificación de Riesgo ...................................................................................... 31 VI.2.2 Selección de la metodología ............................................................................... 36 VI.2.3 Objetivo del HazOp. ............................................................................................ 37 VI.2.4 Justificación de la realización del HazOp ............................................................ 38 VI.2.5 Palabras Guía utilizadas en un estudio HAZOP. ................................................. 39 VI.2.6 Procedimiento a seguir en las reuniones del HazOp: .......................................... 41 VI.2.7 Resumen de procedimiento de la metodología y reuniones. ............................... 43 VI.2.8 Construcción de la matriz de riesgo. ................................................................... 45 VI.2.9 RESUMEN DE LA SESION MULTIDISCIPLINARIA DEL ANALISIS HAZOP ..... 52 VI.3 Radios potenciales de afectación............................................................................ 58 VI.4 Interacciones de riesgo. .......................................................................................... 78 VI.5 Recomendaciones técnico – operativas. ................................................................. 82 VI.5.1 Sistemas de seguridad. ....................................................................................... 82 VI.5.2 Métodos y Procedimientos de Seguridad para la Operación y Mantenimiento del Sistema de Transporte....................................................................................................... 83


NIVEL 0



VI. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS.

VI.1 ANTECEDENTES DE ACCIDENTES E INCIDENTES.

Todas las actividades humanas involucran cierto grado de riesgo y las industrias de energéticos no son la excepción. La industria química en particular, es una rama preocupada por la innovación, en ella se desarrollan continuamente nuevos procesos y productos para satisfacer las cada día más sofisticadas necesidades de la sociedad moderna, la cual requiere de productos con características muy particulares, de alta calidad y bajo costo. Esto en ocasiones significa contar con procesos que requieren altas presiones y temperaturas, además de utilizar materiales con características fisicoquímicas que representan un peligro para la salud humana, el ambiente y la propiedad. La preocupación pública por las múltiples lesiones y muertes que causan accidentes de alta consecuencia como una explosión y/o incendio, invariablemente dan origen a peticiones de una mayor prevención y regulación en los planos nacional e internacional. Por consiguiente, en particular con respecto a proyectos que entrañan el transporte de sustancias químicas peligrosas, conviene abordar el problema de la seguridad de manera responsable e implantar las medidas de seguridad que se han de aplicar. Para este caso el riesgo de este tipo de instalaciones de transporte está asociado a las características intrínsecas inflamables y combustibles (y en condiciones específicas también explosivas) del material que se maneja.

VI.1.1 Identificación de Peligros debido a la sustancia a transportar El material que se maneja en este proyecto es el Gas Natural (que es un material que lleva varios hidrocarburos en proporción variable como se menciona en el capítulo II). Los principales riesgos asociados a este material al presentarse una fuga y debido a sus características fisicoquímicas son:

1. Peligro de asfixia debido a que el gas desplaza el aire, por lo que es importante mantener el control del oxígeno en caso de una liberación, para que la cantidad presente de oxígeno no disminuya de un 19%,

2. Peligro de incendio y/o explosión del gas natural debido a su característica de ser un gas altamente inflamable.

Hay que mencionar que el gas natural es un gas altamente inflamable pero también por su característica de ser menos denso que el aire (0.6k/m3) es un combustible muchísimo menos peligroso que por ejemplo el gas LP que al ser mas denso que el aire, en caso de una fuga este tiende a quedarse a nivel del suelo, produciendo mayores consecuencias y lesiones mas graves en caso de un accidente 1En cambio en caso de que el gas natural pueda escapar del ducto tenderá a subir a las capas más altas de la atmósfera debido a que como ya se ha comentado es más ligero que el aire, por lo que no se formaría una nube explosiva en los alrededores del ducto; a menos que pudiera llegar a sitios confinados (espacios cerrados, drenajes, habitaciones, etc.) donde si podría presentarse un riesgo por explosión al encontrar una fuente de calor, flama o presentarse una ignición por electricidad estática.

1 Guidelines for Evaluating the Characteristics of Vapour Cloud Explosions, Flash Fires, and BLEVEs, CCPS (Center of Chemical

Process Safety), AICHE (American Institute of Chemical Engineers).


NIVEL 0



Es conveniente mencionar que en caso de una fuga hacia espacios confinados, primeramente se hace necesario alcanzar el límite inferior de inflamabilidad, por lo cual es más factible que se pueda presentar un incendio a una explosión. De cualquier forma, en caso de una fuga se esperaría que el gas se incorpore a la atmósfera, ya que no existen las condiciones para que quede confinado (existencia del Derecho de Vía), por lo que el riesgo de algún tipo de accidente debido a una explosión es realmente reducido. El riesgo mayor por incendio y/o explosión, es mas alto en estaciones de compresión (no incluida en el proyecto) ya que como se ha mencionado el gas natural y las mezclas de éste con el aire ascenderán rápidamente a las capas superiores de la atmósfera y en una casa, habitación, o techumbre industrial, una fuga de gas natural se quedará atrapada como se muestra en los dibujos de abajo siempre y cuando no exista un diseño apropiado para que se de la dispersión de la fuga.

Figura. 1 Diseño en techumbres apropiado para la dispersión del gas.

Si una instalación o habitación presenta una techumbre cerrada parte del gas podrá salir por las ventanas y puertas hacia la atmósfera exterior, pero otra parte se quedara “atrapada” en la parte inferior del techo y en el momento en que se produzca alguna chispa (energizado de algún extractor, ventilador o el alumbrado) se producirá una violenta explosión, para minimizar estos peligros para el caso de una casa de compresores como loe es en el caso del proyecto , se diseña con techumbres de dos aguas, semiabiertas en la parte de en medio lo cual permite que en caso de fuga, el gas pueda escapar sin quedarse confinado, así mismo para este tipo de instalaciones la instalación eléctrica se diseña para una clasificación de área Clase 1 División 2, lo que reduce el riesgo de que exista una fuente de ignición, otros sistemas de seguridad que se instalan también son: válvulas de bloqueo, paro automático, sistemas de venteo, detectores de gas y mezclas explosivas, detectores de fuego y humo y sistemas de seguridad administrativos como lo son los planes de emergencia donde nos señalan las acciones a seguir en caso de una fuga como por ejemplo: Respuesta en caso de fuga Fuga en Espacios Abiertos: Proceda a bloquear las válvulas que alimentan la fuga. El gas natural se disipará fácilmente. Tenga presente la dirección del viento. Fuga en Espacios Cerrados: Elimine precavidamente fuentes de ignición y prevenga venteos para expulsar las probables fugas que pudieran quedar atrapadas.


NIVEL 0



Nota: Históricamente no se han documentado explosiones de nubes de vapor no confinadas en el caso de fugas de menos de 100 kg de gas, siendo que las fugas típicamente se encuentran en un rango de 1000 a 10000 kg. Es importante señalar que el metano no se encuentra entre los gases típicamente involucrados en estos eventos. Según información reportada por Wiekema2, todas las explosiones de nubes de gas reportadas han ocurrido en ambientes semi-confinados, donde el gas no se podía disipar tan fácilmente. Los riesgos por el manejo de gas natural, así como sus consecuencias, son reducidos con un adecuado sistema de seguridad y contraincendio en la instalación, así como con un adecuado sistema administrativo de seguridad, que garantizan que todas las actividades relacionadas con la operación de la misma se lleven a cabo adecuadamente. En el capítulo V del ERA se mencionan una serie de medidas de seguridad que serán incorporadas al proyecto como parte del sistema administrativo de seguridad del proyecto. Ahora bien, tanto para la construcción como para operación del proyecto se tomarán en cuenta la normatividad aplicable como se mencionan en el capítulo V del ERA. Por las características intrínsecas de las obras, se deberá cumplir con los lineamientos federales y estatales en materia de actividades consideradas como altamente riesgosas, según lo dispuesto en los artículos 146 y siguientes de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. Aunado a lo anterior, el desarrollo de la ingeniería, la instalación y operación de las obras proyectadas y en operación, están apoyadas en normas y códigos nacionales e internacionales, tales como NOM, ASME, ANSI, NFPA, ISO, entre otras. Además de la producción, se tiene como meta, proporcionar seguridad al personal, a la integridad de las instalaciones y al ambiente, para lo cual se busca contar con la infraestructura básica que permita operar con seguridad y eficiencia. Durante las actividades del proyecto, existirán acciones y trabajos los cuales pueden traer consigo ciertas fuentes de cambio, perturbaciones y/o efectos adversos para el ambiente circundante los cuales a partir de estos pueden identificarse también ciertos peligros, partir de los cuales se calcularan los riesgos. A continuación se enunciaran las perturbaciones dependiendo la etapa a desarrollar del proyecto:

VI.1.2 Identificación de perturbaciones y peligros debido al proyecto:

1. Etapa de preparación del sitio y construcción. En esta etapa los principales riesgos los presentará el personal de campo, para la mitigación de los riesgo al personal se desarrollará un análisis de trabajo para cada especialidad, al final de este capitulo se presenta un ejemplo del análisis. Así mismo en la Tabla 1 se presentan las fuentes de cambio originadas en la etapa de preparación del sitio y construcción del proyecto.

2 B. J. Wiekema, “Vapor Cloud Explosion – An Analysis Based on Accidents”, Journal of Haz. Mat., 8, pp. 295 – 329 (1984).


NIVEL 0



Tabla 1 Fuentes de cambio, perturbaciones y efectos ocasionados

por el desarrollo del proyecto. FUENTES DE

CAMBIO ETAPAS DEL PROYECTO PERTURBACIONES EFECTOS EN LA INFRAESTRUCTURA Y

FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA Desmonte y despalme

Preparación del sitio, construcción y mantenimiento

Cambios de uso del suelo. Disminución de zonas

agrícolas. Disminución de las cubiertas

de vegetación superiores Erosión del terreno. Afectaciones por disposición

inadecuada de residuos sólidos. Generación de ruido, polvos

fugitivos y emisiones a la atmósfera por la operación de maquinaria. Molestias a las poblaciones

cercanas por la generación de ruido y polvos fugitivos. Pérdida de hábitat para la

flora y fauna silvestres.

Al disminuir la superficie de vegetación se verá favorecida la erosión. La disminución de vegetación modificará el hábitat, lo que provocará el desplazamiento de especies de fauna, afectando principalmente a aquellas de lento desplazamiento. Se podrían generar focos de riesgo de incendio por un inadecuado manejo del material producto del desmonte. Se pueden causar molestias a los pobladores que cruzan por la zona, debido a la generación de partículas de ruido.

Apertura y cierre de la zanja

Construcción y mantenimiento

Generación de ruido, polvos fugitivos y emisiones a la atmósfera por la operación de maquinaria. Cruce de vías de

comunicación (carreteras y caminos) Posible dañó a la

infraestructura subterránea de servicios. Posible afectación al tránsito

vehicular

Se pueden causar molestias a los pobladores que cruzan por la zona, debido a la generación de partículas y ruido, así como a las desviaciones temporales de caminos, en tanto se realizan las actividades del proyecto en caminos secundarios en los cuales se necesite realizar el zanjeado, lo cual podría afectar de alguna manera el tránsito vehicular en zonas puntuales. Posible ruptura accidental de infraestructura existente, provocando un bloqueo temporal del servicio que proporcione dicha infraestructura. Cambios fisicoquímicos del suelo de manera temporal al existir movimiento del mismo.

Instalación y reparación de infraestructura

Etapa de construcción y mantenimiento

Afectaciones por disposición inadecuada de residuos sólidos, líquidos y peligrosos. Generación de ruido y

emisiones a la atmósfera por la operación de maquinaria. Derrame accidental de

combustible. Ocupación del subsuelo en el

área de estudio.

De existir una disposición inadecuada de residuos o un derrame accidental de combustible de la maquinaria, probablemente se provocaría la contaminación del suelo y del acuífero. Se pueden causar molestias a los pobladores que cruzan por la zona, debido a la generación de partículas de ruido.

Transporte del gas natural

Operación Ocurrencia de una contingencia por fuga de combustible. Afectación a los

De presentarse la ocurrencia de una contingencia (incendio o explosión), se verían afectados la vegetación, áreas agrícolas, pobladores y fauna, derivando de


NIVEL 0



FUENTES DE CAMBIO

ETAPAS DEL PROYECTO PERTURBACIONES EFECTOS EN LA INFRAESTRUCTURA Y

FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA asentamientos humanos y a la flora y fauna silvestres. Eficiencia en el

funcionamiento de la terminal de la CFE y aumento en la certidumbre de abasto de energía a la población. Disminución de emisores a la

atmósfera, en la medida que se utilice el gas natural como combustible en los procesos de generación o transformación de electricidad. Disminución en el número de

autotanques que circulan por el área.

ellos, se producirán eventos de erosión y disminución de la superficie vegetal y agrícola. Lo anterior, repercutirá directamente en la reducción del hábitat, lo que se verá reflejado en el desplazamiento de las especies de flora, afectando principalmente a especies de lento desplazamiento. Limitación de crecimiento de especies dentro del derecho de vía, ya que no se permitirá el crecimiento de especies arbóreas, debido a que estas pueden dañar la infraestructura instalada. Por otro lado y considerando la demanda de energía eléctrica que se tiene en el área, se haría más expedito el suministro de combustible para la terminal de CFE y se contribuirá al uso de un combustible más limpio, favoreciendo con ello de manera indirecta a la población

2. Etapa de operación y mantenimiento:

Por la naturaleza del proyecto y por el tiempo de vida útil, los peligros que se pueden considerar de alta consecuencia se pueden presentar en esta etapa del proyecto, es por eso que para poder minimizarlos o bien mitigarlos es necesario saber porque se presentan, para determinar las causas de un incidente generalmente se recurre al análisis histórico de accidentes en instalaciones similares, ya que nos dan la pauta del tipo de eventos que se pueden presentar y cuáles son las causas que lo generaron. A continuación se presenta y se analiza los accidentes reportados en la base de datos FACTS del año 2003 hasta 2008.

VI.1.3 Base de datos de accidentes FACTS es el acrónimo de "Failure and Accidents Technical information System". Esta base de datos ha sido desarrollada y es mantenida y comercializada por TNO "Division of Technology for Society". Contiene a la actualidad 23,587 registros y está claramente enfocada al estudio de accidentes industriales con sustancias peligrosas. Su recopilación se inició en 1980. Las fuentes de información proceden de revistas técnicas, periódicos e informes técnicos de organismos públicos o privados (departamentos de bomberos, policía, agencias gubernamentales, las propias industrias). Debe tenerse en cuenta al respecto que ciertas informaciones consideradas de carácter confidencial no son registradas. Por otra parte, el hecho de que se recopile información procedente de prensa no especializada puede inducir a dar menos credibilidad a los datos recogidos, si bien, el aval que supone el que haya sido elaborada por TNO puede dar mayores garantías de fiabilidad.


NIVEL 0



Una característica diferencial de FACTS respecto a otras bases de datos es que está relacionada con cuatro bases de datos adicionales que aportan información complementaria altamente interesante. Sus descripciones básicas se citan a continuación:

1. Una base de datos con referencias de 2.000 accidentes de transporte de materias peligrosas.

2. Una base de datos sobre las posibles causas de accidente en un importante número de equipos y/o instalaciones.

3. Una base de datos que contiene información sobre reacciones químicas, incluidas aquellas que pueden darse en situaciones no controladas, favorecidas por impurezas o en condiciones extremas derivadas de un accidente o incidente previo.

4. Una base de datos que contiene información de los resultados de las investigaciones sobre las causas de los daños en los equipos, con especial atención a los materiales usados, las condiciones de proceso, los fallos del material o de la construcción.

En la consulta se encontraron un total de 703 registros de accidentes relacionados con el transporte de gas natural por ducto alrededor del mundo, desde el año 1961 hasta el 2008, las palabras clave utilizadas para acotar la búsqueda fueron: tubería de transporte, gas natural y ducto, dejando libre los filtros de año, ciudad, y locación. En la tabla 2 se presenta únicamente los datos de accidentes ocurridos en un periodo de 5 años a partir del año 2003 hasta el año 2008. La base de datos FACTS es una de las 3 bases de datos de accidentes de sustancias peligrosas más confiables y más completas.

Figura. 2 Banco de datos de accidentes FACTS para accidentes de gasoductos alrededor del mundo a partir de

1961 al 2008.


NIVEL 0



Tabla: 2 Accidentes ocurridos en el mundo durante el transporte de gas natural por ducto

periodo de 2005 a 2008. Año

Ciudad Actividad Locación Fatalidades Lesiones Causas Eventos ocurridos

2008 USA Transporte por ducto

carretera No Si Falla humana fuego, explosión y evacuación


No Si Falla en la reparación


carretera Si Si Falla técnica operación

Liberación fuego y explosión

2008 AUS Transporte por ducto

Planta procesadora de gas

No No Corrosión Liberación fuego y explosión


Corredor de tuberías

No Si Falla técnica Reparación

Ruptura, fuego y explosión

2008 RUS Transporte por ducto

otra No No Desconocida Ruptura fuego y explosión

2008 BD Transporte por ducto

Río No No Falla humana Mala posición, ruptura, fuego y explosión



No No desconocida Ruptura, fuego y explosión


Estación de compresión

No No desconocida Bloqueo del sistema, fuego



No No Falla técnica Corrosión, explosión y fuego

2008 IRQ Transporte por ducto

otra No No desconocida Fuga, fuego y explosión


otra No No desconocida Bloqueo del sistema, explosión y fuego


otra No No Falla técnica Fatiga, fuga, explosión, fuego, bloqueo del sistema

2008 DZ Transporte por ducto

Carretera No No Falla humana Trabajo de construcción, se requería realizar una reparación, fuga.


Granja No No Falla técnica Trabajo defectuosos, ruptura, fuga, incendio, bloqueo del sistema.

2007 NL Transporte por ducto

Carretera No No desconocida Ruptura de la línea, fuego, ocasiono choques automovilísticos


Carretera Si Si Falla técnica Se detecto un olor debido a la fuga de la tubería, se presento explosión y fuego, se realizo la evacuación de personas.


Otra No No Causa Natural Caída de un rayo, explosión y fuego.

2007 MEX Transporte por ducto

Otra No No Sabotaje, Vandalismo o Terrorismo

Acción reprobable, Ruptura, evacuación fuego y explosión, interacción con otros ductos de gasolina y benceno, contaminación.


NIVEL 0



Tabla: 2 Accidentes ocurridos en el mundo durante el transporte de gas natural por ducto periodo de 2005 a 2008, (Continuación).

Año



Otra No No Falla técnica Trabajo defectuoso, Explosión, fuego, combate del fuego, respuesta a emergencia, interrupción de tráfico vehicular.

2007 UA Transporte por ducto

Otra No No Falla en la gestión

Hundimiento de tierras, Falla en la gestión, colapso, destrucción, ruptura del ducto, explosión, fuego.

2007 PK Transporte por ducto


Acción reprobable, explosión, daño, bloqueo del sistema

2007 D Transporte por ducto

Otra No Si Causa natural

Evento natural, sobrecalentamiento, hundimiento, ignición, explosión y fuego, daños.

2007 AS Transporte por ducto

Otra Si Si No detectada Corte, soldadura, liberación de gas, bola de fuego, respuesta de emergencias, combate del fuego, explosión.


Otra Si No Falla en la gestión

Reparación, liberación, error del operador, error en la gestión, trabajos en tierra, bola de fuego, respuesta de emergencias, fuego y explosión, combate del fuego, daño, destrucción, colapso, bloqueo del sistema.


Casa No Si Falla humana Trabajo preliminar, liberación, fuego y explosión, respuesta de emergencias, combate del fuego, daño.


Carretera Si No Falla en la gestión

Trabajo preliminar, contaminación, daño a la tubería, ruptura, fuego, respuesta de emergencias, bloqueo del sistema.

2006 DZ Transporte por ducto

Otra No Si Falla Técnica Corrosión, ruptura, fuego, explosión, respuesta de emergencias, combate del fuego.


Camino o Carretera

No Si Falla humana Trabajo preliminar, liberación, ignición, fuego, respuesta de emergencias, combate de fuego.


Carretera o camino

No No Falla técnica Reparación, sobrecarga, saturación, ruptura, fuego explosión,

2005 CDN Transporte por ducto

Estación de compresión

No No Falla técnica Ruptura, liberación, explosión y fuego, respuesta de emergencias, combate del fuego, bloqueo del sistema.


Ciudad No No Falla humana Trabajo preliminar, reparación, daño y ruptura del ducto, fuga, evacuación, respuesta bomberos.


Canal No Si Falla humana Trabajo preliminar, daño al ducto, fuga, explosión, fuego, respuesta de emergencias, combate del fuego, daños, interrupción de tráfico, bloqueo del sistema.


NIVEL 0



Tabla: 2 Accidentes ocurridos en el mundo durante el transporte de gas natural por ducto

periodo de 2005 a 2008, (Continuación).

Año


2005 F Transporte por ducto

Camino o carretera

No Si Falla humana

Trabajo preliminar, daño, liberación, ignición, fuego evacuación, daños, respuesta de emergencias. Combate de fuego.

2005 GB Transporte por ducto

Construcción No No Falla humana

Trabajos de construcción, daño y ruptura del ducto, fuga, refugio en el lugar, respuesta de emergencias, llamado a los bomberos.



No Si Falla Técnica

Corrosión, fuga, bola de fuego, fuego, evacuación, respuesta emergencias, combate de fuego, daño a ducto de hidrógeno, interrupción de tráfico, bloqueo del sistema.


Área abierta No No Falla Técnica

Limpieza, falla mecánica, fuga, contaminación al dañar un ducto de petróleo, bloqueo del sistema.


Granja No No Falla Técnica

Corrosión, fuga, evacuación, contaminación al dañar un ducto de petróleo, bloqueo del sistema.

Nomenclatura utilizada por FACTS: D=Alemania del oeste, MEX=México, GB=Reino Unido, NL=Holanda, RU=Rusia, CDN=Canadá, DZ=Alemania del Este, USA=Estados Unidos de América, F=Francia, AUS=Australia, PK=Pakistán, UA=Ucrania, DZ=Algeria, IRQ=Irak BD=Bangladesh.

Figura 3 Accidentes ocurridos en México durante el transporte de gas natural por ducto periodo de 1970 a 2008.


NIVEL 0



Tabla: 3 Accidentes ocurridos México durante el transporte de gas natural por ducto

periodo de 1970 a 2007. Año




Acción reprobable, Ruptura, evacuación fuego y explosión, interacción con otros ductos de gasolina y benceno, contaminación.


Granja No No Falla Técnica Corrosión, fuga, evacuación, contaminación al dañar un ducto de petróleo, bloqueo del sistema.


Otra Si Si Causa Natural Evento natural, Hundimiento, ruptura, explosión, ocasionó choques automovilísticos, interrupción de tráfico, respuesta emergencias y bomberos.


Otra Si Si Desconocida Ruptura del ducto, fuga y fuego



Si Si Desconocida Explosión, fuego, evacuación, interacción con ductos de gasolina


Otra Si Si Falla en la gestión

Limpieza, colapso, explosión, destrucción y daño


Otra No Si Desconocida Ruptura, fuga, explosión y fuego, evacuación, respuesta a emergencias


Desconocida Si Si Desconocida Mantenimiento, ignición, explosión, fuego, respuesta de emergencias y bomberos.


Otra Si Si Falla humana Ruptura, fuga, ignición, fuego.


Otra Si Si Falla humana Trabajos de construcción, perforación del ducto, fuga, explosión y fuego, respuesta de emergencias y bomberos


Sitio en construcción

Si Si Falla Técnica Atasco de maquinaria, ruptura de ducto, fuga, bola de fuego, fuego.


Otra Si Si Falla Humana Trabajos de mantenimiento, fuga, corto circuito, ignición, explosión, respuesta a emergencias y bomberos.

Para México se tienen registrados 12 accidentes en el periodo de 1970 a 2008, cabe resaltar que en el manejo del gas natural lo realizaba PEMEX hasta que en 1995 se permitió el acceso a la industria privada para la construcción y operación de líneas de transmisión y distribución de gas, pero no ha habido una gran participación en el sector de transmisión de energía por parte de terceros, la gran mayoría de los privados han incursionado en la etapa de distribución a consumidores. Estas actividades para el manejo y venta de gas natural se encuentran reguladas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Como se ha observado, la utilización de una base de datos permite evidenciar algunos puntos críticos de la instalación (diseño, construcción, procedimientos de operación, procedimientos de mantenimiento, etc.) que pueden desencadenar un accidente.


NIVEL 0



14,43

10,09

16,59

0,44

36,28

22,14

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Construcciones/ defectos de

material

Corrosiónexterna

Corrosióninterna

Corrosión noespecificada

Daños poragentesexternos

Otros

Causa

%

Aportan además una serie de consejos sobre acciones de emergencia o soluciones correctivas a los problemas planteados, e información útil sobre la magnitud de los accidentes que pueden producirse en una instalación concreta por comparación con otras similares que hayan provocado accidentes en el pasado. Una base de datos debe estar permanentemente actualizada. Los registros más útiles suelen ser los más actuales, pues hacen referencia a accidentes recientes en instalaciones modernas, con tecnologías y procesos similares a los desarrollados en la actualidad. El uso de accidentes muy distantes en el tiempo como referencia puede llevar a conclusiones erróneas. A partir de los accidentes mostrados en la tabla anterior, se pueden concluir lo que muchas dependencia internacionales registran y grafican en distintos periodos de tiempo, como la mostrada a continuación de la oficina para la seguridad de ductos de los Estados Unidos de América. Estas gráficas resumen los datos proporcionados por los bancos de datos de accidentes,

Gráfica 1 Principales causas de accidentes en gasoductos ocurridos en el mundo.

Fuente: Office of Pipeline Safety

En la gráfica 1 se muestran incidentes ocurridos desde 1994 a 2000, para diferentes factores causantes de fugas en gasoductos. Datos obtenidos de Office of Pipeline Safety, las referencias en http://ops.dot.gov/. En la gráfica 1 se aprecia que la mayor causa de accidentes es debida a factores externos al proceso; ocupan un lugar importante los diferentes tipos de corrosión y otros factores no especificados.


NIVEL 0



Los párrafos que siguen a continuación contienen información sobre accidentes detallados considerados por su frecuencia y magnitud como importante para el desarrollo del presente estudio.

VI.1.4 Información histórica de incidentes en ductos en el continente y ducto marítimo.

Requerimientos de Reporte para Incidentes en Ductos. Para los propósitos de este proyecto, se han estimado los riesgos asociados con el transporte de gas natural a través de ductos, con base en la información histórica de incidentes en ductos, ya sea en continente o ducto marítimo. Esta información que será de utilidad para el “Proyecto Bicentenario” se recopiló de la Oficina para la Seguridad de Ductos (OPS) de la Administración de Investigación y Programas Especiales (RSPA). La información disponible incluye tanto los ductos en continente como aquellos lastrados en el mar, y no distingue entre incidentes ocurridos en ambos entornos. Desde el 9 de febrero de 1970, todos los operadores de sistemas de transporte, han sido obligados a notificar al Departamento de Transporte de los Estados Unidos (DOT), cualquier incidente reportable y entregar un reporte escrito que describa el incidente. El DOT cambió los requerimientos de reporte después de Junio de 1984, con la finalidad de reducir la cantidad de información a recolectar. Se requiere de una notificación telefónica al Centro de Respuesta Nacional al 01 800-424-8802 en el momento más temprano posible, y debe llenarse el Formulario F 7100.1 en un período no mayor de 30 días luego de la detección de incidente (Código de Regulaciones Federales 49 [CFR] 191.9). En el 2004, los requerimientos para reportes de ductos de transporte de gas natural se incrementaron en alcance y frecuencia, como parte de la implementación de los programas de manejo de la integridad de ductos, requeridos bajo la 49 CFR 192, subparte O. Los operadores de ductos de transporte de gas natural ahora deben entregar información adicional semi anualmente para cuatro mediciones de desempeño de sus programas de manejo de la integridad de ductos. Los ductos de transporte de gas natural, incluyendo los nuevos ductos propuestos, también están sujetos a requerimientos más estrictos de reporte, impuestos por las autoridades locales o federales, aunque esta información no se refleja en los datos de incidentes del ducto. Los requerimientos de reporte para ductos se resumen en la tabla 4.


NIVEL 0



Tabla 4 Criterio de Reporte para Incidentes en Tubería de Transmisión y para Condiciones

Relacionadas con la Seguridad.

Periodo de Reporte Criterio de Reporte

Pre-1984

Reporte de incidentes que: Causaron la muerte o heridas en el personal requiriendo hospitalización; y Se requirió tomar cualquier segmento de una línea de transmisión que estuviera fuera

de servicio; Resultaron en ignición de gas; Causaron un daño estimado a la propiedad del operador, u otros, de un total de

$5,000 o más; Requirieron reparación inmediata de una línea de transmisión; Ocurrieron durante la prueba con gas u otro medio; o Fueron significativos de acuerdo al juicio del operador, aunque no alcanzaron el

criterio aquí descrito.

Después de Junio de 1984 (Aplicable actualmente)

Reporte de incidentes que: Resultaron en el escape de gas natural; Causaron la muerte o heridas en el personal requiriendo hospitalización; Causaron un daño estimado a la propiedad, incluyendo el costo por la pérdida del

gas, de más de $50,000; o Fueron significativos de acuerdo al juicio del operador, aunque no alcanzaron el

criterio aquí descrito. Reportar las siguientes condiciones relacionadas con la seguridad que existen en una tubería de menos de 220 millas (200 m) desde cualquier edificio acondicionado para la ocupación humana o cualquier otro sitio exterior para ensamblaje o que se encuentre dentro del derecho de vía de alguna vía de trenes, camino pavimentad, calle, o autopista: La corrosión general que reduce el espesor de la pared a menos que el requerido

para la máxima presión de operación permitida; La corrosión localizada a tal grado que pueda resultar en una fuga; Movimiento no intencional u operación de carga anormal debido a causas ambientales

como son: terremotos, deslaves, o inundaciones, limitando el servicio de la tubería; Cualquier defecto material o daño físico que limite el servicio de la tubería que opera

con una fractura de 20% o más de su mínima fuerza resultante especificada; o Cualquier condición relacionada con la seguridad que pueda dar lugar a algún peligro

inminente y causas (ya sea directa o indirectamente por remediación por parte del operador), para propósitos diferentes al abandono, un 20% o más de reducción en la presión de operación o paro de operación de una tubería.

Después de Agosto de 2004

(Aplicable actualmente)

Reporte Semi-anual Status y acciones del Programa de Mantenimiento Integral de la Tubería: El número de millas de tubería inspeccionadas vs. los requerimientos del programa; El número de reparaciones inmediatas completadas como resultados de la integridad.

Periodo de Reporte

Programa administrativo de inspección: El número de reparaciones agendadas y completadas como resultado del programa

de administración de la integridad; y El número de fugas, fallas, e incidentes experimentados, clasificados por causa.

Fuente: Office of Pipeline Safety


NIVEL 0



Identificación de causas y factores de Incidentes Históricos de Ductos. La tabla 5 presenta un resumen de la información de incidentes en ductos de transporte de gas natural para tres periodos: 1970 a 1984 (bajo los viejos requerimientos de reporte), los 1990s (bajo nuevos requerimientos de reporte) y 2000 a 2003. La información incluye ductos en continente y ducto marítimo. Las causas caen en tres categorías principales: fuerzas externas, corrosión y defectos en la construcción o de los materiales, todas las otras causas están combinadas en una cuarta categoría que incluye reportes donde la causa no fue especificada o fue atribuida a una causa menos común.

Tabla 5 Causas y accidentes reportados desde 1970 hasta 2003.

Causa Periodo

1970-1984 1990-1999 2000-2003

Fuerzas Externas - Total 54 % 41.1 % 32.8 % Automóvil, camión u otro vehículo no relacionado a la actividad de excavación

36 %

3.19 %

Daños a terceros por la excavación 8.12 % Daños al operador por la excavación 3.9 % 1.16 % Movimiento de tierras 7.2% 1.16% Clima: rayos, lluvias fuertes/inundaciones, vientos fuertes

5.8% 2.32%

Otros, Vandalismo, terrorismo o sabotaje 0.81% 0.58% Fuerzas Externas 16.23% Corrosión – Total 17% 22.3% 27.0% Corrosión, Externa 8.62% 11.30% Corrosión, Interna 13.5% 15.36% Corrosión, No Especificada 0.13% 0.29% Defecto de la Construcción o del Material - Total

21%

15.3% 17.7% Cuerpo de la tubería 2.03% Componente 1.45% Defecto de la construcción o del material 5.51% Soldadura a tope 1.74% Soldadura en ángulo 0.58% Empalme 1.74% Soldadura de la unión de tubería 2.90% 2.90% Sello/Embalaje de la bomba roto o con goteos 0.29% Hilos de rosca pelados, acoplador de la tubería roto

1.45%

Otros – Total

8 %

21.4% 22.6% Incendio/explosión como causa primaria 0.29% Operación incorrecta 1.45% Malfuncionamiento del equipo de control/alivio 1.16% Misceláneos 3.77% Otros 12.75% Ruptura de tubería previamente dañada 0.29% Desconocidas 2.90% Incidentes Totales y Promedio Anual 5,862

404/años 771

77.1/años 345

86.3/años Fuente: Office of Pipeline Safety


NIVEL 0



La dramática disminución en el número total de incidentes reportables se ilustra en la última fila de la tabla 5, la cual muestra el número total de incidentes y el promedio anual de incidentes durante el período reportado. Aunque parte de la disminución se atribuye al cambio de los requerimientos de reporte en 1984, también es resultado de la puesta en práctica de algunas iniciativas de seguridad en ductos durante las últimas dos décadas, las cuales han reducido significativamente el número de incidentes atribuibles a fuerzas externas. Esto probablemente se deba a una mejor señalización del ducto y a un uso más universal de los sistemas de “Una-Llamada”, antes de realizar excavaciones por terceros. A medida que los ductos más viejos fueron abandonados o mejorados para incluir sistemas de protección catódica, los números de incidentes asociados con los eventos de corrosión también disminuyeron. Factores que Afectan las Frecuencias de Incidentes en Ductos. La frecuencia de incidentes que puede esperarse para un segmento específico del ducto, varía ampliamente en términos de:

Edad. Diámetro de la tubería. Control del nivel de corrosión.

La causa predominante de incidentes a lo largo de las décadas ha procedido de fuerzas externas, constituyéndose en el 53.5% de todos los incidentes de servicio entre 1970 y 1984 (Jones et al. 1986). Éste también fue el caso para los incidentes reportados durante los 90’s y en el periodo comprendido entre el 2000 y 2003. Los incidentes de fuerzas externas se producen por choques contra la tubería por equipos mecánicos como bulldozers y retroexcavadoras, de movimientos de tierras debido a la colonización de las tierras esto es en continente; anclas de botes de dragado o equipos de pesca por arrastre, de movimientos de tierras debido a la colonización de las tierras, lavados, o peligros sísmicos; de efectos climáticos tales como vientos, tormentas, y tensiones termales, para los lastrados y por daños premeditados. Los ductos más viejos también tienen una mayor frecuencia de incidentes por fuerzas externas, en parte porque su ubicación podría ser menos conocida y podrían no estar tan bien señalizados como las líneas recientes. Además, los ductos viejos contienen un número desproporcionado de tuberías de diámetros más pequeños, los cuales tienen un mayor rango de incidentes por fuerzas externas. Los ductos de diámetros más pequeños se rompen o aplastan más fácilmente por equipos mecánicos o movimientos de tierra. La frecuencia de incidentes de servicio es fuertemente dependiente de la edad del ducto. Mientras que los ductos instalados desde 1950 exhiben un nivel bastante constante de frecuencias de incidentes de servicio, los ductos instalados antes de ese año tienen un nivel significativamente más alto de frecuencia de incidentes, particularmente debido a la corrosión. Los ductos más viejos tienen una frecuencia más alta de incidentes de corrosión, puesto que es un proceso asociado al tiempo. Inclusive, los revestimientos técnicamente más avanzados y la protección catódica para reducir el potencial de corrosión son procedimientos generalmente utilizados en los ductos más nuevos.


NIVEL 0



Fugas Reportables de gas natural de la compañía de gas del sur de California Los operadores de ductos que experimentan incidentes reportables relacionados con el transporte de gas natural, deben informarlos al Centro Nacional de Respuesta (NRC). Un sistema de base de datos (Centro Nacional de Respuesta 2004) para reportes de incidentes, se identificaron un total de 29 incidentes donde el gas natural había sido liberado de un ducto. Algunos de estos incidentes ocurrieron como resultado de daños a las líneas de distribución por parte de terceros, pero los incidentes restantes involucraron directamente ductos de transporte. Estos incidentes se resumen en la tabla 6.

Tabla 6 Incidentes, localización, causa y descripción de accidentes de gas. Reporte de Incidente

No./ Fecha Localización/ Causa/Descripción Daños

5 Mayo, 2004

Condado de Ventura, Avenida Rose en El Rio El impacto debido a la colisión de un vehículo empujó una camioneta de pasajeros fuera del camino y contra una pequeña estación reguladora de línea de gas natural, cerrando la válvula de presión.

Nota: Una fuga de aproximadamente 700,000 ft3

(19,822 m3) de gas

natural, se cerraron caminos dentro de las ocho millas cuadradas circundantes, y los estudiantes y empleados de la Escuela Secundaria Rio Mesa fueron diseccionados por parte de los servicios de emergencia a un refugio (i.e., permaneciendo dentro y con ventanas y puertas cerradas). Se reportó que la válvula se reemplazó una hora después, y no se reportaron fatalidades graves. Este incidente involucró una línea de distribución, y no una línea de transmisión. No alcanzó el criterio mínimo requerido para reportado a la NRC. El incidente no alcanzó el criterio de CPUC para ser reportado y fue reportado al CPUC por medio de Gas SoCal.

591361 16 Enero,

2002

Condado Kern, Valle Acres, en el derecho de vía 0.25 millas (0.4 Km.) sur de la autopista 119. Una línea de transmisión de 26” de diámetro se fracturo debido a causas desconocidas. La duración de la fuga se estimó de 2 horas.

$50,000 en daños No se presentaron heridas o fatalidades. Se evacuaron 24 ciudadanos. La autopista 119 fue cerrada de norte a sur.

565500 9 Mayo, 2001

Condado de Los Ángeles, Santa Clarita, 26623 May Way. Quejas referentes al olor debido a la ruptura de una tubería de transmisión de gas a alta presión La duración de la fuga se estimó de 2 horas.

Se reportaron 12 víctimas. No se reportaron hospitalizaciones, fatalidades o excavaciones.

555595 2 Febrero,

2001

Condado de Santa Bárbara, Cuyuma, 5 millas (8 Km.) desde la ciudad, 0.5 millas (0.8 Km.) al oeste de la Autopista 133, y 2.5 millas (4.0 Km.) al sur de la Autopista 166. La excavación debida a terceros fracturó la tubería de transmisión.

$80,000 en daños. Sin víctimas, fatalidades, o evacuaciones registradas al momento del reporte.

468762 24 Diciembre,

1998

Condado de Kern, 8 millas (12.9 Km.) al sur de Lost Hills. La tubería de “Transferencia” falló debido al “movimiento terrestre”. Se aseguraron las posibles fugas.

Nada registrado en el reporte.


NIVEL 0



Tabla 6 Incidentes, localización, causa y descripción de accidentes de gas, (continuación).

Reporte de Incidente

No./ Fecha Localización/ Causa/Descripción Daños

461704 28 Octubre,

1998

Riverside, Autopista 91 hacia la Avenida Arlington. Tubería de transmisión de 24’’ (0.609 m) de diámetro, 2’’ (5cm.) de montaje fracturado. La fuga se encuentra adyacente a la vía del tren.

Se detuvo el tráfico a través del área.

426636 2 Marzo, 1998

Condado de Ventura, Somis, 4149 Clubhouse Drive. ruptura de la línea de transmisión de 24’’ (0.6 m)debido a un deslave.

> $50,000 en daños, Sin víctimas, fatalidades, o evacuaciones registradas al momento del reporte.

426474 1 Marzo, 1998

Condado de Los Ángeles, Santa Clarita, Saticoy. Ruptura de la línea de transmisión de 20’’ (0.5 m) debido a un deslave.


366376 1 Noviembre,

1996

Condado de Los Ángeles, Sylmar. Ruptura en la unión de expansión en la línea de transmisión.


287958 20 Abril, 1995

Condado de Ventura, Línea 1003 detrás de la comunidad de La Conchita Ruptura de la línea de transmisión de 16’’ (0.4 m) debido a un deslave. Tubería aislada.


217077 17 Enero,

1994

Terremoto en el condado de Los Ángeles. No se registraron fugas. Estatus en servicio, información preliminar: 1200 apagones del servicio, 3 tuberías de transmisión, y 25 tuberías de distribución fuera de servicio.

Desconocido al momento del reporte.

Fuente: Centro Nacional de Respuesta, 2004.

Riesgos Estimados para la Seguridad de Ductos. Los incidentes de servicio resumidos anteriormente en la tabla 6 incluyen fallas del ducto de todas las magnitudes, con consecuencias ampliamente variables y ductos de todas las edades y diámetros. Alrededor de dos tercios de los incidentes fueron clasificados como fugas; el tercio restante fue clasificado como rupturas, lo cual implicaba una falla más grave. Los incidentes en ductos de gas natural reportados la Administración de la Seguridad para Ductos y Materiales peligrosos PHMSA por sus siglas en ingles se presentan en la tabla 7, dan una idea general de la naturaleza, frecuencia y consecuencias de accidentes que han sido experimentadas por este operador de ductos. La tabla 7 presenta los resúmenes anuales de incidentes reportados, asociados con transporte en continente y lastrados en el mar de gas natural y ductos de conexión desde 1986 hasta 2003. Durante este periodo de 18 años, la información indica que los esfuerzos para mejorar la seguridad en los ductos tuvieron cierto éxito: existe una tendencia general de disminución en los números de fatalidades y daños provocados por incidentes asociados con estos ductos.


NIVEL 0



Tabla 7 Resúmenes Anuales de Incidentes – Tuberías

de Transmisión de Gas de E.U.A.

Año Incidentes Fatalidadesa

Heridasb

Daño en

Propiedad

Total de Tuberías de Transmisión y

de recolección (Millas/Km.)

1986 83 6 20 $11,166,262 321,653 (517, 650)

1987 70 0 15 $4,720,466 323,988 (521,410)

1988 89 2 11 $9,316,078 320,202 (515,315)

1989 103 22 28 $20,458,939 320,070 (515,102)

1990 89 0 17 $11,302,316 324,410 (522,087)

1991 71 0 12 $11,931,238 326,575 (525,571)

1992 74 3 15 $24,578,165 324,097 (521,584)

1993 95 1 17 $23,035,268 325,319 (523,550)

1994 81 0 22 $45,170,293 332,861 (535,688)

1995 64 2 10 $9,957,750 327,878 (527,668)

1996 77 1 5 $13,078,474 321,803 (517,892)

1997 73 1 5 $12,078,117 328,833 (529,205)

1998 99 1 11 $44,487,310 331,879 (534,107)

1999 54 2 8 $17,695,937 328,390 (528,492)

2000 80 15 18 $17,868,261 326,518 (525,480)

2001 86 2 5 $23,610,883 312,070 (502,228) 2002 82 1 5 $25,464,568 326,100 (524,807)

2003 97 1 8 $39,513,153 324,585 (522,369)

2004 123 0 3 $68,187,092 327,950 (527,784)

2005 182 0 7 $441,009,757 324,062 (521,527)

2006 145 3 4 $52,341,276 320,885 (516,414)

2007 132 2 7 $68,137,260 320,891 (516,424)

2008 141 0 5 $378,712,902 323,714 (516,424)

2009 129 0 11 $67,215,529 321,722 (520,967)

Totales 1986- 2009

2,319 65 269 $1,441,037,294 ---

Promedio Anual

1986- 2009 100.8 2.82 11.69 $62,653,795 338,541 (544,771)

a) De 1986 y hasta el año 2009, la Oficina de Seguridad en Tuberías, y Estadísticas de Tuberías de Gas, DOT de E.U.A., accesado en octubre 2010 a http://phmsa.dot.gov/portal/site/PHMSA/menuitem.ebdc7a8a7e39f2e55cf2031050248a0c/?vgnextoid=9c0b52edc3c3e110VgnVCM1000001ecb7898RCRD&vgnextchannel=3b6c03347e4d8210VgnVCM1000001ecb7898RCRD&vgnextfmt=print

b) Los datos de heridas y fatalidades reportados son para las tuberías de transmisión y recolección, e incluyen a los trabajadores así como a los miembros del público.

Fuente: PHMSA Departamento de transportación de Estados Unidos.. La información muestra que el promedio anual para el periodo de 1986 a 2009 fue de 2.8 muertes por año durante la operación de alrededor de 338,541 millas (544,771 Km.) de ductos de transporte y de recolección, tanto en continente como los lastrados en el mar, de gas natural. Aunque la información disponible no está categorizada por ductos en continente versus ductos


NIVEL 0



lastrados, el Directorio Marítimo del Consejo Nacional de Investigación, ha llevado a cabo una revisión y evaluación interdisciplinaria de los diversos asuntos técnicos, normativos y jurisdiccionales que afectaron la seguridad de todos los tipos de ductos marinos en los litorales de los Estados Unidos durante los primeros años de la década de los 90s. El Comité para la Seguridad de Ductos Marítimos revisó las causas de fallas pretéritas ocurridas en ductos, el potencial para fallas futuras, y las formas de prevenir o mitigar estas fallas. En 1994, el Directorio Marítimo emitió un reporte denominado “Mejorando la Seguridad de Ductos Marinos”. El comité determinó que la red de ductos marítimos no representa una amenaza extraordinaria a la vida humana. Los accidentes de ductos que involucren muertes o daños fueron descritos como “raros” (Registro Federal 68 [FR] 69369, del 12 de diciembre del 2003). La información histórica que se presenta en la tabla 7 incluye incidentes para ductos más antiguos que no estuvieron sujetos al diseño más estricto y a los criterios de seguridad que se aplican a la construcción de nuevos ductos y a la amplia variedad de tamaños y tipos de ductos. Se espera que reduzcan (y en algunos casos disminuyan significativamente) la frecuencia potencial de incidentes asociados con el ducto del proyecto. No obstante, de esta información se puede obtener un estimado muy conservador de los potenciales riesgos no-mitigados asociados con los ductos propuestos para el proyecto. En la tabla 8 se presentan estimados conservadores de las frecuencias y riesgos anuales no-mitigados que podrían estar asociados con el ducto del proyecto. Tal como se presenta en la tabla, hay una moderada posibilidad de que el ducto del proyecto experimente un incidente reportable en cualquier año. Existe una posibilidad muy pequeña de que este incidente provoque daños, e incluso una menor posibilidad de que ocurra una fatalidad. Las acciones de mitigación que serían ejecutadas para reducir el potencial de causar un impacto significativo.

Tabla 8 Frecuencias/riesgos de incidentes anuales estimados: Tuberías de transmisión de gas.

Eventos o Resultados

Número Promedio Total por Año, Tuberías de E.U.A.

Frecuencia Estimada (por milla de tubería) b

Incidente a reportar 81.5 2.5 x 10-4 Heridas que requieren

hospitalización 12.9 4 x 10-4

Fatalidad 3.3 1 x 10-5

a) Frecuencia del peor-caso estimado. Son estimados extremadamente conservadores basados en una mezcla a nivel nacional de viejas y nuevas tuberías de transmisión y reunión. Las frecuencias absolutas para tuberías de transmisión nuevas e instaladas (como las propuestas para éste proyecto) se espera que sean mucho menores.

b) Basado en la operación de un total de 324,000 millas (521,316 Km.) de tuberías de transmisión de gas a través de E.U.A. cada año

Aun cuando no existen umbrales normativos de tolerancia de riesgos que tendría influencia en la decisión de aprobar o negar el proyecto propuesto, se pueden utilizar los umbrales de tolerancia de riesgos públicos desarrollados por el Condado de Santa Bárbara (2003) para proyectos en continente, como una comparación general. El estimado muy conservador del rango potencial de riesgo anual no-mitigado de muerte por la operación del ducto del Proyecto es de alrededor de 1 x 10-5 por milla (1.6 km.) de ducto. Este nivel de riesgo sería considerado aceptable bajo en el umbral del esquema de Santa Bárbara, sin ningún motivo adicional sugerido para reducir aún más el riesgo potencial. Sin embargo, el potencial de riesgo anual de muerte asociada con los nuevos ductos a ser construidos como parte


NIVEL 0



del proyecto propuesto, se esperaría que sea menor (considerablemente menor) debido a los requerimientos actuales para márgenes incrementados de seguridad en diseño, mayor nivel de detalles y frecuencias de inspección y la implementación de los requerimientos del nuevo programa de manejo de la integridad de ductos, para áreas de alta consecuencia (HCAs) identificadas a lo largo de los mismos. A modo de comparación, los totales nacionales de muertes accidentales por varios peligros provocados por el hombre y otros de tipo cultural, tal como aparecen en la tabla 9, proporcionan una medida relativa de la seguridad de los ductos de gas natural en toda la industria. Se deben realizar comparaciones directas entre categorías de accidentes, de manera cautelosa, porque las exposiciones individuales a peligros no son uniformes entre categorías. Como se muestra en la tabla 9 el impacto potencial al público por la operación de ductos de transporte de gas natural en los Estados Unidos, es considerablemente menor que para otros tipos de transporte.

Tabla 9 Muertes Accidentales debido a Transportación Anual (E.U. Año 2000).

Camión a Tren b Transporte marinos c

Ductos de petróleo (líquidos

peligrosos)

Ductos de transmisión de gas

natural Muertes 5,282 937 119 1 15 Miles de

toneladas (billones) c

1,249 1,546 646 577 276

Muertes/billón 4.229 0.606 0.135 0.002 0.091 a Muertes por camión incluye todos los conductores y automovilistas envueltos en choques fatales con camiones con

pesos mayores a 10, 000 libras (4.5 toneladas) o más. b Muertes por tren incluye pasajeros y automovilistas envueltos en cruces y trabajadores de ferrocarriles. c Miles de toneladas y miles de toneladas equivalentes para gas natural por ductos calculada por Bureau of

Transportation Statistics. Fuente: Reporte anual 2001 para Estadísticas de Transportación en E.U.

Adicionalmente, la tabla muestra únicamente los registros de seguridad para ductos de transmisión de gas en comparación con los ductos de distribución de gas, los cuales tienden a ser más pequeños en diámetro y a tener un menor grosor de las paredes, éstos pueden estar construidos de un tipo de plástico en lugar de acero y a menudo no están tan bien marcados como el sistema de ductos de transporte. Mientras que las principales causas de accidentes son las siguientes: Fugas de gas natural por corrosión externa. Es ocasionada por la exposición de la superficie externa del ducto a agentes oxidantes o corrosivos, los cuales generan la degradación y pérdida del espesor en la pared del ducto, ocasionado posibles orificios. Fugas de gas natural por corrosión interna. Es ocasionada por agentes oxidantes o corrosivos integrantes de la composición química del hidrocarburo (gas natural) que son transportados dentro del ducto, esta oxidación genera pérdida en el espesor de la pared del ducto, generando degradación de la estructura y posibles orificios. En este punto, es conveniente mencionar que se adoptará como práctica común en las labores de mantenimiento, el emplear detectores eléctricos de poros para localizar defectos que a simple vista no se aprecian. Daños por agentes externos. Generalmente son ocasionadas por factores ajenos a la operación normal del ducto, y pueden ser fenómenos naturales como huracanes, granizadas, tormentas eléctricas, desbordamiento de ríos, deslaves, entre otros: y factores humanos como golpes o


NIVEL 0



rupturas ocasionadas por equipo o maquinaria pesada, ajena a las labores de la empresa, así como algunos otros tipos de accidente. A continuación se muestra la red nacional de ductos de gas natural distribuida por la República Mexicana, en comparación con la red de ductos de gas natural de los Estados Unidos.

Figura 4 Red de gasoductos para la República Mexicana. Fuente: International Energy Agency Statistics Natural Gas Information 2010

Figura 5 Red de gasoductos para América del Norte.

Fuente: International Energy Agency Statistics Natural Gas Information 2010


NIVEL 0



Como se puede observar, al ser el ducto el medio más seguro de trasportación para el gas natural, en los países desarrollados como E.U, Alemania, etc. se tiene desarrollada un red de ductos de transmisión realmente grande y aunque un ducto es más seguro que cualquier otro medio de transporte y que los indicadores de accidentes van mejorando década a década como se aprecia en la figura 6, se siguen implementando medidas de prevención y de protección para disminuir al máximo cualquier accidente. Ejemplo de medidas de prevención aplicadas a ductos:

Coeficientes de seguridad (espesores). Prevención de la corrosión. Prevención de daños en la operación. Inspección interior (“pigs” o diablos instrumentados). Prevención de daños por terceros Detección de fugas. Análisis histórico de daños.

Ejemplo de medidas de protección a ductos:

Trazado del ducto • Planificación de usos del suelo y supervisión • Comunicación del riesgo • Medios de detección de fugas • Válvulas de seccionamiento • Plan de respuesta a emergencias/contingencias, de la compañía y de autoridades. • Medios humanos y materiales para contención, recolección y limpieza • Aprender de los errores (y de los aciertos)

Figura 6. Estadística de Accidentes de la aseguradora MAPFRE en la cual se indica una disminución de accidentes en E.u y Europa en los últimos años debido a la aplicación de medidas de prevención y de

protección.


NIVEL 0



VI.2 Metodologías de identificación y jerarquización de riesgos.

La primera etapa en los estudios de análisis de riesgos consiste en la identificación de los mismos. Los métodos existentes para lograr este objetivo difieren, tanto en su carácter cualitativo o cuantitativo como en su grado de sistematización. La identificación de los riesgos es, de hecho, el paso más importante del análisis, puesto que cualquier riesgo cuya identificación sea omitida no puede ser objeto de estudio. De manera análoga, una vez identificado un riesgo importante, es probable que se tomen medidas para reducirlo, incluso si la evaluación cuantitativa posterior es defectuosa. Los árboles de fallas constituyen una técnica ampliamente utilizada en los análisis de riesgos debido a que proporcionan resultados tanto cualitativos como cuantitativos. Esta técnica consiste en un proceso deductivo basado en las leyes del Algebra de Boole, que permite determinar la expresión de sucesos complejos estudiados en función de los fallos básicos de los elementos que intervienen en él. De esta manera, se puede apreciar de forma cualitativa, qué sucesos son menos probables porque requieren la ocurrencia simultánea de numerosas causas. El análisis de árbol de fallos supone que un suceso no deseado (un accidente o una desviación peligrosa de cualquier tipo) ya ha ocurrido, y busca las causas del mismo y la cadena de sucesos que pueden hacer que tenga lugar. No necesariamente todas las posibles causas y cadenas de evolución son identificadas, por lo que es recomendable combinar el análisis de árbol de fallos con otras técnicas que aumentan la fiabilidad de la identificación, como sería el caso de un estudio Hazop analizado más adelante. El análisis de árbol de fallos es por tanto un proceso deductivo que permite determinar como puede tener lugar un suceso en particular. Como método de análisis de riesgos es de los más estructurados, y puede aplicarse a un solo sistema o a sistemas interconectados. Este análisis posee la ventaja adicional de servir no sólo para una identificación de peligros, sino para una cuantificación de los riesgos involucrados. Descompone un accidente en sus elementos contribuyentes, ya sean estos fallos humanos o de equipos de planta, sucesos externos, etc. El resultado es una representación lógica en la que aparecen cadenas de sucesos capaces de generar el suceso culminante que ocupa la cúspide del árbol.

En la figura 7 se presenta el árbol de fallos correspondiente al gasoducto que transporta gas natural, el cual nos permite plantear los sucesos que pueden presentarse en caso de una falla en el sistema, de tal forma que se puedan determinar los elementos más vulnerables del sistema con la finalidad de aplicar las medidas preventivas adecuadas para minimizar fallas.


NIVEL 0



Figura 7. Árbol de Fallos

CH4

Falla

Fuga Ruptura

No Falla

Ignición Ignición No Ignición

No Ignición

Sin Víctimas

Fuga Explosión

Sin Víctimas

Fuga Explosión

Sin Víctimas

1 432


NIVEL 0



Figura 7. Árbol de Fallos (continuación).

1

Fuego Flash Fuego Jet

Víctimas

Ocupación Humana

No Ocupación

Exposición Externa

Sin Exposición

Sin Víctimas

Sin Víctimas

Sin Víctimas

Ocupación Humana

No Ocupación

Exposición Externa

Sin Exposición

Víctimas

Sin Víctimas

Sin Víctimas

Sin Víctima


NIVEL 0



Figura 7 Árbol de Fallos (continuación).

2

Exposición Externa

Sin Exposición

Ext.

No Ocupación

Sin Víctimas

Víctimas en exterior

Sin Víctimas

Víctimas en interior

Sin Víctimas


NIVEL 0




3

Fuego Flash

Fuego Jet

Ocupación Humana

Exposición Externa

Sin Víctimas

Sin Exposición

Sin Víctimas

Víctimas

No Ocupación

Sin Víctimas

Ocupación Humana No

Ocupación

Exposición Externa

Sin Víctimas

Sin Exposición

Sin Víctimas

Víctimas

Sin Víctimas


NIVEL 0




4

Exposición Externa

Sin Exposición

Ext.

No Ocupación

Sin Víctimas

Víctimas en exterior

Sin Víctimas

Víctimas en interior

Sin Víctimas


NIVEL 0



VI.2.1 Identificación de Riesgo Un análisis de riesgos es un esfuerzo organizado para identificar y analizar el significado de situaciones peligrosas asociadas a procesos o actividades. El análisis de riesgos hace hincapié en la búsqueda de deficiencias en el diseño y condiciones de operación de instalaciones que pueden ser causa de daños a la integridad humana, entorno ecológico e impacto económico. A continuación se definen términos y conceptos en materia del análisis de riesgo para estandarizar el concepto en esta materia.

Tabla 10. Descripción y conceptos de riesgos.

CONCEPTOS DESCRIPCIÓN

Peligro Circunstancia en la que es posible que suceda algún mal.

Procesos naturales peligrosos

Aludes, arrastres de rocalla, inundaciones, desprendimientos de rocas, corrimiento de tierras y otros movimientos catastróficos de tierra y piedras.

Peligrosidad Probabilidad de que un determinado fenómeno natural, de una cierta extensión, intensidad y duración, con consecuencias negativas se produzca.

Vulnerabilidad Impacto del fenómeno sobre las personas, y es el incremento de la vulnerabilidad el que ha llevado a un mayor aumento de los riesgos naturales.

Evaluación Cálculo, valoración de una cosa.

Cálculo del riesgo

Cuanto mejor sea la respuesta ante el riesgo, éste será menor. Es por ello, que en algunas regiones esta respuesta se evalúa mediante un criterio numérico y posteriormente se resta su valor al producto de peligrosidad por vulnerabilidad. Riesgo = (Peligrosidad x Vulnerabilidad) – Capacidad de respuesta

Actuación Realización de actos para anular o disminuir riesgos.

Prevención Todas las medidas que se realicen con anticipación.

Predicción

Anticipación del fenómeno con una mayor o menor antelación, la cual dependerá del tipo de fenómeno, ya que en algunos casos ésta tan solo se puede realizar con pocas horas de antelación y difícilmente se puede determinar el lugar de afectación.

Las premisas de partida para la Identificación de Riesgos que deben tomarse en cuenta antes de iniciar la evaluación son: Si existe un peligro, existe un riesgo. Si existe un riesgo, existe la probabilidad de que se materialice. Si el riesgo se materializa, se originan consecuencias.


NIVEL 0



Consecuencias. Sufrir un daño o pérdida. Actuación elemental 2 fases:

1. Analizar el riesgo Identificar el peligro. Estimar el riesgo, valorando la probabilidad y consecuencias de que el riesgo se

materialice.

2. Valorar el riesgo Emitir un juicio sobre la tolerabilidad del riesgo. Si el riesgo no es tolerable se debe controlar el riesgo.

Definiciones. Accidente. Suceso repentino, no deseado ni planeado cuyas consecuencias son daños, lesiones o enfermedades. Accidente mayor. Accidente que involucra a los procesos y operaciones con sustancias químicas que origina gran liberación incontrolada de las mismas o de energía, y cuyas consecuencias pueden ser múltiples lesionados, fatalidades, daño extenso de la propiedad o que rebase los límites del centro de trabajo. Actualización de análisis de riesgo de proceso. Revisión que se realiza a un análisis de riesgo de proceso existente, ya sea al término de su vigencia; o bien, cuando se realicen cambios a las instalaciones o como resultado del análisis de accidentes mayores, entre otros. Administración de riesgo de proceso. Es la aplicación de los principios de la organización a los procesos químicos de manera que los riesgos sean identificados, para eliminarlos, reducirlos o controlarlos. Administrador de análisis de riesgos. Es el responsable de administrar los análisis de riesgo de proceso que se realicen en el centro de trabajo. Puede ser una persona o un grupo de personas, nombradas por la máxima autoridad de dicho centro. 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. Escenario de riesgo. Determinación de un evento hipotético, en el cual se considera la ocurrencia de un accidente bajo condiciones específicas, definiendo mediante la aplicación de modelos matemáticos y criterios acordes a las características de los procesos y/o materiales, las zonas potencialmente afectables.


NIVEL 0



Fenómeno geológico. Calamidad que tiene como causa las acciones y movimientos violentos de la corteza terrestre. A esta categoría pertenecen los sismos o terremotos, las erupciones volcánicas, los tsunamis o maremotos y la inestabilidad de suelos, también conocida como movimientos de tierra, los que pueden adoptar diferentes formas: arrastre lento o reptación, deslizamiento, flujo o corriente, avalancha o alud, derrumbe y hundimiento. Fenómenos hidrometeorológico. Calamidad que se genera por la acción violenta de los agentes atmosféricos, tales como: huracanes, ciclones, inundaciones pluviales, fluviales, costeras y lacustres; tormentas de nieve, granizo, polvo y electricidad; heladas; sequías y las ondas cálidas y gélidas. Fenómeno químico-tecnológico. Calamidad que se genera por la acción violenta de diferentes sustancias derivadas de su interacción molecular o nuclear. Comprende fenómenos destructivos tales como: incendios de todo tipo, explosiones, fugas tóxicas y radiaciones. Fenómeno sanitario-ecológico. Calamidad que se genera por la acción patógena de agentes biológicos que atacan a la población, a los animales y a las cosechas, causando su muerte o la alteración de su salud. Las epidemias o plagas constituyen un desastre sanitario en el sentido estricto del término. En esta clasificación también se ubica la contaminación del aire, agua, suelo y alimentos. Fenómeno socio-organizativo. Calamidad generada por motivo de errores humanos o por acciones premeditadas, que se dan en el marco de grandes concentraciones o movimientos masivos de población. Instalación. Es el conjunto de estructuras, equipos de proceso, tuberías, circuitos eléctricos, accesorios, instrumentos, autotanques, carrotanques, hardware y software, 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 servicios y de apoyo. Modelo. Representación simplificada o esquemática de un evento o proceso con el propósito de facilitar su comprensión o análisis. Peligro. Es toda condición física o química que tiene el potencial de causar daño al personal, a las instalaciones o al ambiente. Consecuencia. Hecho o acontecimiento que se deriva o resulta de otro. Probabilidad de sufrir un daño o pérdida. Cualidad o posibilidad verosímil y fundada de que algo pueda suceder. Objetivo. Se pretende establecer un método para realizar la evaluación de riesgos para el “Proyecto Bicentenario” y de la obra en donde se realice.


NIVEL 0



Ámbito. Dado el permanente cambio que implica la construcción de una obra civil debe hacerse una evaluación inicial del proyecto, la obra y una revisión periódica de la misma. Esto supone la actualización del plan de prevención y la identificación de supuestos nuevos peligros que con toda seguridad aparecerán. Evaluación de riesgos laborales. Es el proceso dirigido a estimar la magnitud de aquellos riesgos que no hayan podido evitarse, obteniendo la información necesaria para que Tejas Gas de Toluca S. de R.L por medio de la coordinación de riesgos esté en condiciones de tomar una decisión apropiada sobre la necesidad a adoptar para las medidas preventivas y, en tal caso, sobre el tipo de medidas que deben adoptarse. Sustancias químicas peligrosas. Son aquellas que por sus propiedades físicas y químicas, al ser manejadas, transportadas, almacenadas o procesadas presentan la posibilidad de inflamabilidad, explosividad, toxicidad, reactividad, radiactividad, corrosividad o acción biológica dañina, y pueden afectar la salud de las personas expuestas o causar daños a instalaciones y equipos. Riesgo. Combinación de la probabilidad de que ocurra un accidente mayor y sus consecuencias. Riesgos Laborales. La posibilidad de que un trabajador sufra un determinado daño derivado del trabajo. Para calificar un riesgo desde el punto de vista de su gravedad, se valorarán conjuntamente la probabilidad de que se produzca el daño y la severidad del mismo. Riesgo laboral grave e inminente. Aquél que resulte probable racionalmente que se materialice en un futuro inmediato y pueda suponer un daño grave para la salud de los trabajadores. Procesos, actividades, operaciones, equipos o productos potencialmente peligrosos. Aquellos que, en ausencia de medidas preventivas específicas, originen riesgos para la seguridad y la salud de los trabajadores que los desarrollan o utilizan. Condiciones de trabajo. Cualquier característica del mismo que pueda tener una influencia significativa en la generación de riesgos para la seguridad y la salud del trabajador. Quedan específicamente incluidas en esta definición: a. Las características generales de los locales, instalaciones, equipos, productos y demás útiles existentes en el centro de trabajo. b. La naturaleza de los agentes físicos, químicos y biológicos presentes en el ambiente de trabajo y sus correspondientes intensidades, concentraciones o niveles de presencia. c. Los procedimientos para la utilización de los agentes citados anteriormente que influyan en la generación de los riesgos mencionados. d. Todas aquellas otras características del trabajo, incluidas las relativas a su organización y ordenamiento, que influyan en la magnitud de los riesgos a que esté expuesto el trabajador.


NIVEL 0



Utilidad de la evaluación de riesgos. El resultado de una evaluación de los riesgos debe servir para hacer un inventario de acciones, con el fin de diseñar, mantener o mejorar los controles de riesgos. Es necesario contar con un buen procedimiento para planificar la implantación de las medidas de control que sean precisas después de la evaluación de los riesgos Procedimiento de Actuación.

Figura 8. Procedimiento de actuación. Recopilación de la información relevante. Enumerar las áreas, puestos y condiciones de trabajo que puedan dar lugar a riesgos laborales. Recoger información de las mismas, incluyendo planos, fichas, técnicas, instrucciones, hojas de seguridad, declaraciones de conformidad, informes de colaboración mutua, estadísticas anteriores, etc. En este proceso se recogerá información sobre:

• Locales de trabajo. • Puestos de trabajo y personal que ocupa cada puesto. • Maquinaria y Equipos de trabajo. • Productos peligrosos. • Informes anteriores, sanciones, etc.

Uno de los parámetros que es deseable conocer de una actividad de riesgo, es el grado de seguridad de la instalación, es decir, qué tan riesgosa es. La Subsecretaría de Gestión para la Protección Ambiental de la SEMARNAT, a través de la Dirección General de Gestión Integral de Materiales y Actividades Riesgosas, recomienda efectuar la identificación de riesgos en instalaciones, utilizando alguna de las siguientes metodologías: Análisis de Riesgo y Operabilidad (HazOp); Análisis de Modo Falla y Efecto (FMEA) con Árbol de Eventos; Árbol de Fallas, o alguna otra con características similares a las anteriores y/o la combinación de éstas.

Identificación del peligro

Estimación del riesgo

Valoración del riesgo

¿Proceso seguro?

Control del riesgo

Análisis del Riesgo

Riesgo controlado

Evaluación del riesgo

Gestión del Riesgo


NIVEL 0



VI.2.2 Selección de la metodología La literatura3 nos menciona parámetros que tienen que ser considerados para escoger la metodología más adecuada al proyecto, esto en función de las características del equipo o instalación y de la etapa en la que se encuentre el proyecto. A continuación se presentan las tablas que nos sugieren que metodología es la más adecuada para la determinación del riesgo de acuerdo a la etapa en la cual se encuentre el proyecto:

Tabla 11 Aplicación sugerida de la metodología HAZOP, What If, Checklist para revisiones de seguridad (En diseños finales o instalaciones existentes)

Instalaciones

Checklist What-

If HAZOP

Tanques X Tuberías X Instalaciones piloto X Instalaciones de producción submarinas X Operaciones de secado X Perforación de pozos X Bombeo X Instalaciones de separación multi-etapa X Compresor de gas (venta) X Instalaciones de inyección de agua X Tanques de almacenamiento de hidrocarburos X Instalaciones de carga de líquidos (gasolineras) X Terminales de distribución X Instalaciones costa-afuera no operadas X Instalaciones para tratamiento de vapores tóxicos X Sistema de inyección de gas X Instalaciones para carga de gas X Plantas para procesamiento de LPG X Plantas para procesamiento de LNG X Instalaciones de almacenamiento, transmisión y distribución de gas

X

Unidades de destilación atmosférica X Instalaciones costa-afuera operadas X Unidades de proceso de refinerías X Unidades de proceso químico X

3 Application of HAZOP and What If safety reviews to the petroleum, petrochemical and Chemical Industries. Autor

Dennis P. Nolan, P.E. Editorial Noyes Publications 1a Edición.


NIVEL 0



Tabla 12 Metodología sugerida para la revisión del nivel de seguridad de acuerdo a la vida

del proyecto. Nivel Actividad Checklist What If con

enfoque HAZOP

HAZOP Información Disponible

1 Estudio de viabilidad X O - Perfil basico 2 Requerimiento

presupuestario X O - Descripción

General 3 Diseño conceptual O X O Arreglo general,

DFP 4 Dibujos Intermedios O X´ X´ DTI´s

prliminares 5 Dibujos del proveedor O X´ X´ DTI´s

preliminares 6 Diseño Final - X´ X´ Referirse a

tabla 10 7 Cambio en las instalaciones

o en la operación Ver

Nota 1 Ver

Nota 1 Ver

Nota 1 Ver

Nota 1 8 PHA (análisis de peligros de

proceso) periódico Ver

Nota 1 Ver

Nota 1 Ver

Nota 1 Referirse a

tabla 10

O=Opcional X= Recomendado X´= Requerido de acuerdo a tabla 5 Nota 1: Referido a la gestión del cambio de procedimientos, revisión de los niveles de seguridad determinados por la magnitud en los cambios del proceso.

De acuerdo a las tablas anteriores la metodología sugerida que debe utilizarse en el proyecto del gasoducto “Proyecto Bicentenario” es el HAZOP debido a que es una instalación que entra dentro de las actividades de transmisión de gas y además se cuenta con el diseño de la ingeniería básica del gasoducto e instalaciones superficiales.

VI.2.3 Objetivo del HazOp. El Análisis de Riesgos tiene como objetivo evaluar los riesgos que se presentan en un determinado proceso, generar la información necesaria para la toma de decisiones e implementar medidas preventivas y correctivas, que permitan identificar posibles eventos indeseados que resulten, en efectos a la salud del personal y/o la integridad de la instalación, y minimizar la posibilidad de ocurrencia de éstos, mejorar la seguridad, tomando en cuenta la relación costo / beneficio asociada con estas medidas.

El Análisis de Riesgos también permite identificar las posibles causas de accidentes y conocer los mecanismos por los cuales se desarrollan y evaluar sus consecuencias. Los resultados del Análisis de Riesgos, como se mencionó en el párrafo anterior, pueden ser utilizados para la toma de decisiones (gerencia o administración de riesgos), ya sea mediante la jerarquización de las estrategias de reducción de riesgos o mediante la comparación con los niveles de riesgo fijados como objetivo en una determinada actividad y para una mejor distribución de los recursos disponibles.


NIVEL 0



Objetivos de la plática inicial:

Introducir a los participantes en la metodología HazOp. Discutir cómo se realizará la conducción del análisis. Entender el método de revisión y llenado. Establecer las reglas.

VI.2.4 Justificación de la realización del HazOp Esencialmente, el procedimiento del análisis HazOp comprende una descripción del proceso en estudio y un cuestionamiento sistemático de cada parte del proceso, mediante el uso de palabras guía aplicadas a los parámetros del proceso, para establecer cómo se pueden originar las desviaciones en la intención de diseño. Una vez identificadas, con base a frecuencia y gravedad, 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. Este análisis crítico es aplicado en una forma estructurada por el Grupo Multidisciplinario de Análisis de Riesgos, y se requiere de conocimientos y experiencia, en un esfuerzo por descubrir todas las posibles causas de las desviaciones. Es importante mencionar que con un análisis HazOp no se hace el diseño o rediseño de las instalaciones, lo que se hace es la revisión del diseño de las instalaciones. Conceptos: • Riesgo: Riesgo es la combinación de probabilidad con la respectiva severidad o consecuencia. El riesgo es la probabilidad de ocurrencia de un evento que involucra sustancias o condiciones peligrosas y cuyas consecuencias son indeseables. Un evento probable que tenga pequeñas consecuencias, no es lo mismo que un evento improbable que ocurra con grandes consecuencias. Sistema: Un sistema es un conjunto de partes o elementos organizados y relacionados que interactúan entre sí para lograr un objetivo. Los sistemas reciben (entrada), energía o materia y proveen (salida), energía o materia. Componente Se aplica al elemento que forma parte de una cosa o a la parte de una cosa que, junto con otras, la compone Nodo: Un nodo es una parte, sección, o área de estudio de un sistema integral. Cada línea, pieza equipo puede ser seleccionado o examinado como un nodo, esto dependerá de que tan a detalle se requiera el estudio, sin embargo en la práctica común se toma o establece un nodo como una sección del proceso, operación unitaria, etc. Los Nodos han sido seleccionados para representar puntos críticos en el proceso e instalaciones donde pueden ocurrir cambios.


NIVEL 0



Los nodos seleccionados no incluyen equipo idéntico o redundante (relevo), a menos que las funciones de apoyo sean secundarias para una de las partes. Para determinar todas las desviaciones significativas para un estudio específico, se deben considerar combinaciones diferentes de palabras clave y parámetros, lo cual se logra seleccionando un parámetro, aplicando la primera palabra clave y determinando entonces las causas y consecuencias de la desviación. A continuación otra palabra clave es seleccionada y aplicando al mismo parámetro, examinando las causas y consecuencias de la segunda desviación. Este proceso se repite hasta que el primer parámetro ha sido combinado con todas las palabras claves que producen desviaciones significativas.

VI.2.5 Palabras Guía utilizadas en un estudio HAZOP. Una característica esencial en el cuestionamiento y análisis sistemático de este estudio es el uso de palabras guía para enfocar la atención del equipo sobre las desviaciones y sus posibles causas. Estas palabras guía están divididas en dos clases: Palabra guía primaria: Enfocan la atención sobre un aspecto particular de la intención de diseño o un parámetro o condición de un proceso asociado. Palabra guía secundaria: Estas palabras guía combinadas con una palabra guía primaria sugieren 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. Ejemplos de palabras guía que son a menudo usadas, se muestran a continuación: Palabras guía primarias (Parámetros del Proceso). Estas palabras reflejan la intención 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 específicas empleadas en un estudio dependerán de la planta en donde se aplicará el estudio.

Flujo Temperatura

Presión Nivel

Separación Composición

Reacción Mezcla

Corrosión Viscosidad


NIVEL 0



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

Cuando estas palabras son aplicadas en conjunto con las palabras guías primarias, éstas sugieren problemas o desviaciones potenciales. Una lista de estas palabras se muestra a continuación.

Tabla 13. Definición de las palabras guía secundarias.

PALABRAS GUÍAS PALABRAS GUÍA SIGNIFICADO COMENTARIOS DESVIACIÓN NO, NADA. Total negación de

la intención. Ninguna parte de la intención ocurre.

No existe flujo donde debería. No existe energía.

MÁS, MAYOR. Aumenta el grado de la intención.

Se refiere a las cantidades y propiedades.

Mayor flujo, más carga, tiempo de reacción, alta temperatura, presión viscosidad.

MENOS, MENOR. Disminuye el grado de intención.

Se refiere a las cantidades y propiedades.

Menor flujo, menos carga, tiempo de reacción, baja temperatura, presión viscosidad.

A PARTE DE, TAMBIÉN.

Un aumento cualitativo.

La intención ocurre junto con otra actividad.

Otras fases, impurezas, otros flujos, a parte existe corrosión.

PARTE DE, SÓLO PARTE DE.

Una disminución cualitativa.

Algunas intenciones ocurren, otras no.

Composición diferente, alguna omisión en adiciones.

CONTRARIO A. Ocurre lo opuesto a la lógica.

Ocurre lo contrario a lo que se esperaba.

El flujo se regresa, el producto envenena "D" vs, "L".

EN VEZ DE, ANTES DE, DESPUÉS DE, ADONDE MÁS.

Sustitución completa.

Ocurre algo totalmente distinto a lo esperado.

En vez de cargar "B", en vez de enfriar calentar.

El análisis HazOp de un proceso, se desarrolla aplicando en una forma sistemática todas las combinaciones de palabras guías relevantes en cuestión, en un esfuerzo para encontrar los problemas potenciales de la planta. Para efectos de este análisis HazOp se utilizarán las siguientes palabras guías combinadas con las variables del proceso factibles de analizar en estas instalaciones, dando como resultado una desviación específica, que realmente describan un riesgo considerable, como un incendio, una fuga y/o una explosión, que afecte al ambiente, al personal y/o a las instalaciones, y desecharemos aquellas palabras que no representen un verdadero riesgo. Sin embargo de requerirse analizar otros eventos probables con desviaciones específicas o variables del proceso, se pueden utilizar otras palabras guías que sean aplicables al proyecto.


NIVEL 0



Los parámetros o variables de proceso sobre los que se aplicarán las palabras guía son:

Flujo. Presión. Temperatura. Corrosión. Cambio de composición. Pérdida de servicios. Peligros de Arranque y Paro. Fugas, drenaje, toxicidad. Ignición y protección contra fuego. Agentes externos.

Como agentes externos se engloban todos aquellos factores que pueden producir un accidente en las instalaciones y en los cuales no se puede intervenir para prevenirlo o evitarlo. Este concepto engloba a todos los fenómenos naturales como: terremotos, tormentas eléctricas, golpes con maquinaria y/o equipo pesado a las líneas, corrimientos de tierra, entre otros, así como eventos de sabotaje. Palabras guía más variable del proceso dando desviaciones específicas a analizar:

Alto Flujo. Bajo Flujo. Flujo inverso. Alta presión. Baja presión. Alta temperatura. Baja temperatura. Alta corrosión. Cambio de composición /contaminación. Perdida de servicio. Paro y arranque. Fugas, Venteo, toxicidad. Ignición y protección contra fuego. Agentes externos.

VI.2.6 Procedimiento a seguir en las reuniones del HazOp: Las reuniones HazOp se realizarán de acuerdo al protocolo propuesto en la figura 9. En resumen, para cada nodo de estudio se define su función y para sus variables importantes del nodo se aplicarán palabras guía (desviaciones), analizándose las causas / consecuencias de la desviación. Las salvaguardias existentes, su efectividad y, en su caso de considerarse necesario, se proponen acciones correctivas.


NIVEL 0



Figura 9. Protocolo de la Reunión de Análisis HAZOP

Seleccionar un nodo o sección del proceso

Proponer acciones correctivas.

Explicar la intención del diseño de la sección del

proceso o paso de operación.

Repetir para todas las palabras guía.

Repetir para todas las secciones del proceso o los

pasos de operación.

Repetir para todas las variables del proceso o tareas.

Seleccionar variable proceso

Aplicar la palabra guía a la variable del proceso o tarea

buscando la desviación.

Examinar las causas asociadas con la desviación.

Valorar la aceptabilidad del riesgo basándose en las consecuencias, causas y salvaguardias.

Listar las posibles consecuencias de desviación.

Identificar las salvaguardias existentes para prevenir la

desviación.


NIVEL 0



VI.2.7 Resumen de procedimiento de la metodología y reuniones. Finalmente podemos resumir el procedimiento de evaluación de riesgos HazOp en los siguientes puntos:

Se identifican los nodos de estudio. Se podrán adicionar nodos en caso de ser necesario. El ingeniero de procesos describirá, la intención de diseño y los parámetros de mejora

del proceso del nodo seleccionado. Se aplicarán una serie de palabras guías o clave al nodo, y el equipo evaluará las consecuencias. La evaluación incluirá la identificación de una posible causa a la desviación, y una consecuencia de la desviación, identificando si la salvaguarda instalada tiene la intención de minimizar el impacto de la consecuencia detectada y si no se establecerán las recomendaciones apropiadas o medidas de seguridad. Se categorizarán los tipos de fallas a través de la fijación de probabilidades y severidades. El programa calculará el rango de riesgo y se determinará qué acciones se necesitan tomar. Si son múltiples fallas y consecuencias, entonces se registrarán y se asignarán identificadores únicos, de ser necesario.

Una vez que se tenga capturado esto y no haya más palabras clave que aplicar, pasaremos al siguiente Nodo.

Si se requiere dividir los nodos para obtener más fallas representativas, se realizarán. Los ajustes para los nodos, estarán bajo discusión. Si los participantes piensan en otro nodo, se escribirá y si procede se analizará, antes

de que se pase al siguiente nodo. Se darán descansos en intervalos.

Aspectos Específicos considerados en el Análisis HAZOP. Considerando el amplio rango de factores que pueden contribuir a generar accidentes durante el manejo de gas natural por ducto, se realizó un análisis comprensivo de las diversas actividades que se realizan y de sus operaciones en el que se consideraron los siguientes aspectos: Grado de Peligrosidad. El objetivo principal del análisis es analizar los riesgos potenciales asociados a la construcción y operación de las actividades de transportación de gas natural en el ducto. Mediante la aplicación de las metodologías HAZOP, y las Listas de Verificación, se identificaron y evaluaron los riesgos inherentes al material manejados (gas natural), a las condiciones de manejo (flujo, temperatura, presión, etc.), y a los tiempos de respuesta de la brigada de atención de emergencias, a condiciones anómalas. Incidentes previos. De acuerdo con lo asentado en el Inciso VI.1 del presente capítulo, no se dispuso de reportes de incidentes previos en la actividad que nos ocupa, ya que la información existente pertenece a la paraestatal Petróleos Mexicanos y tiene un carácter de reservada. No obstante, se tomaron en cuenta los datos estadísticos disponibles a la hora de realizar el HAZOP.


NIVEL 0



El equipo de análisis de riesgo realizó una revisión de las causas que originan los accidentes potenciales y consideraron cómo podrían ocurrir problemas adicionales, y analizaron si los citados accidentes pudiesen ocurrir otra vez, con el propósito de evitar, o bien de mitigar las consecuencias, de accidentes similares. Todas las recomendaciones del equipo que surgieron de estas discusiones se incorporaron al análisis de resultados. Controles de Ingeniería y Administrativos. La aplicación de las técnicas de análisis usados en este estudio, análisis HAZOP y Listas de Verificación, supone la consideración directa de los controles administrativos y de ingeniería en el ducto, en cuanto a su desempeño para prevenir, detectar y/o mitigar las descargas de gas natural. Este enfoque incluye la postulación de las desviaciones en el proceso (v.g. presión alta) y la discusión sobre las posibles consecuencias que de ellas se derivan. Una de las preguntas subsecuentes que considera el equipo de análisis de riesgo es: ¿Cómo podrían los operadores detectar la desviación y mitigar las consecuencias? Ejemplos de los tipos de control (las salvaguardas) que fueron identificadas para las diversas desviaciones incluyen: alarmas de proceso, paros de emergencia e “interlocks”, válvulas de alivio y de corte, procedimientos y entrenamiento formales. La columna de salvaguardas en las tablas del HAZOP presenta una lista de los controles específicos que se aplican para cada desviación, de acuerdo con la experiencia y conocimiento del equipo de análisis de riesgo. Esta columna también contiene las referencias a las salvaguardas genéricas de las posibles fugas de gas natural que se mencionan en la tabla correspondiente. Si en alguno de los casos analizados, el equipo considera que no existían los controles administrativos o de ingeniería adecuados, o que los controles existen no eran confiables, o que se necesitaban controles adicionales o mejorados para alcanzar los estándares de la mejor práctica de ingeniería, entonces el equipo formula recomendaciones pertinentes. Consecuencias de Falla en los Controles. La técnica de revisión HAZOP aplicada en el análisis de riesgos implica la documentación de los escenarios de las consecuencias razonables más adversas de incidentes, para lo cual no se consideran las salvaguardas existentes. Este enfoque equivale a examinar las consecuencias asociadas a las fallas de los controles de ingeniería y administrativos en los procesos. Con la documentación de las consecuencias, el equipo de análisis de riesgo se abocó a identificar las salvaguardas existentes que protegen contra dicho escenario. Cuanto más severas son las consecuencias, mayor debe ser la definición de salvaguardas específicas y confiables (esto es, las especificaciones de los controles administrativos y de ingeniería). Ubicación de las instalaciones y equipos. La ubicación de la instalación y equipos se consideró en varias maneras en el análisis de riesgo. El equipo de análisis de riesgo estimó las consecuencias asociadas con un evento en cuanto a la localización del equipo analizado con respecto a otras actividades en el entorno, como centros de población o actividades donde hay concentración de personas, actividades comerciales o de servicios, centros de población, etc. El análisis se complementó con planos de las instalaciones, y con visitas de reconocimiento. Adicionalmente el equipo de análisis de riesgo utilizó una Lista de Equipos e Instalaciones para considerar todos los aspectos relevantes de la ubicación de la instalación y de los equipos. El reporte de la aplicación se presenta en el Anexo VI.2.


NIVEL 0



Factores Humanos. El equipo de análisis de riesgo utilizó la técnica HAZOP, Lista de Verificación y la revisión de algunos procedimientos previamente seleccionados, para tratar los temas relacionados con los factores humanos. Durante la revisión HAZOP, el equipo de análisis de riesgo consideró cómo algunos errores humanos posibles podrían causar alteraciones en las actividades, y estimó si los operadores dispondrían del tiempo, la información y el equipo adecuados para responder adecuadamente a dichas alteraciones (es decir, si los operadores pueden contribuir a prevenir y/o mitigar los accidentes). Otros aspectos de Riesgo Ambiental que fueron considerados para la identificación de riesgos. El conocimiento específico de los aspectos de riesgo ambiental por áreas, se llevó a cabo haciendo uso de los siguientes medios:

Recorridos en la trayectoria del ducto que cumplieron diversos fines: ubicar actividades y/o asentamientos cercanos que pudieran ocasionar puntos de riesgo, verificar los diagramas de tuberías e instrumentación, verificar los diagramas de tuberías e instrumentación, verificar los diagramas de flujo y planos de localización y distribución de equipo para detectar peligros potenciales específicos.

Análisis de diagramas de tuberías de tuberías e instrumentación, diagramas de flujo y

planos de localización y distribución de equipo.

Se realizaron entrevistas con personas conocedoras de las operaciones, material manejado (gas natural), procedimientos y condiciones de trabajo.

En virtud de que se trata de un proyecto donde aún no se construye la instalación, el

apartado de historial de riesgos no se consideró.

VI.2.8 Construcción de la matriz de riesgo. Para evaluar el nivel de riesgo encontrado con la técnica HazOp se utilizó la clasificación y matriz de riesgos las cuales se describen en las siguientes secciones. Con la finalidad de construir una matriz de riesgo, se establecerán probabilidades y severidades de los eventos que se identifiquen, dando como resultado un número de riesgo (rango de riesgo), el cual señala que tan probable y severo puede ser el evento PROBABILIDAD • Se asigna una probabilidad para cada evento. Esto tomará la forma de un rango numérico de cómo ocurriría el evento, durante la operación de la instalación y se pueden clasificar de la siguiente forma: 1. Baja 2. Baja/ media. 3. Media/ alta. 4. Alta.


NIVEL 0



PROBABILIDAD. 1.- BAJA

• Improbabilidad Alta de que ocurra. La probabilidad es muy pequeña (menos del 4% de que ocurra en la operación de la instalación).

PROBABILIDAD 2.- BAJA / MEDIA

• Muy poco probable de que ocurra. Esto podría suceder, pero sería inesperado. La probabilidad es baja (entre un 4% y 30% de oportunidad de que ocurra en la operación de la instalación).

PROBABILIDAD 3-MEDIA/ ALTA

• El evento puede suceder. Evento que podría no ser inesperado. La probabilidad de que el evento ocurriera esta en un rango de 30% a 90% de oportunidad de que ocurra en la operación de la instalación).

PROBABILIDAD 4- ALTA.

• El evento ha ocurrido en el pasado (historial de accidentes) y/o esta esperado a ocurrir en el futuro. Este es un evento inusual, pero no podría ser inesperado de que sucediera. La probabilidad de que ocurriese es realmente grande con 90% de oportunidad de que ocurra en la operación de la instalación. CONSECUENCIA O SEVERIDAD. • Esta es una medida de que tan severo puede ser un problema o evento. Similar a la categoría

de probabilidades, se usará un rango numérico para eventos con consecuencia. • Estas severidades estarán clasificadas como:

CLASE IV. Baja. CLASE III. Media/Baja. CLASE II. Media/alta. CLASE I. Alta.

CONSECUENCIAS IV. Baja severidad.

Heridas y enfermedades poco probables. Pocas libras de hidrocarburos derramados en pocos minutos. El derrame de hidrocarburos al ambiente está por debajo de lo permitido en las

regulaciones. Liberación toxica en concentraciones muy bajas. Si hay fuego o explosión, no se esperan heridos. Daños menores dentro de la propiedad y al ambiente (menores a $10,000). No hay pérdida de producción.


NIVEL 0



CONSECUENCIAS

III. Baja/ Media severidad.

Cantidades moderadas de hidrocarburos derramados en unos pocos minutos. El derrame de hidrocarburos al ambiente es moderadamente más alto que lo permitido por

las regulaciones. Si hay explosión o fuego, se pueden esperar heridos menores dentro de la instalación y

especies. Liberación toxica en concentraciones suficientes, para causar heridas y enfermedades

menores al personal dentro de la instalación o en un radio de 200 m, entorno al ducto afectando el ambiente.

Daños moderados dentro de la propiedad o daños al ambiente. (Daños y pérdidas de producción estimados entre $10,000 y $100,000).

Paro del servicio o proceso por 5 horas aproximadamente. CONSECUENCIAS

II. Media/ Alta severidad.

Cantidades altas de hidrocarburos derramados en unos pocos minutos. El derrame de hidrocarburos al ambiente es más elevado que lo permitido por las

regulaciones. Si hay explosión o fuego, se pueden esperar heridos de seria consideración. Liberación tóxica en concentraciones suficientes para causar heridas y enfermedades al

personal dentro de la instalación o en un radio de 200 m hasta 3 km., entorno al ducto afectando el ambiente.

Daños mayores en la propiedad o en el ambiente. (Daño y pérdidas de producción entre $100.000 y $1, 000,000).

Paro del servicio durante 24 horas.

CONSECUENCIAS I. Alta Severidad.

Las heridas y enfermedades son fatales. Substanciales cantidades de hidrocarburos derramados en un tiempo corto. El derrame de hidrocarburos al ambiente es mucho más elevado, que lo permitido en las

regulaciones. Liberación toxica en concentraciones letales para la vida humana. Si hay explosión o fuego, se esperan heridos que pueden ser fatales. Daños mayores en la propiedad dentro y fuera, así como al ambiente. (Daños y pérdidas

de producción mayores a $1, 000,000). Paro en los servicios de unidades por más de un día.


NIVEL 0



Tabla 14. Jerarquización de Riesgos.

CLASIFICACIÓN DE RIESGOS (SEVERIDAD)

FRECUENCIA DE EVENTOS

(PROBABILIDAD)

IV (1)

III (2)

II (3)

I (4)

A (4) 4 8 12 16 B (3) 3 6 9 12 C (2) 2 4 6 8 D (1) 1 2 3 4

Tabla 15. Escala de rango de riesgo:

1-3 Aceptable (No requiere de acciones futuras). 4-6 Aceptable con controles (Requiere revisión).

7-9 Indeseable (Los eventos requieren acciones y asesorías futuras).

10-16 Inaceptable (Los eventos requieren acción inmediata).

MATRIZ REPRESENTATIVA

El índice, número o rango de riesgo permite tomar decisiones sobre la aceptabilidad o no del riesgo, o bien asignar prioridades a las acciones recomendadas. El sistema para establecer las prioridades de las recomendaciones a implementar deberá usar una matriz de índice de riesgo que combine la probabilidad de ocurrencia de un accidente y la severidad o gravedad de las consecuencias del mismo.

Tabla 16. Matriz representativa de Valores de Riesgo.

PROBABILIDAD

IV (1)

III (2)

II (3)

I (4)

SE

VE

RID

AD

A (4)

4 8 12 16

B (3)

3 6 9 12

C (2)

2 4 6 8

D (1)

1 2 3 4


NIVEL 0



Por lo anterior se deduce que: VERDE: Riesgo Razonable Aceptable: El riesgo requiere control, pero es de bajo impacto y puede programarse su atención conjuntamente con otras mejoras operativas. AMARILLO: Riesgo Aceptable con Controles: El riesgo es significativo pero se pueden compensar con las acciones correctivas en el paro de instalaciones programado, para no Presiónar 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. NARANJA: Riesgo Indeseable: El riesgo debe ser reducido y hay margen para investigar y analizar a más detalle. No obstante, la acción correctiva debe de darse en los próximos 90 días. Si la solución se demora mas tiempo, deben establecerse controles temporales inmediatos en sitio, para reducir el riesgo. ROJO: 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. Resumen Métodos de Control. Los métodos de control deben escogerse teniendo en cuenta los siguientes principios:

Combatir los riesgos en su origen. Adaptar el trabajo a la persona en particular en lo que respecta al diseño de los puestos de

trabajo, así como a la elección de los equipos y métodos de trabajo y de producción, con miras a atenuar el trabajo monótono y repetitivo y a reducirlos efectos del mismo en la salud.

Tener en cuenta la evolución de la técnica. Sustituir lo peligroso por lo que entrañe poco o ningún peligro. Adoptar las medidas que antepongan la protección colectiva a la

individual.

Dar las debidas instrucciones a los trabajadores.


NIVEL 0



Revisión del plan de actuación. El plan de actuación debe revisarse antes de su implantación, considerando lo siguiente:

Si los nuevos sistemas de control de riesgos conducirán a niveles de riesgo aceptables. Si los nuevos sistemas de control han generado nuevos peligros.

La opinión de los trabajadores afectados sobre la necesidad y la operatividad de las

nuevas medidas de control. La evaluación de los riesgos debe ser, en general, un proceso continuo. Por lo tanto la adecuación de las medidas de control debe estar sujeta a una revisión continua y modificarse si es preciso. De igual forma si cambian las condiciones de trabajo, y con ello varían los peligros y los riesgos, habrá que revisar la evaluación de riesgos. Evaluación previa a procesos peligrosos. Evaluación y adopción de medidas preventivas. Reconocer la zona. Para evaluar, mitigar y prevenir procesos peligros, hay que referirse a una zona definida. La

zona en cuestión es aquella donde se inicia el proceso, donde se sigue su curso y donde se producen los efectos.

Cada evaluación requiere la investigación de la probabilidad de aparición y frecuencia del

proceso peligroso. Describir el proceso peligroso. Mediante parámetros físicos como intensidad, magnitud, duración, energía, presión, altura, volumen e impacto Selección de la metodología. Para seleccionar la metodología que mejor aplica para la realización del estudio de riesgo se utilizó la guía sugerida por el Centro de Seguridad en Procesos Químicos (CCPs) del Instituto Americano de Ingenieros Químicos (AlChE). Los criterios de selección para la metodología utilizada que se tomaron fueron los siguientes: motivo del estudio (sin estudios previos); tipo de resultado requerido (lista de problemas / accidentes y lista de acciones); información del proceso con que se encuentra (experiencia similar, diagramas de la instalación, historial operativo “en instalaciones similares”); características del problema (operación simple, proceso mecánico, operación continua, peligro de inflamabilidad y explosividad, situación falla aislada, accidentes en proceso fuera de control); riesgo percibido e historial (amplia experiencia, historial de accidentes actualizado, accidentes sin cambios, riesgo percibido bajo). La técnica para el estudio de Análisis de Riesgos Operacionales (HazOp), es una metodología de análisis sistemático y crítico al proceso y a los propósitos de diseño de las instalaciones, ya sean


NIVEL 0



nuevas o existentes, y permite reconocer el o los riesgos de una mala operación y/o las condiciones inseguras de los diferentes equipos que constituyen la instalación, previniendo además las consecuencias para el personal, la instalación misma y el entorno del lugar en el cual se ubica. El HazOp requiere de la interacción de un grupo multidisciplinario, que a través de su conocimiento de la planta y del proceso, así como de los fenómenos físicos y químicos involucrados, revelará los detalles del proceso y su comportamiento bajo diferentes circunstancias. El uso de la técnica de análisis HazOp requiere una fuente de información detallada a todas las frases de vida de la instalación, tanto para un diseño de tecnología nueva como para instalaciones ya existentes. De aquí se deriva la fundamentación de su uso para el presente estudio. Originalmente esta técnica fue desarrollada para predecir peligros y problemas en la operación en casos en los que se tiene poca experiencia previa, para la evaluación de nuevos diseños o tecnología de procesos, pero su uso se ha extendido a todas las fases de la vida de las instalaciones. La base de la aplicación de los estudios HazOp es considerar que los riesgos o los problemas aparecen sólo como consecuencia de las desviaciones sobre las condiciones de operación que se consideran normales en un sistema dado. La principal herramienta que maneja esta técnica son los diagramas de tubería e instrumentación y se apoya también en toda la información que es posible recabar para la actividad de estudio. Se realiza la revisión de los diagramas y procedimientos en una serie de reuniones durante las cuales un equipo multidisciplinario hace uso de un protocolo para evaluar la importancia de las desviaciones de la intención normal de diseño de un sistema. El grupo de análisis selecciona el sistema y le aplica una serie de “palabras guía”, que representan fallas o desviaciones a la intención de diseño de las partes del sistema, identifica posibles causas de dichas fallas y determina sus consecuencias como un evento de riesgo. Finalmente se dan recomendaciones para mitigar o eliminar el riesgo. El HazOp es una técnica cualitativa que tiene como objeto la identificación de riesgos y no la solución de los problemas detectados. Persigue los siguientes objetivos: Identificar sucesos indeseables, que tienen probabilidad de llegar a presentarse. Analizar los mecanismos por los que estos sucesos pueden ocurrir.


NIVEL 0



VI.2.9 RESUMEN DE LA SESION MULTIDISCIPLINARIA DEL ANALISIS HAZOP A continuación se presenta un resumen del análisis HAZOP desarrollado para el gasoducto “Proyecto Bicentenario”, para la revisión del estudio detallado referirse al Anexo VI.2 El resumen general del Análisis HAZOP nos presenta los siguientes datos:

Nodos: 5

Desviaciones: 18

Causas: 71

Consecuencias: 160

Protecciones ó Salvaguardas: 271

Recomendaciones/Acciones: 78


NIVEL 0



Tabla 17. Desglose del Análisis HAZOP por Nodo.

Sistema Nodo Localización Numero de Artículos del Estudio

Desviaciones Causas Consecuencias Salvaguardas

Gasoducto Extensión TGT "Proyecto Bicentenario"

5. Ducto de 10" de diámetro nominal con una longitud de 32+094km

Línea de 10" de diámetro nominal con una longitud de 32+094km

6 31 70 99


1. Interconexión de línea de 10" correspondiente a extensión del gasoducto principal de 16" de Tejas Gas de Toluca (Toluca- Palmillas).

km 0+000 San Pablo Actopan

5 15 25 33


4. Válvulas de seccionamiento km 16+306 del gasoducto de 10" de diámetro

3 10 25 55


2. Trampa de envío de diablos TED-100 km 0+000 2 5 11 27


3. Trampa de recibo de diablos TRD-101km 32+094 2 10 29 57


NIVEL 0



Tabla 18. Máxima aceptación del riesgo por nodos.

Aceptación del Riesgo:

Nodos

Nodo Máxima Aceptación del Riesgo

2. Trampa de envío de diablos 4

3. Trampa de recibo de diablos 6

4. Válvulas de seccionamiento 8

1. Interconexión de línea de 10" correspondiente a extensión del gasoducto principal de 16" de Tejas Gas de Toluca (Toluca- Palmillas).

9

5. Ducto de 10" de diámetro nominal con una longitud de 32+094km 9


NIVEL 0



Tabla 19. Matriz de jerarquización de riesgos por nodo y máxima aceptación del riesgo

INDICE PONDERADO DE RIESGO

CONSECUENCIA

LIGERO MODERADO SEVERO CATASTRÓFICO

1 2 3 4

FRECUENCIA

FRECUENTE

4 2 8

POCO

FRECUENTE 3 3 1,5

RARO

2

EXTREMADA MENTE RARO

1

El valor de riesgo (Índice de Riesgo) en que cae cada uno de los riesgos identificados para el “Proyecto Bicentenario” es el que se muestra en la tabla VI.2.18 siguiente.

Tabla 20. Resumen del Índice de Riesgo para el “Proyecto Bicentenario” por nodo y

máxima aceptación del riesgo

Categoría Riesgo Aceptable

Nodo 2 y 3 Aceptable con controles Nodos 1,5 y 8 Indeseable

Inaceptable Los Riesgos Aceptables son aquellos que no requieren de ninguna medida correctiva inmediata y que en caso de llegar a presentarse ocasionan problemas de fácil y rápida solución. Los Riesgos Aceptables con Controles son los que requieren de una medida de atención a mediano plazo, por lo que deberán ser corregidos mediante programas calendarizados. Finalmente, los Riesgos de la Categoría de Indeseable se consideran los eventos máximos probables y son los que se utilizan para la determinación de consecuencias del proyecto, estos eventos son los siguientes: Causas tipo 1. Fuga por orificio causado por agente externo. Causa tipo 2. Válvula localizada después de la trampa de envío de diablos parcial o

totalmente cerrada (Fuga de gas por conexiones soldadas, bridas o ruptura del gasoducto).

Causa tipo 3. Fenómeno natural, inundación, caída de rayo, deslave, viento, etc.). Causa tipo 4. Ruptura causada por golpe externo. Causa tipo 5. Mayor presión después de la interconexión del destino del gasoducto. Causa tipo 6. Destrucción o daño a la válvula por golpe o colisión vehicular, vandalismo

o sabotaje.


NIVEL 0



Estas causas se agrupan de la manera siguiente: Evento 1: Fuga por orificio causado por corrosión interna y/o externa y posible

incendio del material fugado en caso de encontrar una fuente de ignición.

Evento 2: Fuga por orificio o ruptura causada por sobrepresión en la línea regular.

Evento 3: Fuga por orificio o ruptura causado por agente externo. Evento 4: Fuga en válvula por golpe externo Evento 5: Rotura mayor de la línea. Haciendo una reagrupación a continuación se presentan los 4 grupos de eventos que serán considerados: 1. Fuga de gas natural a través de un orificio de 0.5” de diámetro equivalente, originado por

corrosión interna y/o externa en el Gasoducto. 2. Fuga de gas natural a través de un orificio de 1” de diámetro en la tubería del sistema por

sobrepresión. 3. Fuga de gas natural a través de un orificio correspondiente al 20% del diámetro, por golpe

accidental. 4. Fuga de gas natural a través de una rotura mayor del gasoducto debido a fenómenos

naturales muy extremos o terrorismo. Para la Categoría II (Aceptable con Controles), existe la posibilidad de que se llegue a presentar una fuga debido a la presencia de un poro formado en el cuerpo del material por corrosión interna o debido a corrosión externa: esta situación corresponde a 12 de los eventos identificados en esta categoría por lo que se agrupan en este apartado. Cuando está presente el fenómeno de la corrosión, el material sufre un ataque químico y comienza a perder espesor hasta que aparece un poro por donde empieza a escapar el gas; al principio en forma de burbujas y después el escape se hace visible por un flujo de gas cada vez mayor debido al ensanchamiento del poro por la presión que ejerce el material que se maneja en el sistema. Para que ocurra este fenómeno es necesario que el suelo presente condiciones favorables para que falle el recubrimiento y que además no haya supervisión y no se aplique el mantenimiento correspondiente, lo cual no es factible que ocurra en el presente caso, ya que la eventualidad está perfectamente atendida con las medidas de control que tiene incorporado el proyecto, según lo que se menciona en el Capitulo V del presente documento. Asimismo, existen otros eventos dentro de esta categoría clasificados con un valor de riesgo 6 y que se refieren a fugas por cambios en la presión. Para esta eventualidad también se llevará a cabo una corrida simulando que el gas natural alcanza una presión en el sistema mayor a la de diseño que es la condición para que se presente ruptura mayor del ducto. En adición a este criterio se tomará un valor de diámetro de orificio de fuga equivalente al 20% del diámetro total de la línea (6 in) en congruencia con lo que se recomienda en la Guía para Elaboración de Estudios de Riesgo de la DGIRA. Los eventos de riesgo máximo probable considerados son eventos tipo y aplican para todo el ducto por lo que basta sobreponer el distanciamiento que define la zona de alto riesgo en un punto dado, para saber cual es la zona de afectación para ese punto que se considere.


NIVEL 0



De lo anterior podemos llegar a la conclusión de que todos los riesgos potenciales identificados podrían llevar a una fuga de combustible, ya sea en equipo, válvulas, juntas, bridas, uniones soldadas o en la tubería agrietándola y formando poro. Si el combustible fugado entra en contacto con una fuente de ignición existe la posibilidad de un incendio. Los riesgos potenciales de accidentes en estas instalaciones de recibo, almacenamiento y distribución, pueden ser de forma aislada o secuencial, dependiendo de la magnitud del riesgo y de las condiciones atmosféricas imperantes en el momento de ocurrir el evento; los eventos típicos se mencionan a continuación: 1. Fuga De acuerdo al análisis anterior, la fuga de combustible es el evento más riesgoso en este tipo de instalaciones y se pueden presentar:

En estación de inicio Estaciones de medición Trampa de diablos envío En las válvulas de seccionamiento Trampa de diablos recibo Estación de llegada A lo largo del ducto

Para que exista una fuga de combustible en las instalaciones, es necesario que se presenten una o varias de las características siguientes:

Mala calidad de los materiales y equipos a instalar. Mala o nula protección catódica interior o exterior.

Mala o nula protección mecánica interior y/o exterior. Instalación deficiente. Falta de mantenimiento. Corrosión interna y/o externa. Desgaste de los materiales. Daño a las instalaciones (fenómeno natural o error humano). Sobrepresión de las instalaciones.

2. Incendio El tamaño del incendio del combustible se puede presentar en forma de flama, dependiendo de la cantidad fugada y de las condiciones atmosféricas imperantes en el momento de la fuga. La principal condición para que se presente un incendio se deriva de combinación de combustible derramado en contacto con una fuente de ignición. 3. Explosión La principal condición para que se presente una explosión se deriva de la combinación de una fuente de ignición, aire y una cantidad de vapores confinados.


NIVEL 0



Este evento se considera catastrófico y de poca probabilidad, ya que durante todo el trayecto del ducto, el área del derecho de vía se encuentra aislado de zonas que pueden confinar a la fuga de combustibles. 4. Daños a equipos, instalaciones y medio ambiente Cuando se presente un conjunto de eventos como los arriba descritos y éstos no son controlados con prontitud, pueden producirse daños a las instalaciones, a los equipos, al medio ambiente y a los pobladores cercanos al evento.

VI.3 Radios potenciales de afectación.

Los radios potenciales de afectación son los ocasionados por radiación térmica en especial por el modelo de chorro o dardo de fuego “Jet fire” por lo cual a continuación se da una descripción del modelo y su cálculo.

Incendios tipo chorro o dardo de fuego “Jet Fire” En las tuberías (conducciones) y en los depósitos de gas a presión puede aparecer una pequeña fisura en las paredes. Esta trae como consecuencia la descarga del gas contenido formando un chorro de gas a presión. Si durante la descarga este chorro entra en contacto con una fuente de ignición, el resultado será la formación de un incendio en forma de chorro o, normalmente conocido como incendio tipo chorro o “jet fire”. Los factores de visión utilizados en el disparo de fuego son los indicados para los incendios en charco con llamas inclinadas. Los efectos de este tipo de accidentes son fundamentalmente los causados al entorno por el calor generado e irradiado desde el chorro. Para el modelado de este tipo de incendio se ha utilizado el modelo de Chamberlain (1987) propuesto por el “Yellow Book” del TNO4. Este modelo calcula tanto la forma del chorro (representado como un cono truncado); como la radiación superficial emitida por dicho cono, considerado como cuerpo sólido. A partir de la radiación superficial emitida desde el chorro, y junto con el cálculo del factor de visión y la transmisividad atmosférica determinamos tres distancias que nos delimitan zonas de peligrosidad de la radiación emitida por el chorro:

Zona letal: delimita la zona alrededor del chorro de fuego y está sometida a una radiación de 10 kW/m2.

Zona de intervención: delimita la zona alrededor del chorro de fuego y esta sometida a

una radiación de 5 kW/m2 con un tiempo máximo de exposición de 3 minutos. Zona de alerta: delimita la zona alrededor del chorro de fuego y esta sometida a una

radiación térmica de 3 kW/m2.

4 The Netherlands Organization of Applied Scientific Research – Methods for the Calculation of Physical Effects (due to

releases of hazardous materials, liquids and gases), 3rd edition, Ministrie van Verkeer en Waterstaat.


NIVEL 0



Zona de efecto dominó: se refiere a la zona donde elementos cercanos al punto de fuga pueden llegar a sufrir daños importantes por efecto de la radiación térmica generada por el propio chorro, como para dar lugar a nuevos accidentes.

CONSIDERACIONES Aunque el gas natural es una mezcla de hidrocarburos donde el porcentaje mayor lo tiene el metano con hasta un 97%, para motivos del cálculo se considera como si se constituyera al 100% gas metano. No se tiene en cuenta la formación de hollín en la combustión de los gases, ni por tanto su influencia sobre el poder emisivo superficial del dardo. La transmisividad atmosférica es debida únicamente al vapor de agua presente, despreciándose el efecto del dióxido de carbono y otros gases. Las simulaciones corresponden a eventos a nivel del suelo, por lo que estos eventos pueden sobreestimar las consecuencias para el ducto enterrado, no así para las instalaciones superficiales. LIMITACIONES El modelo no es capaz de calcular con certeza lo que ocurre en la sombra de la flama, ya que está elevada del suelo. Las distancias calculadas representan la observación más grave posible dentro del supuesto incidente estudiado, no teniéndose en cuenta la dirección hacia la que está orientado el chorro. Estas distancias se dan como radios desde el lugar de la fuga, quedando incluidos dentro de las distintas zonas de peligro lugares no afectados por la radiación prevista por el modelo. DATOS NECESARIOS PARA ESTE ESTUDIO Datos de la sustancia descargada: masa molecular, temperatura de flama, calores específicos a presión y volumen constante, coeficiente de Poisson y calor de combustión. Datos del almacenamiento o transporte (tubería): presión y temperatura en la tubería y/o almacenamiento. Datos de condiciones ambientales: temperatura, presión atmosférica, velocidad y dirección del viento y humedad relativa.

CH4

PM = 16.04 kg/mol

Tc = 110,4 ºC

Pc = 6.01 Mpa

w = 0.0115

Vc = 0.0986 m3/kmol

Punto de eb.= -161,4 ºC

Rc = 8,314 J/mol K


NIVEL 0



Heat Capacities

Cp Tmin. = 0,5361 * 10E5 adimensional

Cp Tmax = 14,9780 *

10E5 adimensional

Tmin = 286 K

Tmax = 298 K

Temperatura ºC γ = Cp / Cv P = 1 atm

600 1,113

300 1,16

15 1,31

-80 1,34

-115 1,41

Calor de combustión H form. (gas ideal) -745200000 J/kmol G form. (gas ideal) -504900000 J/kmol

S 1,8627*10E5 J/kmol K

H std de comb. -8026000000 J/kmol

viscosidad * 10 E -4 Pa · s 250 300 400 500 600 T (ºK)

0,095 0,112 0,142 0,17 0,195 ECUACIONES DEFINIDAS El modelo calcula las dimensiones físicas del chorro de fuego y la radiación térmica que sufriría un receptor a una distancia determinada. Dicho de otro modo, la distancia a la cual un objeto está expuesto a una determinada radiación térmica. A continuación se describirá el modelo de Chamberlain (1987) para un “Jet Fire” el cual es la base de los software´s utilizados para el modelo de calculo. Este modelo, también llamado “Modelo Thornton”, determina la forma de la flama y el campo de radiación de la explosión y su punto de origen. Este modelo se ha desarrollo con varios años de investigación y ha sido validado con experimentos en túneles de viento y probado en campo tanto en eventos costa adentro como en costa a fuera. El modelo representa la flama como la base de un cono, irradiando como un cuerpo sólido con una energía emisiva superficial uniforme. La relación describe la variación de la forma de la flama y de la energía de emisividad superficial, bajo un amplio rango de condiciones ambientales y de flujo. Para incrementar la velocidad de salida del gas, la fracción de pérdida de calor por radiación y los niveles de radiación recibida son reducidos. La correlación de los datos


NIVEL 0



de laboratorio y los experimentos de campo han mostrado que la flama es totalmente estable bajo un amplio rango de condiciones ambientales y de flujo como las aplicadas en API RP 521. En la figura 10 se muestra la secuencia de pasos:

Figura 10. Metodología para determinar efectos térmicos por Incendio tipo dardo o chorro de fuego “jet fire”

A continuación se presenta la secuencia de cálculo utilizada para el ducto de 10” de diámetro planteado en este proyecto, el cual pasará por los municipios de Toluca, Lerma y Otzolotepec, en el Estado de México teniendo una presión máxima de operación MAOP de 5391.7 kPa (782 Psig) y una temperatura de diseño de 25ºC: Cálculo de la velocidad de expansión de la flama Los pasos 1 a 6 muestran los cálculos para la velocidad de expansión del dardo, la velocidad de salida es un parámetro importante para el cálculo de la longitud de la flama, el punto de ignición y ancho de la base. Primero las propiedades del material inflamable son requeridos para el cálculo de la velocidad de salida del gas, por ejemplo: peso molecular, constante de Poisson y las condiciones de almacenaje del gas, tales como temperatura y presión. Paso 1 Determinar la fracción de la material inflamable en la mezcla estequimétrica con aire:

Ec. 1

En la cual Wg = Peso molecular del gas, en kg/mol Paso 2 Cálculo de la constante de Poisson

Ec. 2

Para el “Gas Ideal”


NIVEL 0



(J/(kg*K)) Ec. 3

En la cual: Cp = Capacidad de Calor específico a presión constante, en (J/(kg*K)) Cv = Capacidad de Calor Específico a volumen constante, en (J/(kg*K)) Rc = Constante de los gases 8.314 (J/(mol*K)) Sin embargo, para gases con presión alta, es necesario que sea calculada con más precisión usando la ecuación 2. Paso 3 Determinar la temperatura de expansión del dardo de fuego.

(K) Ec. 4

En la cual: Ts = Temperatura inicial del gas, en K Pair = Presión atmosférica, en N/m2

Pini = Presión inicial, en N/m2 = Relación calores específicos, constante de Poisson Paso 4 Determinar la presión estática al plano del orificio de salida

N/m2 Ec. 5

Paso 5 Determinar el número de Mach para el flujo de escape de una expansión del dardo:

Ec. 6

En la cual: Pc= Presión estática del plano del orificio de salida, N/m2

O en caso de flujo desahogado:

En la cual:

F=

m’ = Flujo másico, en kg/s do= Diámetro de orificio, en m Tj = Temperatura del gas en la flama, en K Wg = Peso molecular del gas, en kg/mol Paso 6 Determinar la velocidad de salida de la expansión del dardo de fuego


NIVEL 0



(m/s) Ec. 7

En la cual: Rc = Constante de los gases 8.314 J/(molK) Tj = Temperatura del gas en la flama, en K Wg = Peso molecular del gas, en kg/mol Cálculo de la dimensión de la flama Del paso 7 al 20 se determina la posición y dimensión de la flama. Estos parámetros de posición son requeridos para calcular la ignición y ángulo de la flama con respecto al objeto. Este es importante para el cálculo del factor de visión. Las dimensiones de la flama son usadas para calcular el área superficial de la flama. Paso 7 Determinar el radio de la relación de velocidad del viento y la velocidad del dardo

Ec. 8

En la cual: uw = Velocidad del viento, en m/s

uj = Velocidad del dardo, en m/s Paso 8 Determinar la densidad del aire:

(kg/m3) Ec. 9

En la cual: Pair = Presión atmosférica, en N/m2 Wair = Peso molecular del aire, en kg/mol Rc = Constante de los gases 8.314 J/(molK) Tair = Temperatura del aire, en K Paso 9 Determinar el diámetro efectivo de la fuente de combustión: En el modelo de la combustión el diámetro efectivo de la fuente Ds es un concepto ampliamente usado, representa el diámetro de la abertura de un orificio imaginario del que se escapa el aire de densidad air de flujo másico m’.

(m) Ec. 10

En la cual: Ds = Diámetro efectivo del orificio, en m m’ = Flujo másico, en kg/s air = Densidad del aire, en kg/m3

uj = Velocidad del dardo, en m/s Si se proporciona el tamaño del orificio, el flujo másico que sale del orificio se calculará con los modelos de velocidad de fuga del gas. El diámetro efectivo del orificio en caso de tratarse de un flujo ahogado puede ser calculado de la siguiente manera:


NIVEL 0



(kg/m3) Ec. 11

(m) Ec. 12

En el cual: Pc = Presión estática a la salida del plano del orificio, en N/m2

Wc = Peso molecular del gas, en kg/mol Rc = constante de los gases 8,314 J/(molK) Tj = Temperatura del gas en el dardo, en K dj = Diámetro de la flama a la salida del orificio, en m j = Densidad del gas en el dardo, en kg/m3 air = Densidad del aire, en kg/m3 Con esto se puede asumir que el diámetro del dardo es equivalente al diámetro del orificio. Paso 10 Calcular primero la variable auxiliar Y de la iteración con la ecuación

Ec. 13

En la cual: Y = Variable adimensinal Esta ecuación incluye los siguientes coeficientes:

Cb = 0.2

Nota, que la constante 2.85 (, en Chamberlain (1987) es válida sólo para parafinas. Paso 11 Determinar la longitud del dardo con estabilidad en el aire:

(m) Ec. 14

Lb0 = longitud de la flama, con estabilidad en el aire, m Paso 12 Determinar la longitud del dardo de fuego desde la punta de la flama al centro del plano de salida:

(m) Ec. 15

En la cual: jv = Ángulo formado entre el eje del orificio la horizontal en dirección del viento. La figura 11 muestra un diagrama con la base de un cono con los parámetros del “Modelo de Thornton”. Nota el punto P esta siempre en la intersección del orificio y la base del eje. Los 5 parámetros básicos que son usados para la correlación de la forma de la flama con las condiciones de encendido son R1, W1, W2, y b.


NIVEL 0



Figura 11. Diagrama mostrando los parámetros de un cono truncado usados para el Modelo de Thornton. Los 5 parámetros básicos usados para la correlación de la forma de la flama con las condiciones de ignición son R1,

W1, W2, y b. Paso 13 Determinar el número de Richardson de la flama con estabilidad en el aire:

Ec. 16

Si Rw ≤ 0.05, entonces la flama es llamado dardo. La inclinación del ángulo esta dad por:

(°) Ec. 17

En la cual: jv = Ángulo entre el eje del orificio y la horizontal en dirección del viento Ri (Lb0) = Número de Richardson basado en Lb0

Si Rw > 0.005, entonces la inclinación de la flama empieza a aumentar dominada por la fuerza del viento:

(°) Ec. 18

Paso 14 Determinar el encendido de la flama con la siguiente ecuación empírica:

(m) Ec. 19

En la cual: Lb= longitud de la flama, desde la punta de la flama al centro del plano de salida, en m

En condiciones estables del aire (= 0°), b es igual a 0.2*Lb. Para flamas casi apagadas que apuntan en dirección de fuertes vientos ( = 180°), b = 0.015 * Lb. Paso 15


NIVEL 0



Determinar la longitud de la base de la flama:

(m) Ec. 20

En la cual: R1 = Longitud de la base, en m Paso 16 Determinar la relación entre aire y densidad de la flama:

Ec. 21

Paso 17 Determinar el número de Richardson basado en el diámetro de la fuente de combustión y el Factor C’, usado para el cálculo del ancho de la base:

Ec. 22

Paso 18 Determinar la amplitud de la base:

(m) Ec. 23 En la cual: W1 = Ancho de la base, en m Paso 19 Determinar la amplitud de la punta truncada:

(m) Ec. 24

En la cual: W2 = ancho de la punta, en m Paso 20 Determinar el área de la superficie truncada, incluyendo los discos finales:

En la cual:

A = Área superficial truncada incluyendo el final de los discos, en m2 Como una alternativa para el cálculo del área superficial truncada, el área superficial para el cilindro con un ancho promedio puede ser aplicada.

(m2) Ec. 26

En la cual: A = Área superficial de un cilindro incluyendo los discos finales, en m2

(m2) Ec. 25


NIVEL 0



Cálculo de la energía de emisividad en la superficie La energía de emisividad en la superficie puede ser calculada con el calor total que se fuga en la combustión del gas inflamable, la fracción de una parte del calor de radiación y el área superficial truncada: Paso 21 Determinar el calor total por unidad de tiempo que se escapa:

(J/s) Ec. 27

En la cual: Q’= Energía de combustión por segundo, en J/s m’ = Flujo másico, en kg/s Hc= Calor de combustión, en J/kg Paso 22 Determinar la fracción de calor de radiación de la superficie de la flama:

Ec. 28

En la cual: Fs = Fracción de radiación de calor generada en la superficie de la flama Paso 23 Determinar la energía de emisividad en la superficie:

(J/m2s) Ec. 29

En la cual: SEPmax = Energía máxima de emisividad en la superficie, en J/m2s Este es el resultado final del Modelo de Thornton. Cálculo del factor de visión Transformación de las coordenadas a X’, ’, se requiere antes para el cálculo del factor de visión. Paso 24 En la figura 12, está transformación considera la ignición de la flama, los cambios en la distancia del objeto proyectado por la ignición y los cambios en el ángulo bajo los cuales el receptor observa la flama. Esta transformación es correcta sólo si j = jv.


NIVEL 0



Figura 12. Distancia longitud y ángulo requerido para calcular el punto de ignición de una flama

(m) Ec. 30

(°) Ec. 31

(m) Ec. 32

En la cual: X’ = Distancia del centro del plano del punto de ignición al punto de proyección, en m X = Distancia del centro de la flama al objeto sin ignición, en m ’ = Ángulo entre la línea central del punto de ignición de la flama y el plano entre el centro y punto de ignición de la flama y el objeto, en grados b = Altitud del punto de ignición truncado, en m j = Ángulo entre el eje del orificio y la horizontal en el plano vertical, en grados = Ángulo entre el eje del orificio y el eje de la flama, en grados W1 = Ancho de la base truncada, en m W2 = ancho de la punta truncada, en m Paso 25 Atallah (1990), presenta la fórmula matemática para calcular el factor máximo de visión de un cilindro inclinado de un a ignición en dirección del eje central del cilindro. La base puede ser aproximada por un cilindro, usando un diámetro promedio en la base, en las formulas del Apéndice el valor de ’ y X’ pueden ser usados en y X para calcular el factor de visión y la inclinación del cilindro con la fórmula del Apéndice. Si la inclinación del ángulo de la flama el radio del charco incendiado, la longitud de la flama y la distancia del centro de la flama al objeto son conocidos, el factor máximo de visión puede ser calculado. Esto no es válido para objetos que están por debajo del cilindro incendiado, por lo tanto la distancia del centro del objeto al centro de la flama podría tener un mayor radio que el del cilindro.


NIVEL 0



Cálculo de flujo de calor a cierta distancia. Con las dimensiones de la flama y el factor de visión el flujo térmico de una distancia x de la fuente de calor puede ser calculado con:

(J/m2s) Ec.33

El SEPact es el resultado de los cálculos desarrollados en el paso 23. Tanto el factor de transmisividad y a factor de visión Fview son dependientes de la distancia. Ahora bien, de manera que se pueda tener un punto de comparación respecto a los radios de afectación y a la longitud efectiva del dardo previamente mostrada, se estudió la siguiente norma: 49 CFR 192 Transporte de Gas Natural o de Otro Tipo a través de Gasoductos. Para calcular el radio de afectación, PIR (Potencial Impact Radius), se tomará en cuenta la siguiente ecuación obtenida de la norma 49 CFR 192. r = 0,69 d raiz(p) 0.69 es un factor para el gas natural y depende del calor de Combustión p = presión interna del ducto ( psi ) d = diámetro del ducto ( in ) r = radio de impacto potencial ( ft ) El resultado de 58.85 m de radio de afectación calculado por la formula de la norma 49 CFR 192 es muy similar a la longitud efectiva del dardo calculada mediante la ecuaciones primarias del “yellow book” para el cálculo del “jet fire” para el análisis de incendio tipo chorro del ducto de 10” con una presión máxima de operación de 5391.7 kPa (782 Psig) en la cual se obtiene el valor de:

Ld = 61 m Se puede observar que la longitud efectiva obtenida mediante el método del “Yellow Book”, es mucho más exacto debido al número de variables que pueden ser reguladas. Esta similitud refleja la correcta aplicación de los datos en los cálculos con un mínimo margen de error. Estos radios de afectación calculados se refieren a un caso catastrófico pero poco probable. Sin embargo, se recomienda utilizar el radio de afectación de 64 metros determinado a partir de las simulaciones efectuadas con el software ALOHA (escenario jet fire ruptura completa de la tubería) ya que el software contempla condiciones atmosféricas y adicionalmente por políticas de seguridad abarca más metros y cubre los radios determinados mediante las otras formulas obtenidas mediante la metodología del yellow book y la 49 CFR 192. Este riesgo máximo catastrófico corresponde a una rotura mayor del gasoducto. Las posibles afectaciones tienen mayores repercusiones en los puntos de alimentación, km 0+000 es decir en la zona de interconexión en San Pablo Autopan, ya que las instalaciones son aéreas. Considerando que las instalaciones se encuentran instaladas en forma subterránea y que se cuenta con dispositivos de seguridad y control que garantizan la buena operación de las variables de flujo, presión y temperatura, se considera que el evento máximo catastrófico se podría generar solamente bajo condiciones muy específicas como puede un movimiento muy grande de tierra o por terrorismo.

p = 782 psi d = 10 in

r = 192.95 ft

r = 58.85 m


NIVEL 0



A continuación se presentan los resultados de las simulaciones efectuadas utilizando el programa ALOHA para conocer las zonas de riesgo probable ante un evento de fuga. Se consideraron diferentes diámetros de fuga: 0.5 pulgadas (debido a una corrosión), 1 pulgada (debido a falla del material por una sobrepresión), el 20% del diámetro total de la tubería a evaluar correspondiente a 2” pulgadas (considerando un golpe a la tubería por maquinaria pesada) y la ruptura total del ducto de 10”. El metano o gas natural no es un gas tóxico, es asfixiante solo en concentraciones altas lo que se podría presentar al confinarse sin embargo esta situación es prácticamente imposible debido a que las instalaciones se encuentran a campo abierto y con un derecho de vía de 13 metros, debido a que el gas natural no es toxico no se realiza la simulación por nube toxica, así mismo en caso de una fuga el gas natural, éste tenderá a subir inmediatamente a las capas superiores de la atmosfera debido a que es más ligero que el aire (0.6 kg/m3) , así mismo el software ALOHA no tiene la capacidad para realizar una evaluación confiable de un escenario por nube toxica para el metano debido a que los modelos que utiliza para este análisis de consecuencia son los modelos de 5 “Gas Pesado” y el “Modelo Gaussiano”. El modelo de “Gas Pesado” como su nombre lo indica se utiliza para sustancias con una densidad mayor a la del aire, en cambio el “Modelo Gaussiano” es utilizado para nubes de gas con densidades similares a la del aire, este software no tiene un modelo que pueda utilizarse para sustancias como el gas natural con densidades mucho menor a la del aire, el cual afecta considerablemente el análisis de consecuencias.

5 Manual Software ALOHA, Temas: “Modelo Gaussiano y Modelo de gas pesado”


NIVEL 0



Áreas de afectación debido a la fuga de gas

(Radiación térmica proveniente de chorro de fuego). Fuga de 0.5 pulgadas de diámetro a 782 psi.

FUERZA DE LA FUENTE DE ENERGÍA: Gas inflamable quemándose y en fuga desde la tubería. Diámetro de la tubería: 10 pulgadas Longitud de la tubería: 10,000 metros Tubería lisa Área de orificio: 0.1963 pulgadas cuadradas Presión de la tubería: 782 psi Temperatura de la tubería: 25° C Máxima longitud de flama: 2 metros Duración de la combustión: ALOHA limitó la duración a una hora Velocidad de combustión máxima: 274 kilogramos/min Total en combustión: 10,636 kilogramos

> = 10.0 kW/m² = Quemaduras de 3º grado potencialmente letales (de 0 a 13 metros).

> = 5.0 kW/m² = Quemaduras de 2º grado, zona de alto riesgo (de 13 a 17 metros).

> = 1.4 kW/m² = Zona de amortiguamiento o seguridad (de 17 a 32 metros).


NIVEL 0




(radiación térmica proveniente de chorro de fuego). Fuga de 1 pulgada de diámetro a 782 psi

FUERZA DE LA FUENTE DE ENERGÍA: Gas inflamable quemándose y en fuga desde la tubería. Diámetro de la tubería: 10 pulgadas Longitud de la tubería: 10000 metros Tubería lisa Área de orificio: 3.1416 pulgada cuadrada Presión de la tubería: 782 psi Temperatura de la tubería: 25° C Máxima longitud de flama: 4 metros Duración de la combustión: ALOHA limitó la duración a una hora Velocidad de combustión máxima: 1,090 kilogramos/min Total en combustión: 17,015 kilogramos



> = 1.4 kW/m² = Zona de seguridad (de 36 a 67 metros).


NIVEL 0




(radiación térmica proveniente de chorro de fuego).

Fuga de 2 pulgadas (20% del diámetro total de la tubería de 10”) de diámetro a 782 psi

FUERZA DE LA FUENTE DE ENERGÍA: Gas inflamable quemándose y en fuga desde la tubería. Diámetro de la tubería: 10 pulgadas Longitud de la tubería: 10000 metros Tubería lisa Área de orificio: 12.5664 pulgadas

cuadradas Presión de la tubería: 782 psi Temperatura de la tubería: 25° C Máxima longitud de flama: 10 metros Duración de la combustión: ALOHA limitó la duración a una hora Velocidad de combustión máxima: 4,308 kilogramos/min Total en combustión: 17,434 kilogramos





NIVEL 0




(Radiación térmica proveniente de chorro de fuego). Fuga de 10 pulgadas de diámetro a 782 psi.

FUERZA DE LA FUENTE DE ENERGÍA: Gas inflamable quemándose y en fuga desde la tubería. Diámetro de la tubería: 10 pulgadas Longitud de la tubería: 10000 metros Tubería lisa Área de orificio: 78.5 pulgadas cuadradas Presión de la tubería: 782 psi Temperatura de la tubería: 25° C Máxima longitud de flama: 27 metros Duración de la combustión: ALOHA limitó la duración a una hora Velocidad de combustión máxima: 27,400 kilogramos/min Total en combustión: 17,439 kilogramos





NIVEL 0



Áreas de afectación debido a la explosión de una nube de gas en un evento catastrófico

causado por sobrepresión. Este riesgo máximo catastrófico corresponde a la rotura mayor del gasoducto.

Fuga de 10 pulgadas de diámetro a 782 psi. Ignición debida a una chispa, flama o superficie caliente.

> = 3.5 psi = posible daño serio Esta zona de nivel crítico, en el que se presentaría un daño severo sobre la población o la propiedad, no se muestra debido a que las características del gas, fuente de ignición, nivel de congestionamiento (considerando derecho de vía), densidad del gas, etc. no permiten que este tipo de eventos sea tan violento, y permite que el gas naturas se disipe rápidamente no alcanzando los niveles de concentración permitida para que se alcance este valor de sobrepresión.

> = 1.0 psi = rompimiento de ventanas Esta zona, no se muestra debido a que las características del gas, fuente de ignición, nivel de congestionamiento (considerando derecho de vía), densidad del gas, etc. no permiten que este tipo de eventos sea tan violento, y permite que el gas naturas se disipe rápidamente no alcanzando los niveles de concentración permitida para que se alcance este valor de sobrepresión.

> = 0.5 psi 300 metros de afectación.

Línea de confianza


NIVEL 0



Para consulta de datos y parámetros utilizados para simulación consultar anexo VI.3

Ejemplo de formato para simulación de escenarios de riesgo ver Anexo VI.3

Nombre del simulador utilizado: ALOHA

Organismo/Centro de trabajo/Planta o área de trabajo: GASODUCTO “PROYECTO BICENTENARIO” Clave del escenario: Nombre del escenario de riesgo: RADIACIÓN POR DARDO DE FUEGO POR ORIFICIO DE DIA. EQUIVALENTE DE 0.5 “

Descripción del escenario de riesgo Orificio de diámetro equivalente de 0.5” debido a corrosión interna o externa

Condiciones atmosféricas y zona de localización de la instalación Condición Temperatura ambiente 0 13ºC Humedad relativa (%) 75% Presión atmosférica 14.7 psi Zona Tipo Rural: X_, Urbana: , Industrial:_ , Marina:

Condiciones meteorológicas al momento de la fuga de la sustancia peligrosa Condición Neutral (no favorece la dispersión).Velocidad del viento (m/s) 2 Estabilidad Pasquill CLASE D

Sustancia peligrosa bajo estudio Nombre: GAS NATURAL Componente y % de la mezcla: Gas Natural con un % en volumen dentro del rango de 4.5 a 15% Fase Gas ***Inventario (kg/día) Se transportarán 22.86 MMSCFD equivalente a 555,713.5 kg/día

No Existe Almacenamiento de gas natural

Características del sitio en el que se encuentra el recipiente Área del cobertizo (m2) Tipo de superficie Tierra seca: , Tierra húmeda: , Concreto: X , Otra:

Datos del recipiente y características de la fuga Tipo de recipiente Vertical: , Horizontal: , Esférico: , Otro: Fuga en el gasoducto “Bicentenario”Temperatura (0C) 25ºC = 77°F Presión (Psi) 782.0 psi Máxima Presión de Operación Permisible.Altura hidráulica * (m) -------------------- Diámetro (fuga ó ruptura) (pulgadas)

0.5 equivalente a un área de orificio de 0.7854in2

Dirección de la fuga Vertical: , Horizontal: X , Hacia abajo: , Golpea contra: Elevación de la fuga ** (m) 1 * Altura de la sustancia peligrosa dentro del recipiente, a partir del nivel al que se encuentra la fuga ** Altura a la que se encuentra la fuga, a partir del nivel del piso

*** Densidad considerada @ P=1 atm y 15 °C ρ=0.68 kg/m3 Factor de conversión 1m3=35.314ft3


NIVEL 0



Los radios de afectación simulados en el programa ALOHA para los 3 escenarios con mayor probabilidad de ocurrencia son los siguientes:

Tabla 21. Radiación Térmica por ruptura parcial de tubería (Eventos probables).

P = 782 psi 0,5 pulgadas 1 pulgada 2 pulgadas

rojo: 10 kW/m2 13 m 26 m 51 m

naranja: 5,0 kW/m2

17 m 36 m 72 m

blanco: 1.4 kW/m2 32 m 67 m 132 m

La ruptura parcial de 0.5 pulgadas es la de mayor probabilidad de ocurrencia. Su radio de afectación alcanza hasta 13 metros teniendo una radiación térmica de 10 kW/m2, equivalentes a un alto riesgo. A partir de los 17 metros se presenta la de alto riesgo zona de seguridad, hasta donde llega una radiación térmica de 1.4 kW/m2. Se realizó un análisis de consecuencias señalando los radios de afectación más probables obtenidos del programa ALOHA y del radio de afectación catastrófico obtenido de la norma 49 CFR 192, con la finalidad de conocer la afectación con respecto a puntos vulnerables.

Tabla 22. Radiación Térmica por ruptura total de tubería (Evento catastrófico menos probable).

P = 782 psi 10 pulgadas

M rojo: 10 kW/m2 64 m

naranja: 5,0 kW/m2

91 m

blanco: 1.4 kW/m2 170 m

Nota: debido a las características del proyecto en materia de diseño, monitoreo y seguridad los eventos de explosión catastróficos no se consideran ya que presentan una probabilidad aun menor al evento de radiación térmica. Estos eventos necesitan condiciones muy específicas para que se puedan presentar o presentarse mediante un evento de terrorismo. En el anexo VI.5 se integran los planos donde se muestra el radio de afectación sobre las cartas topográficas, así mismo este anexo incluye el documento en el cual se anexan las fotografías aéreas más representativas del trazo del “Proyecto Bicentenario” en cuanto a posibles interacciones mediante la detección de asentamientos humanos, infraestructura, industrias, entre otros.


NIVEL 0



VI.4 Interacciones de riesgo.

Una vez determinadas las fallas que pueden generar algún evento no deseado en el gasoducto, se llevo a cabo la sobreposición de los radios de afectación a lo largo de la trayectoria del mismo con la finalidad de determinar posibles interacciones en localidades y/o infraestructura existente dentro de estas áreas. Resumiendo los puntos anteriores encontramos que en base a la información histórica y por las características del proyecto, los eventos con mayor probabilidad de ocurrencia a lo largo del gasoducto están asociados a pequeñas fugas de gas (menores a 0.5 pulgadas de diámetro), sin que impliquen la presencia de incendios y explosiones; mientras que los eventos menos probables estarían asociados a los fenómenos de explosión y a los generados por diámetros mayores a una pulgada. En base a esta información se realizaron las modelaciones correspondientes, los cuales se pueden consultar en los apartados anteriores, sin embargo para este análisis se considero solamente los radios de mayor afectación en caso de un evento de radiación producido por la ruptura total de la tubería de 10 pulgadas de diámetro, y que corresponden a 64 y 91 m considerando un chorro de fuego “jet fire”. Es importante señalar que no se considero el radio de un evento catastrófico por explosión, debido a que por las características del proyecto, solo podría presentarse en caso de terrorismo, sin embargo se tomarán las medidas preventivas como es el monitoreo y celaje del gasoducto para garantizar la seguridad del mismo. La figura 13 se tomo de la Carta 4 del Anexo VI.4 y presenta el mapa de tamaño de localidades respecto al rango de población, donde se observa que existen localidades con poblaciones mayores a 100 personas a lo largo de la trayectoria del gasoducto, por lo que se realizo una revisión más específica sobre fotografías aéreas utilizando la herramienta Google Earth.

Figura 13. Localidades a lo largo de la trayectoria del gasoducto.

En el Anexo VI.5 se encuentra en análisis completo de la sobreposición de los radios de afectación sobre las ortofotos correspondientes a la trayectoria del proyecto. Mientras que en los siguientes puntos se muestra un resumen de los hallazgos mas importantes.


NIVEL 0



1. Se determino que aunque en la figura 13 muestra que el trazo cruza por algunas

localidades con poblaciones mayores a 100 habitantes, No existen localidades que se encuentran en un radio menor o igual a los 64 m de ambos lados del eje del proyecto, Valor determinado de acuerdo al radio máximo de afectación letal por un evento catastrófico (ver Anexo VI.5).

2. Adicionalmente se determino que No existen localidades con más de 100 habitantes que se encuentren en un radio menor o igual a los 91m de ambos lados del eje del proyecto, Valor determinado de a cuerdo al radio de mayor peligro por un evento catastrófico.

3. Finalmente se determino que la localidad más cercana al eje del gasoducto “Proyecto Bicentenario” corresponde al Municipio de Otzolotepec y se denominada La Joya, con 710 habitantes de acuerdo con el censo de 2005 del INEGI y está ubicada a 200 m del km 15+085 de la trayectoria del gasoducto.

4. Se determino que las localidades marcadas en la figura 13 corresponden a pequeños

asentamientos en zonas que originalmente eran agrícolas, por lo que el diseño del ducto considera que en su totalidad el gasoducto será clase 3.

Como parte de las políticas del “Proyecto Bicentenario”, se tiene la prioridad de alejar la trayectoria del gasoducto como mínimo 200 metros de cualquier localidad con más de 100 habitantes con la finalidad de minimizar los riesgos a las personas como al medio ambiente. Adicionalmente a estas medidas se tiene considera un derecho de vía para la protección del gasoducto, así como para facilitar acciones de mantenimiento de 13 metros. En lo que respecta a otro tipo de infraestructura se llevo a cabo la sobreposición de la trayectoria del gasoducto sobre los mapas correspondientes a infraestructura eléctrica, hidráulica, así como de transporte y vialidad En la figura 14 se puede observar que el gasoducto cruza por líneas de conducción eléctrica de la CFE de 400 kv representada en la figura en cuadros azul y negro, por lo que el diseño del ducto considerará los elementos necesarios para el diseño de cruces a fin de evitar alguna posible interacción.

Figura 14. Sobreposición de la trayectoria del gasoducto sobre el Mapa de Infraestructura eléctrica


NIVEL 0



En lo que respecta a infraestructura hidráulica en la figura 15 se muestra la sobreposición del trazo, donde podemos observar que cruza en algunas zonas por el sistema hidráulico Cutzamala y algunos pozos de extracción de agua. Así mismo cruza el emisor Lerma, por lo que se realizarán los estudios correspondientes para el diseño de los cruces y poder minimizar las interacciones con estos sistemas.

Figura 15. Sobreposición de la trayectoria del gasoducto sobre el Mapa de Infraestructura Hidraulica. En lo que corresponde a vialidades, el proyecto considera un cruce con la carretera federal 134, así como cruces en algunos caminos de terracería, carretera libre estatal y algunas brecas y veredas, como se muestra en la figura 16.

Figura 16. Sobreposición de la trayectoria del gasoducto sobre el Mapa de Vialidades. Es importante señalar que para mayor detalle se pueden consultar los anexos VI.4 y VI.5 donde se presentan los mapas utilizados en este apartado, así como el análisis de interacciones de riesgo para el gasoducto.


NIVEL 0



Finalmente en Anexo VI.4b se puede observar los peligros por los que pasa el trazo del gasoducto sobresaliendo principalmente el peligro por zonas susceptibles a inundación y cercano a la interconexión el paso de un oleoducto de PEMEX. Para el peligros de inundación el gasoducto contempla anclajes para evitar la flotabilidad y movimiento de la tubería. Y para las posibles interacciones con otros ductos se realizará un análisis detallado del tipo de cruce a aplicar con la finalidad de minimizar los daños en caso de un evento no deseado (ver anexo V.4.3), además como parte de las actividades del proyecto, se han tenido acercamientos con las distintas dependencias (CFE, SCT, CNA etc.), para obtener los correspondientes permisos para cada cruce. Adicionalmente para cada cruce especial se realizará un análisis de mecánica de suelos para determinar la profundidad a la cual deberá cruzar el gasoducto, definir el tipo de cruce a aplicar, así mismo la clase de la tubería a instalar como se definió en el capítulo II en todo momento será clase 3. Todas estas posibles interacciones, así como especificaciones de diseño, sistemas de protección consideraciones ambientales etc. fueron evaluadas mediante la metodología para determinar el índice de riesgo general del “Gasoducto Bicentenario”, el cual está basado en el “Manual para la Gestión de Riesgos en Ductos” de W. Kent Muhlbauer a continuación se muestra la tabla resumen del análisis que se puede ver en el Anexo VI.6 Determinación del Nivel de riesgo del gasoducto.

Tabla 1. Resultados de la evaluación del ducto.

INDICES VALOR MAXIMO PUNTOS Afectación por Terceras Partes 100 81 Corrosión (IC) 100 86.2 Diseño (ID) 100 76 Operaciones Incorrectas (IOI) 100 97 VALOR TOTAL DE INDICES 400 340.2

Tabla 2. Clasificación de riesgos en base a los índices.

VALOR DE PUNTOS EN INDICES PUNTOS

350-400 Mínima 300-349 Ligera 250-299 Moderada 200-249 Critica

< 200 Máxima Esta clasificación de riesgos toma en cuenta las condiciones de diseño del gasoducto, el medio ambiente en donde se ubica y los aspectos principales en que es operado. Analizando los índices obtenidos para cada uno de los rubros, se observa que las afectaciones por terceras personas y el diseño, son de los aspectos de mayor interés en cuanto a la ejecución de programas y procedimientos para evitar daños al gasoducto. Con base a lo anterior se puede observar que los 340.2 puntos obtenidos en la evaluación establecen que el nivel de riesgo para el “Proyecto Bicentenario” se clasifica como “Riesgo Ligero”; y que los peligros con mayor probabilidad de ocurrencia son los siguientes:


NIVEL 0



Daños a la estructura de la tubería por actividades realizadas por terceras personas. Corrosión de la tubería como producto de fallas generales del sistema de protección

catódica.

VI.5 Recomendaciones técnico – operativas.

Las recomendaciones Técnico-Operativas son las siguientes: Establecer un programa de información en coordinación con las autoridades municipales,

enfocado para dar a conocer a las comunidades involucradas la localización del gasoducto, sus implicaciones y teléfonos de emergencia.

El incorporar dentro de los procedimientos para el celaje del derecho de vía, la inspección detallada de aquellos tramos de tubería que son susceptibles a ser expuestos a nivel de piso por deslaves ocasionados por fuertes lluvias.

La elaboración de un programa para la prevención de accidentes, estableciendo para cada uno de los escenarios más probables, los procedimientos para la atención de emergencias.

VI.5.1 Sistemas de seguridad.

Los sistemas de seguridad con los que contará el gasoducto son los siguientes:

A. Válvulas de seccionamiento. Las válvulas de seccionamiento cumplen una función de corte y aislamiento de un segmento específico del sistema. Las válvulas son controladas y monitoreadas por la UTR (Unidad de Transmisión Remota). La UTR envía esta señal al Sistema SCADA desde donde el operador puede monitorear la posición de la válvula (Cerrado/ Abierto/ Transición/Falla). Cuenta con un sistema de “Cierre por Baja Presión” (Low-pressure Shutdown – LPSD), el cual mantiene un monitoreo constante de la presión de la línea y emite un comando de cierre cuando el valor de presión alcanza el establecido en el punto de ajuste, simulando una fuga. Asimismo, en caso de fuga, la señal de flujo en función del tiempo es enviada al operador de la consola de SCADA quien identificara mediante una alarma el incremento del caudal a través del sistema de medición.

B. Transmisores de Temperatura. Se contará con transmisores de temperatura del tipo electrónico e inteligentes, el sensor es tipo RTD y contará con termopozo. Las señales de estos se integran al igual que los otros transmisores al Computador de Flujo y al RTU.

C. Válvulas de corte Se contará con válvulas de corte con actuador en cada corrida de medición con el fin de que si se requiere cambiar de ramal en operación esto se pueda realizar en forma automática dando la instrucción desde el UTR (Unidad de Transmisión Remota). Dichas válvulas contarán con dos válvulas solenoides y 2 indicadores de posición para abierto y cerrado respectivamente.


NIVEL 0



D. Indicadores de Presión.

También se incluyen indicadores locales tanto de presión y temperatura con el objeto confirmar las condiciones de operación en el sitio.

E. Sistema SCADA

Figura 17. Esquema del sistema SCADA El sistema SCADA controlará el sistema de transporte del gasoducto “Proyecto Bicentenario”, asimismo proporcionará aplicaciones de medición de gas. Como parte de la configuración del sistema, habrá redundancia dual de las terminales maestras CMX y XIS en el Centro de Control Principal. Asimismo, habrá una terminal maestra CMX y XIS en el Centro de Control de Contingencias en configuración de “Respaldo en Frío”. El sistema SCADA de Tejas gas de Toluca consiste primordialmente de telemetría y medición de cuatro Unidades Terminales Remotas Bristol Babcock comunicándose mediante el Protocolo Asíncrono Estándar de Bristol (BSAP).

VI.5.2 MÉTODOS Y PROCEDIMIENTOS DE SEGURIDAD PARA LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE

Los manuales de operación y mantenimiento serán preparados de acuerdo con los códigos aplicables, estándares como API, ASME B31.8, las Leyes y regulaciones mexicanas que se considerarán para el diseño, construcción, operación y mantenimiento del sistema gasoducto “Proyecto Bicentenario”. Estos manuales serán revisados anualmente, modificados y corregidos con base a los principios de ingeniería y experiencia. El conocimiento del trayecto permitirá en el futuro, mejorar las consideraciones y condiciones de operación en el sistema, los avances tecnológicos serán también considerados para su aplicación.

I Emergencias en el gasoducto y estación de regulación y medición de gas natural.

Procedimientos de emergencia serán establecidos para la operación segura del gasoducto y para el total del sistema y/o estación de regulación y medición de gas natural. También para la seguridad e integridad del personal tanto en el sitio de emergencia como en los alrededores y el entorno ecológico, en caso de falla del sistema ó cualquier otra situación de emergencia. Estos procedimientos incluirán:


NIVEL 0



a. Procedimientos de notificación.

Para movilización de personal que tenga instrucción directa y maneje las situaciones de emergencia. Esto incluirá notificación al personal adecuado de la compañía y a las autoridades locales (si procede) como protección civil, policía, bomberos, hospitales, etc.

b. Guías de seguridad para el personal.

Aquí se incluirán procedimientos para asegurar el sitio de la emergencia y evacuación, procedimientos para la estación de gas y otros lugares de trabajo ó comunidades cercanas.

c. Procedimientos de identificación y aislamiento. Para identificar el origen del peligro, aislar la zona lo más pronto posible y minimizar los daños lo más que se pueda.

d. Procedimientos de restauración y reparación.

Para ofrecer una guía en la agilización de las reparaciones de las instalaciones, así como los servicios de orden crítico que deberán ser reparados con prioridad, y/o la restitución del entorno que requiera reparación con la mayor rapidez.

e. Responsabilidad con el gasoducto de interconexión o tuberías adyacentes

Procedimientos que serán establecidos en conjunto con propietarios de otras tuberías adyacentes, donde se encuentre la interconexión de nuestro gasoducto de transporte, para aislarlos del peligro y/o para mantenerlo en servicio en caso de una emergencia.

II PREVENCIÓN Y CONTROL DE LA CONTAMINACIÓN. Medidas de control y prevención de la contaminación serán establecidas para minimizar el efecto de la operación del sistema de transporte de gas natural sobre el medio ambiente. Estas medidas estarán sujetas a la normatividad de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) y demás requerimientos de las leyes y regulaciones mexicanas. Temas de consideración en estos procedimientos incluirán lo siguiente:

Contención de derrames y fugas. Manejo y disposición de substancias tóxicas. Vegetación. Contaminación por ruido. Peces y vida salvaje. Salud Pública. Otras de ser necesario.

III DETECCIÓN DE FUGAS.


NIVEL 0



Sistemas computarizados serán instalados para detección de fugas mayores ó rupturas de la tubería, cuando esto ocurra, los operadores tomarán las medidas necesarias para la corrección inmediata del problema. Procedimientos que serán incluidos en el manual informarán el método de detección por medio de exposímetro, donde personal calificado efectuará recorridos frecuentes sobre el derecho de vía, siguiendo la trayectoria del gasoducto y usando el equipo de detección, estos procedimientos deberán tener lo siguiente en consideración:

Áreas de densa población deberán ser inspeccionadas con mayor frecuencia (una vez

al año) Caminos más frecuentados, cruzamientos y válvulas serán inspeccionadas en forma

regular (una vez al año) Las estaciones de medición y regulación serán detectadas con mayor frecuencia

(máximo al año, ó antes de ser posible) Otras áreas urbanas y no pobladas podrán ser inspeccionadas con menor frecuencia

(cada tres años)

IV IDENTIFICACIÓN DE INSTALACIONES Y ACCESORIOS. Procedimientos de diseño y adecuación de simbología y señalización que permitan identificar y localizar la tubería, serán implementados con la finalidad de reducir la probabilidad de siniestro ó daños ocasionados por terceros a las instalaciones del sistema de transporte. Estos procedimientos considerarán lo siguiente:

a. Diseño de letreros de señalización Aquí se tomará en cuenta el incluir toda la información pertinente que tenga relación con números telefónicos de emergencia, autoridades ó áreas a quién informar, enunciados indicando la presencia de tubería de alta presión enterrada para evitar excavaciones y alguna otra información relacionada a la seguridad, identificación, información de la presencia de tubería de presión y su localización.

b. Localización de letreros y anuncios. Los avisos serán colocados a lo largo de la trayectoria del sistema de transporte, sobre el derecho de vía y lo más visible que sea posible, considerando las zonas estratégicas conforme a continuación se indica:

Caminos, carreteras y cruzamientos del derecho de vía. Corredores de servicio. Zonas de urbanización probable. Actividades de construcción. Sistemas de drenaje. Sistemas de irrigación. Cruzamiento de mantos acuíferos. Cruzamientos aéreos. Otros de ser necesario.


NIVEL 0



c. Montaje de anuncios y letreros.

Los postes y señales serán inspeccionados periódicamente proporcionándoles el debido mantenimiento a fin de que sean siempre visibles y legibles, debiendo localizarse conforme a lo establecido en el diseño de colocación.

V INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DEL DERECHO DE VÍA

a. Patrullaje del derecho de vía de la tubería.

El derecho de vía de la tubería será recorrido periódicamente para la observación de condiciones anormales de su superficie y terrenos adyacentes, indicios de fugas, actividades de construcciones propias y ajenas en la zona, y otras condiciones que pudiesen afectar la operación y seguridad del sistema, con los reportes se podrán tomar las medidas que se consideren necesarias. Se tendrá atención particular sobre lo siguiente:

Actividades de construcción. Operaciones de riesgo en la zona. Erosión del terreno. Actividad sísmica. Cruzamientos con vías de comunicación y cuerpos de agua.

La frecuencia de patrullaje será determinada considerando los siguientes factores:

Presión de operación Dimensiones de las tuberías Densidad de población Características del terreno Clima

b. Control de la vegetación

Serán provistos procedimientos acordes a lo que permita tranquilidad, para controlar la vegetación en el derecho de vía. Esto incluirá todo lo relacionado a mantenimiento de la resistividad del terreno y verificación de que exista clara visibilidad desde el aire y tierra del derecho de vía y trayectoria del gasoducto, así como la facilidad de acceso para las cuadrillas de mantenimiento y control de la vegetación.

c. Control de la erosión

Las técnicas de control de la erosión son muy variadas y van de acuerdo a las características geológicas y vegetación de la zona. Leyes y regulaciones del medio ambiente son también factores a considerarse. Los procedimientos deberán proveer guías al personal para aplicar el control de la erosión y técnicas de reparación del terreno.


NIVEL 0



d. Mantenimiento de cruzamientos

Serán provistas instrucciones de inspección y mantenimiento de los cruzamientos de la tubería con:

Servicios municipales.

Se proporcionará atención inmediata a fin de eliminar interferencias con líneas eléctricas, agua, drenaje ó de cualquier otra índole.

Otras tuberías y conductores de energía y de telefonía. Las interferencias entre el sistema de protección catódica y otras tuberías y cables deberán revisarse periódicamente para asegurar la efectividad y correcto funcionamiento del sistema de protección catódica.

e. Caminos y veredas. Cruzamientos profundos.

En este aspecto, se pondrá especial interés en la inspección periódica para verificar que el terreno se encuentre en condiciones óptimas, evitando la acumulación de residuos de cualquier índole y cualquier otra situación que pudiese afectar la integridad y seguridad de la tubería del cruzamiento.

Cruzamientos temporales.

Cuando se requiera cruzamientos temporales de las líneas de transporte, se deberá proteger la tubería de posibles daños por el paso de vehículos pesados que la crucen. Instrucciones y procedimientos serán proporcionados para el diseño de protecciones para los diferentes tipos de cruzamientos temporales.

VI SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA.

Serán descritos procedimientos para cubrir los requerimientos de operación y mantenimiento de la corriente impresa y de los ánodos de sacrificio del sistema de protección catódica. Esto incluirá:

a. Monitoreo del control de la corrosión

Se llevará a cabo un monitoreo a fin de conocer el funcionamiento del sistema de protección catódica implementado; su operación, así como el suministro apropiado de corriente impresa del mismo, se observará y reportará también el estado físico de los ánodos de sacrificio, la operación de los accesorios como el rectificador, diodos y ligas de interferencia. Así mismo se monitorearán las fallas que pudiesen representar detrimento ó poca eficiencia de la protección estructural del sistema y accesorios como son las juntas aislantes en bridas y tubería, juntas de continuidad y conexiones aisladas, así como cualquier otra falla que pueda ocasionar una deficiencia en la operación del sistema.

b. Bitácoras de control de corrosión.

Se llevarán bitácoras por el supervisor para informar de las inspecciones realizadas al sistema de protección catódica y se implementará un programa de control de la corrosión a fin de mantener el sistema operando durante la vida útil del gasoducto. Las bitácoras podrán ser utilizadas para futuras referencias y evaluaciones de ingeniería.


NIVEL 0



VII OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA TUBERÍA.

Las instrucciones y los procedimientos detallados serán descritos en los manuales respectivos para tener la seguridad de una eficiente operación del gasoducto y contar también con instrucciones claras de mantenimiento y reparación de la tubería y sus accesorios. Las instrucciones y procedimientos incluirán también:

a. Presiones de operación del sistema.

Se incluirá una tabla indicando las máximas presiones de operación permisibles para el sistema, así como del gasoducto de interconexión y de otros ductos adyacentes, indicando sus referencias de operación.

b. Localización y señalamientos de la tubería

Procedimientos para la identificación del ducto bajo tierra serán descritos para un eficiente mantenimiento y determinar en su caso, la responsabilidad de terceros que desempeñen funciones de construcción en las cercanías del sistema de transporte de gas natural. Informaciones técnicas adicionales también se incluirán con el fin de que se utilicen equipos de alta tecnología en la localización del ducto y sus accesorios.

c. Programa de concientización al público.

Se implementará un programa con los procedimientos para capacitar a los propietarios de tierras cercanas al sistema y comunidades próximas, sobre las precauciones que se deben tener en las cercanías de la tubería de alta presión en caso de requerir el desarrollo de trabajos ó construcción en la zona.

d. Excavaciones cercanas al gasoducto.

En caso de tener la necesidad de llevar a cabo excavaciones cercanas a la tubería del gasoducto con equipo mecánico, se requiere extremar las precauciones, recurriendo a los manuales respectivos a fin de conocer los procedimientos a detalle, con el fin de guiar al personal en los procesos de excavación bajo diferentes condiciones.

e. Máxima presión de operación en reparaciones.

La reparación de la tubería en condiciones de operación a máxima presión, no es siempre segura y depende de la situación particular del momento. Las instrucciones y procedimientos al respecto serán proporcionados al personal para guía en la evaluación del desarrollo de la ingeniería. Deben considerarse diferentes factores previamente a la aprobación y desarrollo del procedimiento a seguir. Estos factores serán resaltados en los procedimientos y algunos ejemplos son los siguientes:

Tipos de reparación (fugas, corrosión y otros) Datos históricos del sistema Facilidades de acceso


NIVEL 0



f. Reparaciones de la tubería.

Las tuberías suelen presentar diferentes tipos de defectos como corrosión, abolladuras, aplastamientos, mellas, etc. Estos pueden presentarse con diferentes grados de daño. La técnica de reparación puede diferir de una a otra y esto depende del tipo y severidad del daño o defecto y las características del entorno.

Se proporcionarán procedimientos que usen técnicas ya probadas, con tecnología de punta e instrucciones paso a paso para la reparación de defectos tales como:

Reparación con arco incandescente Reparación de abolladuras Reparación de fugas Reparación de la protección anticorrosiva Reparación de puntos de corrosión

Se indicarán las instrucciones que se deben de seguir a fin de asegurar que el sitio del trabajo se encuentre libre de gas y se pueda trabajar con seguridad.

g. Operación y mantenimiento de válvulas

Se establecerán los procedimientos que indiquen los trabajos y frecuencia para efectuar el mantenimiento de las diferentes válvulas utilizadas en el sistema. Las instrucciones y procedimientos para soldar se incluyen en el manual respectivo el cual contempla los siguientes tópicos:

Tipo de material del tubo a soldar Condiciones de flujo del gas (presión) Temperatura Métodos de calificación de soldadores Inspección y pruebas

h. Puesta en operación

Es importante asegurar que el sistema de transporte sea puesto en servicio de manera segura, para la protección del sistema y del personal. Los procedimientos incluirán lo siguiente:

Tiempo requerido de purga.

Se deberá considerar el diámetro y la longitud de la tubería que se pondrá en operación para calcular el tiempo necesario de purga. Esto asegurará que no existe una mezcla peligrosa en el ambiente al combinar gas con aire.

Contenido de humedad.

El contenido de humedad en el gas deberá ser monitoreado durante el proceso de purga para asegurar que el límite permisible no se encuentra excedido.


NIVEL 0



VIII PROCEDIMIENTOS ESPECIALES

a. Telecomunicaciones

El gasoducto será controlado y monitoreado por medio de un sistema de telecomunicaciones el cual proveerá comunicación de los datos entre el punto de recepción e interconexión. El sistema de telecomunicaciones tendrá suficiente respaldo y capacidad de almacenaje para asegurar la correcta operación del sistema bajo cualquier situación de operación. La comunicación de datos enlazará al personal de operación para responder de manera efectiva a cualquier plan de emergencia ó situación que pudiesen presentarse. IX PLAN INTEGRAL DE SEGURIDAD.

La prioridad del plan integral de seguridad del gasoducto de acceso abierto, es la seguridad para las personas, el entorno y todos los bienes materiales y equipos. Algunos componentes específicos del plan son:

Un sistema de detección de fugas en toda la trayectoria del sistema de transporte. El análisis de riesgos, incluye los métodos implementados para minimizarlos Planes de contingencia.

a. Programa de monitoreo de fugas.

Se implementará un procedimiento de inspección de fugas en todo el sistema conforme a ASME B31.8 y a las normas oficiales mexicanas aplicables. El monitoreo y detección de fugas incluirá también la verificación del funcionamiento correcto del sistema de protección catódica.

b. Análisis de riesgos

Condiciones especiales de riesgo en la trayectoria del ducto han sido identificadas y consideradas en el diseño del sistema, este incluye; cruzamientos de caminos, proximidad a líneas de transmisión eléctrica de alta tensión y las propias de la estación de regulación y medición.

c. Condiciones ambientales.

El análisis de riesgos ha puesto especial interés en determinar la frecuencia e intensidad de fenómenos naturales, tales como actividad sísmica y fenómenos meteorológicos en el curso de la trayectoria del gasoducto.

Las características físicas del terreno son también de suma importancia, en ellas se incluyen; su resistividad, la localización del nivel freático y condiciones propias como son su geología.

d. Manual de normas operativas de gas.

Índices Introducción / administración Operaciones


NIVEL 0



Control de Presión/Regulación Medición Control de Corrosión Estudios de Fugas y Monitoreo de Tubería Construcción Diseño / especificaciones de Materiales Fusión y Conexiones Mecánicas Ajustes de Medidores y Servicios Reparación de Gasoductos/ Mantenimiento Ecología

e. Procedimientos de seguridad

Incluirá procedimientos específicos para contingencias a ser utilizados en el Gasoducto “Proyecto Bicentenario” basados en políticas y procedimientos de los estándares que para peligros geológicos el proyecto prevee. Se trabajará en forma conjunta con autoridades federales y locales para adaptar los procedimientos de emergencia con el fin de que éstos cumplan con las necesidades específicas del Gasoducto “Proyecto Bicentenario”. En su momento, la versión final de los procedimientos de emergencia será presentada ante la CRE y ante las autoridades federales y locales que se vean influenciadas por las actividades del Gasoducto “Proyecto Bicentenario”.

f. Métodos y Procedimientos de Emergencia.

PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA.

1. Resumen de Plan de Emergencia.

2. Números Telefónicos de Emergencia. Números Telefonicos de Control de Operación.

Números Telefónicos de Funcionarios y Personal de Campo. 3. Plan de Procedimientos para Emergencias Locales. Procedimientos de Cierre por Emergencia. Rutas de Evacuación. 4. Procedimientos de Emergencia.

Procedimientos de emergencia en caso de Explosión que Involucre o se Encuentre Cerca de una Instalación del Gasoducto. Procedimientos de emergencia para Incendios que Involucren o se encuentren cerca de una Instalación del Gasoducto

5. Investigaciones. Investigaciones sobre Fugas de Olor o Humeantes en las instalaciones del Usuario.


NIVEL 0



PROCEDIMIENTO DE EMERGENCIA 1. RESUMEN DEL PLAN DE EMERGENCIA. OBJETO El objeto del presente manual es señalar las políticas y procedimientos de seguridad básicos que serán seguidos por el personal de “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” en el supuesto de un suceso que ponga en peligro la integridad o seguridad del gasoducto, a los empleados de “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.”, o a la salud, vida o propiedad de terceros. En particular, este manual:

Aporta los parámetros para un plan de acción a ser tomado en el supuesto de que las instalaciones fallen o existan otras emergencias.

Proporciona lineamientos para implementar el plan en caso de ocurrir una emergencia y

Establece programas sobre emergencias de gas para educar a clientes y al público en general.

Este manual intenta abordar los procedimientos generales necesarios durante una emergencia. Es enunciativo más no limitativo y no reemplaza al principio de “buen criterio”. OBJETIVOS GENERALES Educación/Entrenamiento

Coordinación con Funcionarios Públicos – “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” contactará a los funcionarios públicos encargados de la seguridad dentro del área cercana al paso del gasoducto de “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.”, al menos una véz al año.

Sectores Públicos y Privados – “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” trabajará para educar a los sectores públicos y privados cercanos al paso del gasoducto en relación a la seguridad en torno al gas y a una segura evacuación.

Entrenamiento de Personal – “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” entrenará a personal seleccionado que pueda responder apropiadamente a una emergencia. “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” también revisará los contenidos del plan de emergencia local con los empleados en forma anual, y cuando alguna operación cambie y requiera de un nuevo o mejorado plan de emergencia local.

Comunicaciones

Una persona de contacto estará disponible en todo momento. “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” creará una red de comunicación abierta con

las autoridades competentes y otras agencias que puedan estar afectadas por el gasoducto.


NIVEL 0



ELEMENTOS BASICOS DEL PLAN.

El plan incluirá:

Lineamientos operacionales para los operadores de las instalaciones con el fin de dar seguimiento en caso de pérdida de la comunicación.

Un programa de educación continuo que permita a los clientes, al público, a las organizaciones gubernamentales y a las personas encargadas de las actividades relacionadas con las excavaciones a reconocer y reportar una emergencia del gasoducto a los funcionarios apropiados.

Un procedimiento para recibir, identificar y responder rápidamente a los avisos de actos que requieran respuesta inmediata.

Medios adecuados de comunicación con los bomberos, policías y otros funcionarios públicos para los siguientes fines: a) aprender las responsabilidades y recursos de cada entidad gubernamental que

pueda responder a una emergencia en el gasoducto. b) familiarizar a los funcionarios apropiados con las aptitudes de la sociedad para

responder a las emergencias del gasoducto c) Identificar los tipos de emergencias del gasoducto en los que los funcionarios

públicos puedan ayudar recíprocamente para minimizar el peligro a la vida y propiedad.

d) contactar funcionaios públicos en forma anual para informarles y comentar los siguientes asuntos:

i. puesto y nombre del funcionario respectivo. ii. números telefónicos donde los funcionarios puedan ser localizados. iii. aptitudes de respuestas a emergencias por parte de los empleados de “Tejas

Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” y cada uno de los grupos públicos de servicios.

iv. contar con un folleto denominado “PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIAS PARA CONTROLAR LAS FUGAS DE GAS NATURAL” y constatar que cada funcionario tenga una copia del mismo a su disposición.

v. las obligaciones y responsabilidades que cada grupo debe desempeñar (cuando sea benéfico, mostrar a los funcionarios las instalaciones y describir cómo los procedimientos de emergencia son puestos en marcha)

“Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” será responsable de:

Obtener y mantener la ayuda de emergencia necesaria para cada instalación (llaves, luz, extintores, listas de llamadas de emergencia, equipo, herramienta y materiales).

Establecer la ubicación y operación de todas las llaves de las válvulas, reguladores y medidores con el fin de cerrarlos o reducir la presión en cualquier división del gasoducto o estación de compresión.

Establecer un plan para poner en marcha un centro de operaciones para manejar los sistemas de comunicaciones el cual incluirá los siguientes elementos:

a) Establecer un centro de operaciones y comunicaciones como una instalación de emergencia en un vehículo de la sociedad con un teléfono portátil. Al llevar a cabo lo anterior, se asegura la coordinación de esfuerzos entre el campo de operaciones y control de operaciones y las oficinas centrales. Adicionalmente, unidades de radio/telefonía en campo pueden ser desplegadas conforme a las necesidades concretas para garantizar una comunicación constante.

b) Establecer un sistema de comunicaciones con las autoridades competentes, los bomberos, la policía y otros funcionarios públicos que


NIVEL 0



puedan acudir al sitio, e informarles sobre las condiciones imperantes y como las mismas pueden cnsiderarse en el plan de respuesta a emergencias.

c) Identficar los funcionarios en cada escalafón del gobierno, por ejemplo, autoridades con fuerza pública, estación de bomberos, asistencia médica, etc; quién será la persona para esa agencia, y establecer un medio de comunicación directo con cada interlocutor. Esto puede abarcar cualquiera de lo siguiente: o descubrimiento y ubicación de una fuja de gas. o áreas peligrosas que deben ser evacuadas. o descubrimiento de fuego o una potencialidad de fuego. o reporte de progreso general que pueda afectar el uso de su personal. o establecer procedimientos para establecer el sistema de manera

segura. o implementar procedimientos de reporte lo antes posible una vez que la

emergencia haya sido controlada.

2. NÚMEROS TELEFONICOS DE EMERGENCIA

Tabla 25. Números telefónicos de emergencia del ESTADO DE MEXICO.

GOBERNADOR DEL ESTADO DE MEXICO

LIC. ENRIQUE PEÑA NIETO

AV. LERDO DE TEJADA 300 PUERTA 216, COL. CENTRO C.P. 5000

01(722) 276-0051

DIRECCION ESTATAL DE PROTECCION CIVIL COMANDANCIA ESTADO DE MEXICO

DIRECTOR LIC. LUIS ALBERTO RIVERA LÓPEZ

JUAREZ NORTE #206 1er PISO COL. CENTRO ESQ. LERDO DE TEJADA TOLUCA, EDOMEX, C.P. 50000

01 (722) 213-2886 01 (722) 214-2692 01 (722) 213-1748

SECRETARIA DE GOBIERNO ESTADO DE MEXICO

ING. MANUEL CADENA MORELOS

AV. LERDO DE TEJADA 300 PUERTA 216, COL. CENTRO C.P. 5000

01(722) 276-0062

SEMARNAT EDOMEX

DELEGADO LIC. GUSTAVO RESENDIZ SERRANO DELEGADO *LIC. DAVID HERNÁNDEZ KARIM SUBDELEGADO DE MEDIO AMBIENTE C. P. MIGUEL ANGEL HERNANDEZ

CONJUNTO SEDAGRO EDIF. C-1 EX-RANCHO SAN LORENZO. C.P. 52140, METEPEC, EDOMEX. IDEM

01(722) 276-7801 DIRECTO 01(722) 276-7802 01(722) 276-7803* 01(722) 276-7804* 01(722) 276-7820 fax 01(722) 276-7806 01(722) 276-7835


NIVEL 0



PROFEPA EDOMEX

DELEGADO CUAHTEMOC LOPEZ SANCHEZ COELLO BIOLOGO IGNACIO MILLAN TOVAR SUBDELEGADO VERIFICACION INDUSTRIAL Y RECURSOS NATURALES

LEANDRO VALLE # 303 1er PISO ESQ. INDEPENDENCIA COLONIA DOCTORES, TOLUCA, ESTADO DE MEXICO. IDEM

01(722) 214-4515 01(722) 214-4475 01(722) 214-5811 Fax 01(722) 214-4515 01(722) 214-4475 01(722) 214-5811 Fax

COMISION NACIONAL DEL AGUA EDOMEX.

GERENTE ESTATAL ING. EDUARDO AZUARA SALAS

CARRETERA METEPEC, SAN MATEO ATENCO KM 3.5 C.P. 52140

07(722) 271-1052 07(722) 271-1053 07(722) 271-1237 FAX

TELMEX

NO PROPORCIONAN NOMBRES

AV. TOLLOCAN ESQ.

01(722)277-8012 01(722)270-1163

SECRETARIA DE COMUNICACIONES Y TRANSPORTES EDOMEX FEDERAL

SECRETARIO LIC. GUILLERMO CANO GARDUÑO

PASEO VICENTE GUERRERO NO. 485 2do. PISO

(722) 213-3980 213-3154 215-9752

3. PLAN DE PROCEDIMIENTOS PARA EMERGENCIAS LOCALES

“Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” utilizará el cuadro descrito a continuación para analizar y preparar cualquier emergencia local.

RUTAS DE EVACUACIÓN

Se insertarán las rutas de evacuación en las estaciones de campo, principales accesos, etc.

RESTABLECIMIENTO DEL SERVICIO UNA VEZ QUE SE HAYAN HECHO LAS REPARACIONES CORRESPONDIENTES. Una vez llevadas a cabo las reparaciones a satisfacción de los analistas, éstos removerán los detectores de apagado por seguridad, reconectarán los medidores si hubiesen sido desconectados, pondrán los medidores en servicio, conducirán un chequeo de fugas y si se obtiene una prueba positiva, instruirán a los usuarios para que se preparen para el reinicio del servicio de gas.


NIVEL 0



4. PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA.

EXPLOSIONES.

PROCEDIMENTOS DE EMERGENCIA EN CASO DE EXPLOSIÓN QUE INVOLUCRE O SE ENCUENTRE CERCA DE UNA INSTALACIÓN DEL GASODUCTO.

Objetivo

El objetivo es establecer el procedimiento a seguir en caso de presentarse alguna explosión que involucre a cualquiera de las instalaciones del gasoducto o que se produzca cerca de las mismas.

Responsabilidad

La responsabilidad de iniciar el presente procedimiento es del supervisor que se encuentre a cargo de las operaciones al momento de ocurrir la emergencia.

Procedimiento en caso de explosión que involucre instalaciones del gasoducto

a) Iniciar los procedimientos de emergencia para cortar y aislar la instalación, en caso

de condiciones de alerta. b) Verificar posibles lesiones del personal y administrar primeros auxilios (CPR) en

caso de ser necesario. c) Notificar al supervisor inmediato. d) El supervisor a cargo tendrá que contactar los vehículos de emergencia que se

requieran y notificar a Control de Operaciones cualquier acción tomada que pueda afectar el flujo y presión del gas.

e) Coordinar con las autoridades locales conforme se requiera. Procedimiento en caso de explosión cercana al gasoducto

a) Inspeccionar inmediatamente el área a efecto de detectar daños y tomar las

acciones que sean necesarias. b) En caso de existir algún daño que requiera acción de emergencia, se deberán

seguir los pasos señalados en el “PROCEDIMIENTO EN CASO DE EXPLOSIÓN QUE INVOLUCRE INSTALACIONES DEL GASODUCTO” indicado anteriormente.

c) Notificar a las autoridades locales. Nota importante: Debido a que el metano es un agente reductor, combinado con poderosos oxidantes puede presentar violentas explosiones. Estos oxidantes no son de fácil acceso y necesitan condiciones específicas para que se lleve a cabo una explosión. No existe una razón para determinar que este tipo de sustancias se encuentren cerca del ducto y mucho menos para generar una explosión. Este gas no reacciona ni con el aire ni con el agua. Además de que la densidad del gas natural es mucho menor que la del aire, en caso de existir una fuga, éste subiría a las capas superiores de la atmósfera, por lo que no se formaría una nube explosiva en los alrededores del ducto.


NIVEL 0



INCENDIOS

PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA PARA INCENDIOS QUE INVOLUCREN O SE ENCUENTREN CERCA DE UNA INSTALACIÓN DEL GASODUCTO.

Objetivo

Establece Procedimientos de Operación para ser usados cuando se localice un incendio cercano o que involucre directamente a cualquiera de las instalaciones del gasoducto.

Responsabilidad

La responsabilidad de las acciones que se tomen conforme al presente procedimiento es del supervisor local que se encuentre a cargo de las operaciones al momento de ocurrir la emergencia. Procedimiento en caso de incendio que involucre instalaciones del gasoducto

Incendios en etapas iniciales no provenientes de gas-combustible

a) Extinguir con los extintores portátiles.

Incendios provenientes de gas-combustible

a) Controlar a través del cierre de las válvulas que correspondan para eliminar la

fuente del combustible. b) En caso de que las condiciones lo permitan, activar los procedimientos de cierre

de emergencia a efecto de cortar el abastecimiento de gas. c) Contactar al supervisor local en turno. d) El supervisor tendrá que contactar a los vehículos de emergencia para control

de incendios, lesiones y control de tráfico conforme se requiera. e) El supervisor tendrá que contactar a Control de Operaciones y a su supervisor

inmediato, a efecto de informarles acerca del incendio y de las acciones tomadas.

Procedimiento en caso de incendio cercano al gasoducto

En caso de que el incendio sea cercano, pero no involucre directamente instalaciones del gasoducto:

a) Solicitar asistencia del personal de la empresa y del departamento de bomberos

más cercano conforme se requiera.

b) Tomar todas las acciones posibles a efecto de evitar que el incendio se extienda.


NIVEL 0



5. INVESTIGACIONES

FUGAS

INVESTIGACIONES SOBRE FUGAS OLORAS O FUMAROLAS EN LAS INSTALACIONES DEL USUARIO.

Objetivo

El objetivo de este procedimiento es establecer las practicas aceptadas por “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” para la investigación de fugas, olores o humos reportadas por los usuarios o terceros. “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” realizará una investigación de los reportes de los clientes cuando así lo requieran o cuando por cualquier razón, un empleado de la empresa sospeche que existe una fuga.

Responsabilidad

La responsabilidad de la investigación es del supervior que se encuentre a cargo del lugar al que se refiera el reporte del cliente. Cualquier empleado que reciba un requerimiento para una investigación por parte de algún cliente o se entere del reporte de un cliente sobre una fuga, deberá contactar inmediatamente a la oficina del gasoducto para que el supervisor a cargo pueda estar en contacto con el investigador y apoye la investigación. Cuando se recibe una llamada Cuando se reciba una llamada de queja, completar la forma “Notificación Inicial y Clasificación del Evento”. El supervisor a cargo tomará acción inmediata para asegurar que un investigador de “Tejas Gas de Toluca S. de R.L. de C.V.” que cuente con el equipo de medición adecuado, llegue al lugar indicado por el cliente tan pronto como sea posible. El supervisor también será responsable de asegurarse que el investigador haya sido enterado de todos los hechos conocidos que se relacionen con la llamada de queja y del reporte de las condiciones que prevalecen en el lugar.

El Papel del Investigador

El investigador acudirá inmediatamente al lugar señalado por el cliente y tomará las acciones pertinentes basado en la información que se le haya proporcionado y en las condiciones prevalecientes que haya encontrado a su llegada. Procedimiento de Investigación – Corte inmediato del servicio

Procedimiento de investigación cuando las condiciones prevalecientes advierten el cierre inmediato del servicio:

En caso de que las condiciones prevalecientes adviertan el cierre inmediato del

servicio para proteger la integridad de las personas o de las propiedades, el investigador deberá hacerlo tan pronto como sea posible.

En caso de que el cliente se encuentre presente, el investigador se identificará como tal e informará al cliente sobre las medidas tomadas y las que deban tomarse en el futuro.

En caso de que el cliente no se encuentre presente, el investigador intentará localizarlo . En caso de que no lo consiga, deberá colocar una señal de precaución adecuada en


NIVEL 0



el punto de cierre y en la entrada de la estructura. Adicionalmente, se deberá tomar una de las siguientes medidas:

Colocar algún instrumento de seguridad u otros medios diseñados para prevenir la apertura de la válvula por personas no autorizadas (La válvula debe estar cerrada para prevenir el flujo de gas).

Instalar un mecanismo de detección en la línea de servicio o en el medidor para prevenir el flujo de gas.

Desconectar físicamente el ducto del cliente del ducto de suministro de gas así como las aperturas finales.

Continuar con los esfuerzos para localizar al cliente. Una vez contactado el cliente, el investigador deberá identificarse, informar al cliente sobre las acciones tomadas así como del plan de acción a futuro. El investigador siempre deberá explicar que la acción tomada fue por razones de seguridad e interés general.

VI.5.2 MEDIDAS PREVENTIVAS. Equipo de protección personal Todos los empleados y visitantes deben vestir ropa adecuada y equipo de protección personal (EPP). El EPP debe satisfacer las normas establecidas por grupos gubernamentales y/o industriales de reconocido prestigio. Los empleados son responsables del mantenimiento y cuidado de su EPP. Ropa de trabajo La ropa de trabajo adecuada puede variar según la actividad y localización. Lineamientos generales

Los empleados deben vestirse apropiadamente en todo momento. No se debe usar ropa suelta, corbatas ni alhajas sueltas cuando se esté trabajando alrededor de maquinaria en movimiento. La ropa que haya sido contaminada por un material potencialmente peligroso (inflamable o

tóxico) se debe retirar tan pronto como sea posible y no se debe volver a usar hasta que la ropa haya sido lavada.

El cabello demasiado largo que represente un peligro potencial al trabajar alrededor de maquinaria en movimiento o de herramientas y equipos rotatorias se debe asegurar. No se permitirán cortes de pelo que hagan imposible colocarse un casco de seguridad adecuadamente.

El vello facial que pueda representar un peligro potencial mientras se trabaja alrededor de maquinaria en movimiento o rotatoria no se permitirá.


NIVEL 0



Ropa retardadora del fuego

Cuando se le entregue a los empleados la ropa retardadora del fuego, se deberá usar en todo momento durante la realización de sus tareas en lugares en donde se requiera este tipo de ropa.

La ropa retardadora del fuego se debe usar de la manera adecuada (las mangas

desenrolladas, todos los botones asegurados y las cremalleras cerradas). Protección para los ojos y la cara Todo el personal (incluyendo visitas) deberá usar protección apropiada para los ojos todas las veces que realice trabajos con potencial peligro para los ojos. La mínima protección a usar para cubrir los ojos, deberá ser lentes de seguridad firmemente colocados. Los requerimientos de la protección ocular los define el código ANSI Z87- 1989, o la última edición) “protección para los ojos y cara”. Lineamientos generales La protección para los ojos la deben usar aquellos empleados cuyas tareas indiquen la necesidad de esa protección. El supervisor debe determinar si la exposición del empleado requiere la protección para los ojos. Cuando así se requiera, la Compañía debe entregar lentes de seguridad, con o sin graduación con protecciones laterales. Los lentes de contacto no proporcionan protección a los ojos. Por el contrario, con ellos aumenta la necesidad de contar con protección para los ojos ya que pequeñas partículas extrañas pueden quedar atrapadas por detrás de los lentes y dañar la córnea. Por otro lado, los productos químicos derramados en los ojos pueden concentrarse debajo de los lentes y evitar el lavado a presión adecuado de los ojos. Los usuarios de lentes de contacto deben informar a su supervisor y a sus compañeros de trabajo acerca de su uso. Los lentes blandos y los lentes permeables al gas son los únicos tipos aprobados para utilizarse cuando se está empleando un respirador. Sólo aquellos empleados que se sientan a gusto usando lentes de contacto en los ambientes de rutina los deben usar al mismo tiempo que la protección para el sistema respiratorio. Gafas de protección, Requisitos:

Las gafas de protección contra impactos se deben utilizar durante aquellas actividades que produzcan objetos o partículas volátiles o que se desprenden, tales como, pero sin limitarse a, operaciones de desbastado, raspado, pulido, esmerilado y martillado.

Se deben usar gafas de protección contra salpicaduras de productos químicos y caretas cuando se manejen productos químicos líquidos o sólidos potencialmente peligrosos o durante cualquier otra operación en que los ojos puedan quedar expuestos a los productos químicos potencialmente peligrosos ya sea en forma líquida o sólida.

Las gafas de protección también se necesitan en áreas que incluyen, pero no se limitan a los siguientes peligros:

o Peligros potenciales por el polvo. o Uso de aire comprimido para limpiar o sopletear residuos. o Aplicación de alquitrán de hulla o de capas de asfalto. o Trabajar en tuberías, reguladores, recipientes, etc. donde el gas, aire, fluidos o

arena pueden quedar atrapados bajo presión. o Corte y empalme de cables metálicos.


NIVEL 0



o Operaciones en las que se puede presentar el riesgo al rociar aceites o productos químicos calientes.

o Lentes Ahumados La soldadura con arco requiere el uso de casco de soldadura equipado con lentes ahumados adecuados. Use la siguiente tabla para seleccionar el lente ahumado más adecuado para soldar:

Tabla 26. Graduación mínima para lente ahumado durante soldaduras.

Operación de soldadura Graduación mínima sugerida

para el ahumado Soldadura con arco metálico cubierto, con

electrodos de hasta 5/32” 10

Soldadura con arco metálico cubierto con electrodos de entre 3/16” y ¼”

12

Soldadura con arco metálico cubierto, con electrodos de más de ¼”

14

Soldadura con arco metálico en gas inerte (no ferroso)

11

Soldadura con arco metálico en gas inerte (ferroso)

12

Soldadura con arco de tungsteno en gas inerte 12 Soldadura con hidrógeno atómico 12

Soldadura con arco de carbón 14 Soldadura de bronce con soplete 3 ó 4

Corte ligero, hasta 1” 3 ó 4 Corte mediano, de 1” a 6” 4 ó 5 Corte grueso, más de 6” 5 ó 6

Soldadura con gas (ligera), hasta 1/8” 4 ó 5 Soldadura con gas (mediana), 1/8” a ½” 5 ó 6

Soldadura con gas (pesada), mayor de ½” 6 u 8 Capuchas para devastado abrasivo con chorro de arena El desbastado abrasivo con chorro de arena requiere una capucha diseñada específicamente para este propósito, con protección adecuada para los ojos y la cara y con ventilación forzada para el operador, así como con respiradores con aire purificado para otros que puedan estar expuestos. Protección para la cabeza Los empleados deben usar cascos de protección (que cumplan la norma ANSI Z89.1), así como los visitantes y empleados de contratistas en todas las áreas de trabajo excepto en áreas designadas, oficinas, o cuando un empleado viaje en un vehículo cerrado. Los electricistas y otros empleados que pudieran estar expuestos a descargas eléctricas deben usar cascos de protección con propiedades dieléctricas. Los accesorios no metálicos, tales como forros y correas para la barbilla también están disponibles para los cascos dieléctricos. Para situaciones durante operaciones de soldadura en las que el soldador deba trabajar con la cabeza hacia abajo, y donde no se tengan peligros por encima de la cabeza, el supervisor debe


NIVEL 0



tener criterio para permitir una excepción al requisito de portar casco de seguridad. Estas situaciones ocurren principalmente al soldar la parte inferior de ductos en donde los intentos por parte del soldador de mantener en su lugar el casco de seguridad pueden crear un riesgo. En todas las demás operaciones de soldadura se requiere el uso del casco de seguridad en combinación con una careta de soldadura. Los cascos de seguridad no se deben modificar.. Protección auditiva. Es obligatorio que todo el personal (incluyendo visitas) utilice el equipo de protección auditiva en aquellas áreas que se hayan clasificado como “áreas de alto nivel de ruido” y donde los letreros de seguridad lo exijan. La Compañía debe identificar, de acuerdo a la Secretaria del Trabajo y Previsión Social (STPS), las áreas de alto nivel de ruido y fijar letreros de advertencia apropiados de tal manera que se puedan poner en práctica las medidas de protección. Los empleados deben reportar las áreas sospechosas de mucho ruido al Gerente de Seguridad. En caso necesario, es posible realizar la combinación de dispositivos de protección contra el ruido (por ejemplo, tapones para los oídos y tapaorejas). Los empleados incluidos en el programa de conservación auditiva deben cumplir con los requisitos. Protección para las manos. Los empleados deben usar protección para las manos adecuada a la actividad y a las condiciones. Entre los ejemplos de protecciones adecuadas para las manos se incluyen, pero no se limitan a:

Guantes de cuero o con las palmas de cuero al manejar cables de acero. Guantes de tela al manejar tuberías. Guantes resistentes a productos químicos al manejar ácidos, sosa cáustica, carbonato de

sodio anhidro comercial, cloruro de calcio, etc. Guantes de hule aprobados para trabajo eléctrico. Guantes aislados o resistentes al calor al manejar mangueras de vapor o al realizar otras

tareas en las cuales los guantes de trabajo regulares no proporcionen protección contra quemaduras.

Guantes resistentes a los carbohidratos al emplear disolventes, agentes limpiadores o productos químicos a base de hidrocarburos.

Protección para los pies. En las áreas operativas y de servicio es obligatorio hacer uso de los zapatos de seguridad con suela antiderrapante y casquillo de seguridad. El calzado con protección para los dedos debe cumplir con los requisitos ANSI Z41.1 y debe ser proporcionado por la Compañía. Protección para el sistema respiratorio. Los empleados deben usar protección para el sistema respiratorio adecuada a los riesgos potenciales atmosféricos del lugar de trabajo.


NIVEL 0



Antes de que se les autorice el uso de equipos de protección para el sistema respiratorio, los empleados deben: Tener la aprobación médica. Recibir la capacitación necesaria en la selección, uso, cuidado y limitaciones de modelos

específicos de mascarillas de respiración. Verificar los sellos y el ajuste, de acuerdo con el tipo de equipo. Si un empleado tiene experiencia previa satisfactoria en el uso de lentes de contacto, el

empleado podrá usar lentes blandos o permeables al gas. Si un empleado necesita anteojos graduados por prescripción médica debe obtener y usar

adaptadores especialmente diseñados para anteojos al usar un respirador que cubra toda la cara.

Ningún objeto debe interponerse entre la cara del usuario y la mascarilla, incluyendo, pero sin

limitarse a lo siguiente:

o Anteojos con varillas. o Vello facial como puede ser barba incipiente, bigotes, patillas y barba crecida. o Flequillos.

Las mascarillas de respiración se deben revisar antes de cada uso. Los empleados deben limpiar, desinfectar y guardar debidamente los respiradores al terminar

cada día de uso, a menos que esta responsabilidad le sea asignada a alguien más. Protección contra caídas. Entre los dispositivos de protección contra caídas se incluyen, pero sin limitarse a, cinturones y arneses de seguridad, cuerdas o cabos, cuerdas o cables de salvamento, dispositivos para subir escaleras de barrotes, y redes de protección. Se deben instalar sistemas de protección para caídas y lo deberá utilizar todo el personal que trabaje a más de 3 metros de altura con respecto al piso. Es obligatorio que todo el personal use el cinturón de seguridad y el cable de vida. Para situaciones en las que sea necesario desenganchar el cable para cambio de posición, se deberá usar cable de vida secundario. Todos los cinturones de seguridad y líneas de vida deben cumplir con el código ANSI A.10.14 1975 (o última edición). Los dispositivos de protección contra caídas deben se revisar antes de cada uso para verificar que no tengan desgaste excesivo o daños. El equipo desgastado o dañado debe retirarse inmediatamente del servicio y destruirse. Es importante colocarse correctamente el cinturón o el arnés de seguridad y que el usuario no permita una holgura en la tensión del cable de seguridad mayor que la necesaria. Los puntos de amarre siempre deben estar a la altura de la cintura.

Superficies de trabajo elevadas


NIVEL 0



En ciertas situaciones se debe utilizar protección contra caídas. Entre ellas se incluyen, pero no se limitan a: Pisos abiertos lateralmente, aberturas en pisos, pasarelas, o plataformas elevadas de 1.20 m

o más en las que no se proporcionen pasamanos ni barricadas. Trabajos por encima de riesgos potenciales. Trabajos por encima del agua cuando no se utilicen dispositivos personales de flotación. Cuando no se instalen jaulas de protección en escaleras de barrotes de más de 6 m de altura en un solo tramo recto, los empleados deben utilizar dispositivos apropiados de protección contra caídas. Protección contra incendio. Los empleados deben tener mucho cuidado con los peligros potenciales que puedan estar presentes intermitentemente dentro de un cierto lugar de operación de campo. Un lugar que puede estar libre de riesgos un día puede ser potencialmente peligroso al día siguiente. Los empleados deben advertir a otros acerca de las circunstancias cambiantes que originan estos peligros potenciales. Sólo se permitirá fumar en áreas designadas para ello dentro de una instalación. Los empleados deben verificar con el supervisor o con la persona responsable de cada área. Las siguientes reglas se deben observar cuando exista el riesgo potencial de un incendio o de una explosión:

Fuentes de ignición, incluyendo pero sin limitarse a fumar, incendio, o cualquier otra fuente de ignición no permitida, están prohibidas en:

a) Áreas donde se hayan colocado letreros de “Prohibido fumar”. b) Cualquier área o parte de un edificio que contenga líquidos inflamables o donde

puedan estar presentes vapores de líquidos inflamables.

c) En la cercanía de: Tanques, separadores, recipientes de proceso, u otros recipientes que

contengan o hayan contenido petróleo u otros líquidos inflamables y/o gases.

La bomba de un ducto de conducción u otra maquinaria o equipo que transporte o contenga petróleo crudo, gas u otros líquidos y/o gases inflamables y combustibles.

Una fuga en curso o reciente de líquidos y/o gases inflamables o

combustibles.

Bombas operadas con gas para productos químicos.

Máquinas perforadoras y reacondicionadoras. NOTA: El término “en la cercanía de” se define como la distancia mínima a una fuente de material inflamable.


NIVEL 0



Almacenamiento y uso de materiales inflamables. La gasolina u otros materiales inflamables deben transportarse únicamente en recipientes seguros aprobados. Esos materiales no deben almacenarse en compartimentos de vehículos de pasajeros ni en la cajuela de automóviles. En una emergencia, esos materiales podrían transportarse en la cajuela de automóviles. Los empleados deben almacenar adecuadamente los líquidos inflamables y combustibles sólo

en gabinetes y áreas designadas para ello. Los líquidos inflamables (por ejemplo, gasolina, condensados, etc.) no deben utilizarse como

productos para limpieza. Al usar disolventes combustibles (por ejemplo, diesel, petróleo diáfano), se debe tener mucho

cuidado cuando se trabaje alrededor de superficies calientes. Los aerosoles inflamables (por ejemplo, pinturas, insecticidas, removedores de pintura, etc.)

no se deben usar cerca de llamas expuestas ni de otras fuentes de ignición. Se deben seguir los procedimientos de interconexión eléctrica y de puesta a tierra durante la

transferencia o carga de líquidos inflamables en recipientes portátiles a fin de evitar la ignición por electricidad estática.

Las almohadillas y trapos con residuos de grasa se deben desechar en recipientes cubiertos designados para tal fin para evitar incendios por combustión espontánea.

Motores de combustión interna y soldadoras. Los magnetos, bujías y otros dispositivos de encendido de motores no deben probarse en

lugares donde estén presentes gases o vapores inflamables. Se debe revisar que el montaje de las tuberías de arranque, conexiones y tubos de respiración

de gas natural esté correcto después de llevar a cabo las tareas de reparación o mantenimiento y antes de arrancar un motor. Los tubos de respiración se deben descargar al exterior y por arriba de cualquier alero en voladizo, en un lugar seguro.

Se necesita un Permiso para trabajo de alto riesgo cuando se introduce un motor de combustión interna, equipo de soldadura, u otra fuente de ignición a un área clasificada como de alto riesgo.

Los motores portátiles de combustión interna con tanques de combustible montados sobre la maquinaria, deben apagarse y dejar que se enfríen antes de volver a cargar combustible. La aprobación para excepciones se debe obtener con su supervisor local.

Medidas de protección contra incendios. Los sistemas de detección de humo, de rayos ultravioleta (UV, por sus siglas en inglés), de rayos infrarrojos (IR, por sus siglas en inglés), de gas y de calor deben inspeccionarse de acuerdo con las instrucciones del fabricante o con mayor frecuencia si así lo establecen los reglamentos. Se deben instalar detectores de humo en las oficinas y su funcionamiento deberá verificarse como mínimo una vez por mes, a menos que se apruebe otro periodo de prueba. La batería de un detector de humo no se debe retirar a menos que se reemplace inmediatamente con una batería nueva o recién cargada. Las puertas a prueba de fuego no se deben dejar en posición abierta a menos que cuenten con mecanismos de cierre automático. Las áreas adyacentes a puertas a prueba de fuego deben estar libres de obstrucciones que pudieran impedir que se cierren.


NIVEL 0



Las puertas a prueba de fuego y las puertas de salida de emergencia no se deben cerrar con llave ni ponerles cadenas en posición cerrada. Equipo de protección contra incendios. Los equipos extintores de incendios deben ubicarse en lugares visibles y ser fácilmente accesibles. Los empleados deben estar familiarizados con la localización del equipo para apagar incendios.

Los empleados que se espera vayan a apagar los incendios deben ser entrenados en el uso de los equipos más adecuados y disponibles para extinción de incendios.

A menos que se les entrene y autorice, los empleados no deben intentar extinguir ningún incendio que no sea un incendio en etapa incipiente.

Extintores portátiles contra incendio.

Los extintores portátiles contra incendio se deben utilizar para apagar únicamente incendios en etapa incipiente. Los incendios en etapa incipiente son incendios en etapas tempranas de desarrollo que, a juicio del empleado, se pueden extinguir con equipo portátil.

Los extintores portátiles deben colocarse en un lugar visible, a la altura establecida por los reglamentos aplicables a fin de proteger la parte inferior de los extintores contra la corrosión.

Los extintores deben conservar permanentemente la placa con los datos del fabricante y la etiqueta UL. Los extintores contra incendio deben marcarse con una de las siguientes etiquetas, o combinaciones de ellas, por ejemplo ABC:

a) Los incendios Clase A ocurren con materiales comunes como, pero sin limitarse a

madera, llantas, carbón, ropa y papel. El agente extintor de uso más común es el agua, la cual enfría y apaga las llamas. También se usan productos químicos especiales en polvo que provocan un apagado rápido de la llama y forman un recubrimiento retardante del fuego que evita la reavivación del mismo.

b) Los incendios Clase B ocurren en la mezcla de aire y vapor sobre la superficie de

líquidos inflamables y combustibles tales como, pero sin limitarse a, grasas, gasolina, aceite hidráulico, combustible diesel y aceites lubricantes. Es común usar materiales que proporcionan un efecto de apagado o de inhibición de la combustión, como es el caso de productos químicos en polvo, espuma, anhídrido carbónico, y neblina de agua.

c) Los incendios Clase C tienen lugar en equipos eléctricos para los cuales se deben

usar agentes extintores no conductores. Es adecuado emplear productos químicos en polvo. La espuma y el agua conducen la electricidad y no se deben utilizar para combatir un fuego eléctrico. NOTA: Debido a los daños potenciales ambientales, la Compañía ya no proporciona nuevos extintores de Halón contra incendios.

Un extintor contra incendio descargado debe sustituirse inmediatamente con una unidad

cargada totalmente.


NIVEL 0



Inspección y mantenimiento de equipos portátiles

Se debe programar mensualmente una inspección visual y un mantenimiento anual. A cada unidad se le debe adjuntar el registro de las inspecciones mensuales y del

mantenimiento anual. Los extintores que muestren evidencias de corrosión o de daños físicos deben eliminarse

del servicio y reemplazarse. Un extintor que se retira de las instalaciones para darle servicio debe sustituirse de

inmediato por uno de reserva. Los extintores deben ser recargados por personal calificado después de su uso o de

acuerdo a las indicaciones de la inspección. Inspección y mantenimiento de sistemas fijos

Los sistemas a base de rocío de agua, rociadores, CO2, productos químicos en polvo y espuma deben inspeccionarse y probarse de acuerdo con las instrucciones del fabricante o de la Compañía, cualquiera de las dos que especifique el intervalo de tiempo más corto entre inspecciones.

Equipo para extinción de incendios con agua

El equipo contra incendio debe utilizarse únicamente para protección contra el fuego y para entrenamiento. Las mangueras contra incendio no deben utilizarse como equipos de lavado.

Las herramientas y las boquillas de las mangueras deben estar en buenas condiciones de mantenimiento y guardarlas cerca de los carretes para manguera.

Las bombas de agua contra incendios deben operarse cuando menos una vez a la semana, y la operación se debe documentar.

Las mangueras contra incendio, boquillas y carretes deben inspeccionarse cuando menos una vez al mes para que estén en buenas condiciones y se puedan operar.

Las mangueras se deben dejar secar y luego regresarlas a su respectivo lugar después de haberse usado o probado.

Las conexiones de mangueras deben mantenerse engrasadas y con los tapones de protección apretados sólo lo suficiente para proteger las cuerdas de la rosca.

Las bocas contra incendio y los monitores se deben operar e inspeccionar periódicamente. Simulacros de incendio

Se deben programar simulacros de incendio, donde sea necesario, a intervalos establecidos. Los simulacros de incendio se deben documentar.

Los empleados deben estar familiarizados con los procedimientos de evacuación. Los empleados deben estar familiarizados con todas las alarmas y responder a ellas.


NIVEL 0



A CONTINUACIÓN SEMUESTRA UN EJEMPLO DEL ANÁLISIS REALIZADO POR LA EMPRESA PARA DETERMINAR LOS RIESGOS

LABORALES A LOS CUALES ESTA EXPUESTO EL PERSONAL ANÁLISIS DE RIESGOS PARA TOPOGRAFÍA


NIVEL 0



TRABABAJOS POR REALIZAR: Los trabajos estarán destinados a establecer la trayectoria del proyecto y sus probables alternativas sobre el terreno o zona seleccionada, de forma exacta con todos y cada uno de los puntos seleccionados para determinar el trazo definitivo. MATERIAL DE TRABAJO:

GPS de doble frecuencia con incertidumbre de ± 5 cm. Estación total con incertidumbre de 3 s (3 m. Por cada 1000 000 m) Mojonera de forma cilíndrica de 30 cm. de diámetro por 60 cm. profundidad. Vehículos. Cinta de métrica. Pintura. Estacas de madera. Trompo de madera.


NIVEL 0



Teléfono móvil. Binoculares. Balizas. Plomadas. Altímetro.

EQUIPO DE PROTECCIÓN INDIVIDUAL:

Casco. Gafas de seguridad. Tapones para oídos. Mascarillas para polvos menores a 5 μ. Chaleco de alta visibilidad que abarque desde cintura clavicular hasta cintura pélvica. Botas propias para terreno.

PROTECCIÓN DE GRUPO:

Conos de señalamiento. Cintas de señalización. Estrobo (luz intermitente). Señales portátiles. Gafetes de Identificación.

OTROS MATERIALES RECOMENDADOS:

Bebidas isotónicas. Cartas cartográficas detalladas de la zona. Brújula. Un color que identifique al grupo y este en contrastante con el entorno (amarillo, rojo, blanco). Botiquín de primeros auxilios el cual debe contener:


NIVEL 0



Accesorios. o Gasa estéril. o Esparadrapo (cinta adhesiva). o Vendas adhesivas de distintos tamaños. o Venda elástica de 10 cm. Y 5 cm: 1 de cada una. o Venda triangular: 1 pieza. o Microporo: 1 rollo. o Toallitas antisépticas. o Jabón. o Crema antibiótica (pomada de antibiótico triple). o Solución antiséptica (como peróxido de hidrógeno). o Crema de hidrocortisona (al 1%). o Acetaminofen (paracetamol) (como Tylenol) e ibuprofeno (como Advil o Motrin). o Los medicamentos habituales recetados por médicos (si se va de vacaciones con su familia). o Unas pinzas. o Unas tijeras afiladas. o Imperdibles (alfileres de gancho). o Bolsas de frío instantáneo desechables. o Loción de calamina. o Toallitas impregnadas de alcohol. o Un termómetro. o Guantes de plástico (por lo menos 2 pares). o Una lámpara de diagnostico con pilas de repuesto. o Una mascarilla de reanimación cardiopulmonar. o Una sábana (guardada cerca del botiquín). o esfigmomanómetro (baumanometro). o Estetoscopio. o Pipeta de Pasteur (gotero de plástico de 10 ml). o Abatelenguas: 5 piezas.


NIVEL 0



Dotación Complementaria: o Tabletas de ácido acetilsalicílico 500 mg: 1 caja con 20 tabletas. o Tabletas de paracetamol 500 mg: 1 caja con 10 tabletas. o Tabletas de hidróxido de aluminio y magnesio con dimeticona: 1 caja con 20 tabletas masticables. o Grageas de loperamida de 2 mg: 1 caja con 12 grageas. o Tabletas de clorohidrato de difenol de 25 mg: 1 frasco con 30 tabletas. o Tabletas de clorfenamina de 4 mg: 1 caja con 20 tabletas. o Grageas de butilhioscina de 10 mg: 1 caja con 36 grageas. o Frasco de buscapina compuesta (bitilhioscina más paracetamol)

Referencia: NOM – 012 – SCT3 – 2001 Que establece los requerimientos para los instrumentos, equipos, documentos y manuales que hay que llevarse a

bordo de las aeronaves. NOM – 020 – SSA2 – 1994 Prestación de servicios de atención médica en unidades móviles tipo ambulancia. NOM – 237 – SSA1 – 2004 Regulación de los servicios de salud. Atención pre-hospitalaria de las urgencias médicas.


NIVEL 0



TRABAJOS PREVIOS AL INICIO DEL PROYECTO

Trabajo de gabinete (con administración de tareas PVD)

RIESGOS IDENTIFICADOS

PROBABILIDAD CONSECUENCIAS MAGNITUD DEL RIESGO MEDIDAS PREVENTIVAS

B M A LD D ED T TO MO I IN

Fatiga postural X X X

Proporcionar mobiliario adecuado al puesto de trabajo. Adoptar la postura adecuada frente a la pantalla, con la espalda recta y

completamente apoyada en el respaldo de la silla, los brazos apoyados en la mesa y las piernas formando ángulo recto y apoyado en el suelo.

Analizar periódicamente la postura adoptada y cambiarla para no sobre cargar siempre las mismas partes del cuerpo, realizando pausas periódicas para cambiar de tarea y posición

Realizar ejercicios de relajación periódicamente (jiros de cuello y estiramientos).

Fatiga visual X X X

Colocar la pantalla a unos 45-60 cm., de la cabeza y con la parte superior de la misma a la altura de los ojos.

Que exista iluminación suficiente, preferente mente natural, que no produzca reflejos en la pantalla.

Evitar los grandes contrastes entre pantalla, documentos y luz del entorno. Realizar pausas cada dos horas de trabajo para descansar la vista,

desempeñando otras tareas.

B = Baja M = Media A = Alta LD = Ligeramente Dañino D = Dañino ED = Extremadamente Dañino T = Trivial TO = Tolerable MO = Moderado I = Importante IN = Intolerable


NIVEL 0



Traslado a trabajos preliminares de trayectoria

RIESGOS

IDENTIFICADOS PROBABILIDAD CONSECUENCIAS MAGNITUD DEL RIESGO MEDIDAS PREVENTIVAS B M A LD D ED T TO MO I IN

Salidas a trabajo de campo, choque con

otros vehículos, atropellamientos

X X X Mantenimiento adecuado y periódico del vehículo. Respetar la señalización de tráfico. No consumir medicamentos, bebidas alcohólicas u otras sustancias que

disminuyan nuestra atención o nuestra capacidad de reacción. Vuelco o deslizamiento

del vehículo en pendientes o terraplenes.

X X X Conocer las limitaciones del vehículo para desplazarse en pendientes. Ser cuidadoso al desempeñarse en estas condiciones de terreno al subir o

bajar, nunca realizar giros en la pendiente. Capacitación en manejo sobre terrenos difíciles.

Inmovilización del vehículo en zonas de barro o por obstáculos

en la vía. X X X

Vehículo apropiado al terreno, con tracción adecuada y total al tipo de terreno, reductoras, cable con poleas.

Dotar al equipo con GPS y teléfonos móviles. Contar con un botiquín equipado para primeros auxilios.

Caída de la carga. x X X

Cargar en forma correcta el automóvil en función de las características propias del vehículo, la carga será correctamente sujetada.

Utilizar la ayuda para izamiento mecánico correcto en función del tipo de carga y tamaño de la misma tanto para cargar como par descargar los materiales.

Conducción inadecuada. x X X

Mantener la velocidad y concentración adecuada; Respetar las señales de transito; No consumir medicamentos, bebidas alcohólicas u otras sustancias que disminuyan la atención o capacidad de respuesta.

Evitar distracciones llevando la información necesaria de cómo llegar al terreno de trabajo.

Vehículos en malas condiciones mecánicas.

x X X Realizar el mantenimiento adecuado según las características, edad y

estado del vehículo. Mantener y hacer uso de los sistemas de seguridad del automóvil.



NIVEL 0



Trabajos acostumbrados en gabinete para la trayectoria del proyecto


PROBABILIDAD CONSECUENCIAS MAGNITUD DEL RIESGO MEDIDAS PREVENTIVAS B M A LD D ED T TO MO I IN Caídas al mismo nivel por tropiezos, al evitar

obstáculos o por deslizamiento del

terreno.

X X X Conocimiento y reconocimiento previos en gabinete del terreno. Buscar los accesos y recorridos más adecuados y libres de obstáculos. No transitar por zonas con peligro de desprendimientos o deslizamientos de

terreno y señalizar su existencia. Caídas a distinto nivel al evitar obstáculos, descender a zanjas,

pozos o por deslizamientos de

terreno.

X X X Conocer y reconocer en gabinete el terreno (antes de acceder a la zona). Llevar equipo adecuado para moverse por terraplenes, zanjas, pozos, tales

como calzado, escaleras, cuerda, arnés, linterna, etc.

Sepultamiento, aplastamiento o golpes

con materiales desprendidos.

X X X No transitar por zonas con peligro de desprendimiento o corrimientos de

terreno, si es necesario estar conciente del tipo de peligro. Llevar casco de seguridad. Localizar un lugar estable y seguro para colocar la estación de medición.

Riesgos por causas naturales: vientos,

tormentas, incendios… X X X

Estar conciente de las condiciones climatológicas en la zona de trabajo. Mantener contacto continuo en zonas de desplazamientos, zonas

deshabitadas o de difícil acceso. Llevar elementos de localización y comunicación (mapas detallados, GPS,

teléfono móvil, radio, etc.)

Ataques de seres vivos. X X X

Conocer la presencia de animales que pueden poner en peligro la vida de los trabajadores en la zona y de los riesgos de su ataque.

Evitar en lo posible el contacto con estos animales y llevar guantes, ropa, calzado o máscaras que impidan posibles picaduras o mordeduras.

Llevar cremas protectoras y antídotos más usuales o específicos (si se conoce su manejo), sobre todo si se es alérgico a alguno de ellos.



NIVEL 0



Trabajos acostumbrados para labores en terreno de la trayectoria

RIESGOS

IDENTIFICADOS PROBABILIDAD CONSECUENCIAS MAGNITUD DEL RIESGO

MEDIDAS PREVENTIVAS B M A LD D ED T TO MO I IN

Caídas al mismo nivel por tropiezos, al evitar

obstáculos o por deslizamiento del

terreno.

X X X

Conocimiento y reconocimiento previos en gabinete del terreno. Buscar los accesos y recorridos más adecuados y libres de obstáculos. No transitar por zonas con peligro de desprendimientos o deslizamientos de

terreno y señalizar su existencia. Proteger los posibles deslizamientos en zonas de terreno blando con entibados,

redes u otros medios de contención. Caídas a distinto nivel al

evitar obstáculos, descender a zanjas,

pozos o por deslizamientos de

terreno.

X X X

Señalizar los lugares con desniveles que signifiquen un riesgo de deslizamiento del terreno a 30 grados de reposo del material del terreno.

Colocar rampas o escaleras para acceder a desniveles muy pronunciados. Tapar pozos y arquetas. Prever vías o medios de acceso y escape seguros en pozos y zanjas para

casos de desprendimientos, deslizamiento, inundaciones, etc. Golpes y cortes durante la colocación de estacas

y varillas. X X X

Utilizar herramientas con protección para las manos en las tareas de clavado. Si no se cuenta con este tipo de herramientas utilizar siempre guantes para

trabajo pesado. Exposición al ruido en

trabajos junto a maquinaria.

X X X Evitar los trabajos cerca de maquinaria que genere más de 80 dBA. Si no se puede hacer esto utilizar tapones auditivos que permitan mantener 80

dBA dentro del pabellón auditivo para una jornada de 8 h. Proyección de

fragmentos durante el clavado de estacas o

causados por el trabajo de maquinaria cerca.

X X X Durante el clavado en terreno duro o con piedras sueltas, utilizar siempre gafas de protección y casco de seguridad.

Inhalación de polvos X X x Procurar no realizar trabajos en atmósferas pulvígenas, si es necesario realizar las labores, hacerlo usando mascarillas con filtro adecuado al tipo de material.



NIVEL 0



Continuación de trabajos acostumbrados para labores en terreno de la trayectoria




Inhalación de gases X X X

Si se sospecha de la presencia de gases peligrosos a la salud… º contar con un detector para los gases que se sospeche existen ó º que la concentración de oxígeno no este por debajo del 16 %. Una vez identificado el tipo de gas y saber cual es su peligro a la salud,

utilizar el EPP adecuado. En las labores en pozos, cavernas, zanjas, etc. elaborar y seguir los

procedimientos para trabajos en espacios confinados. Descargas eléctricas

por contacto con líneas eléctricas

X X X Identificar previamente en gabinete el paso de líneas de alta tensión, recordar la señalización correcta en planos y campo.

Golpes y/o aplastamiento por

caída de materiales sueltos,

desprendimientos o deslizamientos de

terreno.

X X X Identificar previamente en gabinete e identificarlos de manera correcta,

disminuir el riesgo con entibaciones (ademe), redes u otros medios de contención.

Seleccionar los recorridos y los lugares de labor mas adecuados.

Atropellamientos por vehículos para trabajo

pesado. X X x

Si es necesario trabajar en presencia de maquinaria pesada utilizar los EPP adecuados para estos casos y que sea de una alta visibilidad para facilitar la localización.

Procurar no invadir el área de trabajo de la maquinaria y si es necesario hacerlo contar la presencia de una persona que dirija ambos trabajos.



NIVEL 0



Trabajos realizados en condiciones de frío

RIESGOS

IDENTIFICADOS PROBABILIDAD CONSECUENCIAS MAGNITUD DEL RIESGO MEDIDAS PREVENTIVAS B M A LD D ED T TO MO I IN

Derivadas del frío:

Resfriado, pulmonía X X

X Realizar una aclimatación previa y llevar ropa interior cálida que permita la

transpiración (tejidos naturales como algodón y lana) y ropa de abrigo e impermeable que nos aísle y proteja de las bajas temperaturas, la humedad e impida la pérdida de calor.

Proteger la cabeza, manos y pies para impedir la pérdida de calor por contacto con el frío exterior.

Ingerir alimentos ricos en calorías e hidratarnos continuamente con bebidas calientes.

Hacer pausas frecuentes en lugares cálidos que nos permitan recuperar calor.

Evitar las corrientes de aire frío y los lugares húmedos, alejando o apantallando los equipos que puedan provocar frío o corrientes de aire.

Dolores musculares y reumáticos.

X X

X

Hipotermia. X X

X

Síntomas de congelación

X X

X

Golpe de frío o calor por cambio brusco de

temperatura

X X X

Evitar siempre los cambios muy bruscos de temperatura, procediendo siempre a la aclimatación previa antes de comenzar cualquier trabajo.

Acomodar nuestro ritmo de trabajo a la temperatura ambiente, disminuyéndolo cuando hace mucho calor y aumentándolo cuando hace mucho frío.

Tener siempre a mano ropa para poder reaccionar ante un cambio brusco de temperatura.

Caída de un rayo por tormenta eléctrica X X X

Evitar el trabajo en presencia de tormentas eléctricas o finalizarlo inmediatamente si aparecen.

En el caso de ser sorprendidos por una tormenta eléctrica, buscar un lugar resguardado y evitar los árboles o postes y elementos metálicos o el contacto con agua o lugares húmedos.



NIVEL 0



Continuación de trabajos realizados en condiciones de calor



B M A LD D ED T TO MO I IN Derivadas del calor:

Insolación y quemaduras por el

sol. X X X

Realizar una aclimatación previa y llevar ropas de algodón o tejidos que permitan la transpiración y evacuen el sudor, logrando que el cuerpo se mantenga seco.

Proteger la cabeza y las partes más sensibles del cuerpo de la acción directa del sol.

Establecer periodos de descanso en zonas sombreadas y ventiladas. Evitar en lo posible las exposiciones en las horas centrales del día. Aplicar cremas protectoras adecuadas a las características de nuestra

piel. Hidratarse continuamente con bebidas que contengan sales y minerales,

sin esperar a sentir sed. No beber alcohol ni bebidas excitantes que aumentan la excreción con la consiguiente pérdida de líquido.

Permanecer alejados de los focos de emisión de calor o facilitar ventilación forzada.

Alteraciones en la piel de tipo cancerígeno X X X

Deshidratación X X X



NIVEL 0



ACTITUDES PERSONALES

Trabajo individual




Exceso de confianza en las aptitudes y

valía Profesional.

X X X

No confiarse ante ningún trabajo y tener siempre presentes y aplicar las normas de seguridad correspondientes a cada tipo y lugar de trabajo.

Respetar las normas de seguridad en el empleo de maquinaria y herramienta.

Utilizar correctamente los EPP, atender y respetar la señalización de seguridad.

Exceso de confianza en el dominio de los riesgos naturales.

X X X

Reconocer el terreno antes de iniciar cualquier trabajo y actuar siempre con reflexión y precaución ante los trabajos que dependen fuertemente de la naturaleza, la climatología y el terreno.

Tener información actualizada de los riesgos del lugar y del entorno de trabajo y tenerla en cuenta al realizar la tarea requerida.



NIVEL 0



ACTITUDES PERSONALES

Trabajo en equipo




Falta de coordinación durante los trabajos, X X X

Todos los trabajadores deben conocer bien el trabajo a realizar y las tareas que corresponden a cada uno en cada momento y dentro del equipo.

Para trabajos delicados o en los que requieren coordinación, es necesario establecer un código de comunicación verbal, de gestos o señales, que sea sencillo y claro y que todos conozcan y sepan interpretar.

Comunicación inadecuada con el

ayudante X X X Posibilitar un medio de comunicación eficaz a cada situación de trabajo

o proporcionar intercomunicadores si hace falta.

Lenguaje o actitudes inadecuadas X X X

Evitar lenguajes o conductas que pongan en peligro el buen entendimiento entre trabajadores, empleando un lenguaje moderado y corrigiendo conductas si hace falta.

Evitar actitudes y conductas violentas con los compañeros de trabajo.



NIVEL 0



Diagrama de árbol de riesgos para topografía.

Interacción de los principales riesgos.

Riesgos para topografía

Traslado a trayectoria y en la trayectoria

Trabajo en equipoTrabajo individualObstrucciones con

otros trabajos

Condiciones climáticas adversas

Labores en gabinete

Labores en trayectoria

Trabajo en campo

Golpes o atrapamientos

Desmonte

Golpes o atrapaminto por desprendimiento de las cargas

Colocación de grandes piezas

Golpes con la carga

Arrollados

Golpes

Maquinaria pesada

Trafico

Arrollados

Exceso de confianza en sus aptitudes y valía

Exceso de confianza en el dominio de los

Miedo o temor a

Lenguaje inadecuado: “La voz no es lo que se dice sino cómo se dice

Comunicación inadecuada

Cargar los vehículos de forma

Volcadura o deslizamiento del automóvil en

Atascamiento del vehículo en suelos que no se considero el

Salidas a autopistas y

Manejar de forma inadecuada

Vehículo en malas condiciones

Estrés postura

Estrés visual

Cambios súbitos de temperatura

Derivados del frío

Derivados del calor

Tormentas eléctricas

Golpes y aplastamientos

Caídas al mismo nivel

Golpes y

Inhalación de polvos

Inhalación de gases

Atropellados por vehículos para

Descarga eléctrica

Caídas a distinto nivel

Ruido

Proyección de fragmentos

Caídas del mismo

Ataques por seres

Caídas a distinto

Riesgos por causas naturales

Atrapamiento, aplastamiento o golpes con materiales desprendidos


NIVEL 0



Trabajo en obra (fase

de construcción)

Trabajo en campo fase de proyecto

GabineteTraslado a obra y dentro de la obra

INTERFERENCIAS IMPORTANTES: DESMONTES, COLOCACIÓN DE GRANDES PIEZAS, MAQUINARIA PESADA, TRÁFICO

INTENSO


NIVEL 0


Capítulo VII, Página 1 de 31

CAPÍTULO VII

RESUMEN CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES


NIVEL 0



ÍNDICE VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES VII.1. Señalar las conclusiones del Estudio de Riesgo Ambiental. VII.2. Hacer un resumen de la situación general que presenta el proyecto en materia de Riesgo Ambiental, señalando desviaciones encontradas y posibles áreas de afectación.

VII.2.1 Con base en el punto anterior, señalar todas las recomendaciones derivadas del análisis de riesgo efectuado, incluidas aquellas determinadas en función de la identificación, evaluación e interacciones de riesgo y las medidas y equipos de seguridad y protección con que contará la instalación, para mitigar, eliminar o reducir los riesgos identificados.

VII.3. Presentación de Informe Técnico.


NIVEL 0



VII.1. SEÑALAR LAS CONCLUSIONES DEL ESTUDIO DE RIESGO AMBIENTAL. El resultado del presente estudio ha estado en función de la información proporcionada por TEJAS GAS DE TOLUCA S. DE R.L. DE C.V. a BRYCSA (Bienes Raíces y Construcciones S. A.), por ende cualquier modificación u observación no prevista o analizada será necesaria la actualización tanto en el acceso a la información como en su análisis y adecuación. A manera de recapitulación, podemos mencionar que la combustión del gas natural es eficiente y limpia por lo que se considera un combustible ecológico que responde satisfactoriamente a los requerimientos de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) y la Secretaría de Energía (SE), su utilización tiene un precio competitivo en relación a otros combustibles y el manejo por ducto le da un manejo seguro. Este energético incrementa la eficiencia de los procesos de generación de energía, no forma residuos de combustión, lo que prolonga la vida útil de los equipos. Para la ejecución del Proyecto Bicentenario será utilizada tecnología de punta y la empresa cuenta con la infraestructura necesaria para operar el proyecto de transporte de gas natural ya que actualmente opera el gasoducto TGT. Por otra parte, los sistemas de control con que contará el proyecto, el cumplimiento de las normas nacionales e internacionales, las medidas de seguridad que serán implementadas, el contar con un programa de mejora continua, aunado a los programas de capacitación y supervisión y a la elaboración del Programa para la Prevención de Accidentes (conforme a lo que establece la Guía para la Elaboración de Programas para la Prevención de Accidentes de la SEMARNAT), todo lo cual se describen en el capítulo V del presente documento, determinan que el proyecto sea catalogado como técnicamente factible de ser realizado. En base al estudio de riesgo podemos señalar que la situación general que presenta el proyecto en materia ambiental, reúne los requerimientos normativos de diseño y de seguridad para su operación y de acuerdo con los requerimientos de normas nacionales e internacionales, por lo que su ejecución se considera técnicamente correcta. Para que opere de manera eficiente y segura el gasoducto de manera permanente es necesario observar correctamente las medidas de seguridad y supervisión para la operación y mantenimiento del sistema de transporte de gas natural, capacitar y adiestrar al recurso humano, instrumentar en conjunto con las autoridades municipales, estatales y federales la coordinación de acciones de emergencia ante un evento extraordinario, así como generar las alianzas necesarias con las empresas locales para la promoción y difusión de una respuesta por parte de un Comité Local de Ayuda Mutua. Adicionalmente, instrumentar programas de educación pública a la comunidad donde se concientice a la comunidad y población civil que transite cerca de las instalaciones, sobre los peligros que implica una invasión al Derecho de Vía y a la realización de trabajos en forma irresponsable, instrumentar con autoridades municipales la restricción de cualquier tipo de asentamientos irregulares y actividades no compatibles en las inmediaciones al sistema de gas natural y sus componentes.


NIVEL 0



Hay que considerar que el diseño y la construcción del proyecto acatarán las más estrictas medidas de calidad establecidas a nivel internacional. En lo que cabe al mantenimiento y eficiencia, la empresa contará con programas estrictos de seguridad industrial y protección ambiental, así como con mecanismos de coordinación y programas de ayuda mutua; lo cual contribuya a disminuir los posibles riesgos inherentes a este tipo de proyectos. Acciones contra incendios. Con el fin de reducir un evento de incendio se cuenta con los procedimientos necesarios para la prevención de incendios, mismos que pueden ser consultados en la MIA en el Anexo denominado “Manual de Seguridad y Mantenimiento de Ductos”, y en el capítulo IV “Procedimientos para Reducir Riesgos”. Los procedimientos considerados son los siguientes: Equipo Extintor y de Detección de Incendios en cuartos de control e instalaciones

superficiales. Implementación de Un Sistema de Personal Contra Incendios Planes de Seguridad Contra incendios Simulacros de Incendios Inspección y Prueba de Equipo Procedimientos Locales de Prevención de Incendios

Estudios especiales

Radiografiado de soldaduras. Pruebas Hidrostáticas. Resultados de la corrida de Diablo instrumentado. Resultados de medición de potencial para verificar la protección catódica. Inspección y autorizaciones correspondientes de obras especiales en cruces, vías de

ferrocarril, autopistas, carreteras, caminos y vía fluviales. Verificar los señalamientos del ducto a lo largo del mismo y principalmente en cruces con

vías de comunicación. Certificación de materiales utilizados en la construcción del ducto.

Asimismo debe observar los aspectos que apliquen para el ducto en las siguientes normas:

NORMA Oficial Mexicana NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos.

NORMA Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999, Transporte de gas natural. NORMA Oficial Mexicana NOM-008-SECRE-1999, Control de la corrosión externa en

tuberías de acero enterradas y/o sumergidas. NORMA Oficial Mexicana NOM-009-SECRE-2002, Monitoreo, detección y clasificación de

fugas de gas natural y gas L.P., en ductos. Procurar un sistema de comunicación con las autoridades encargadas de las vías de

comunicación, para contar con un procedimiento mutuo de supervisión de actividades que se realizan por mantenimiento en cruces.


NIVEL 0



Realizar celaje periódico del ducto y sus instalaciones superficiales, estaciones de válvulas automáticas y estaciones de envió/recepción de diablos, estaciones de toma de potencial del sistema de protección catódica.

Realizar estudios de perfiles de resistividad en base a las estaciones de medición del sistema de protección catódica y determinar el punto o los puntos donde exista mayor corrosión y realizar medición de espesores del ducto con mayor detalle (cuando se encuentre en operación).

1. No exceder las condiciones de operación de diseño de las tuberías y de los equipos para

evitar posibles daños a la instalación y el medio ambiente entorno al gasoducto, y sus instalaciones.

2. Cumplir con los Planes y Programas de Mantenimiento, tanto preventivos como correctivos de

todos los componentes que integran las nuevas instalaciones de este proyecto.

3. Observar estrictamente el cumplimiento del programa de mantenimiento preventivo para tomar acciones inmediatas cuando se presenten anomalías en cualquier elemento relacionado directamente con las nuevas instalaciones del Proyecto.

4. Se deberá contar con las Hojas de Seguridad (MSDS) de las sustancias involucradas en el

transporte (GAS NATURAL).

5. Realizar una bitácora de accidentes y/o fugas que se vayan presentando en las nuevas instalaciones del ducto, interconexión y sus componentes.

6. Concientizar al personal operativo de la realización de trabajos en forma responsable. Para

ello, es necesario informar a este personal mediante pláticas, señalamientos y boletines, sobre qué hacer en caso de que se presente un accidente.

7. Se recomienda contar con un programa de simulacros de emergencias, estrictos y completos.

8. Dar seguimiento a los programas de mantenimiento preventivo y correctivo a sistemas de

control e instrumentación, para evitar su mal funcionamiento y deterioro, trayendo como consecuencia posibles eventos de riesgo en las instalaciones.

9. Se deberán actualizar los planos y diagramas cada vez que se realice un cambio a la interconexión y/o a la operación del gasoducto, (Diagramas de Tuberías de Instrumentación, Diagramas de Flujo de Proceso, Diagramas de Balances y planos de Distribución de todos los equipos).

10. Se recomienda que los operadores y el personal responsable de la operación del ducto

conozcan y manejen la metodología HAZOP, What lf? u otra similar, de tal manera que puedan identificar riesgos al momento de llevar a cabo una modificación al proyecto o la ingeniería del mismo y/o sus componentes.

11. Integrar los planes y programas de seguridad, Plan de Emergencias, rutas de evacuación, en

un documento con base a los resultados obtenidos de este estudio de riesgo.


NIVEL 0



12. Impartir con frecuencia cursos y programas de seguridad al personal de las áreas de proceso, para que el personal actúe de forma casi automática al presentarse un riesgo en las instalaciones del gasoducto.

13. Es importante llevar a cabo cuando menos una vez al año un curso general para el personal

supervisor, operativo y administrativo de sabotaje dentro de las instalaciones.

14. Concientizar al personal operativo de la realización de trabajos en forma responsable. Para ello, es necesario informar a este personal mediante pláticas, señalamientos y boletines, sobre qué hacer en caso de que se presente un accidente.

15. Dentro de los procedimientos de seguridad para el mantenimiento preventivo y correctivo de

las instalaciones se incluyan todas las maniobras de operación y mantenimiento.

16. Contar con los equipos de higiene, seguridad y protección personal, de acuerdo a lo establecido en las normas aplicables.

17. Colocar avisos o señales alusivos a la seguridad-higiene para la prevención de riesgos de

acuerdo a las normas aplicables.

18. Elaborar un Programa de Seguridad e higiene así como los programas y manuales específicos para la operación del sistema de transporte.

19. Instalar y mantener en condiciones de funcionamiento, los dispositivos permanentes para los

casos de emergencia y actividades peligrosas, que salvaguarden la vida y salud de los trabajadores, así como las instalaciones.

20. Incluir en los procedimientos de operación normal de las nuevas instalaciones, check list para la detección y corrección de aspectos operativos anómalos.

21. Resulta importante señalar que en general para el Proyecto, en lo que respecta a la nueva

generación de documentos, programas, procedimientos y planes, entre otros, se incorporen o se anexen a los documentos ya existentes y aplicados cotidianamente al proyecto, por el personal correspondiente.

Dado lo anterior, para el gasoducto, se consideraron las siguientes medidas, equipos, dispositivos y sistemas de seguridad, para la prevención, control y atención de posibles eventos extraordinarios, y de acuerdo a lo indicado en las normas correspondientes para la instalación de este tipo de instalaciones.

Válvulas de seccionamiento. Válvulas de desfogue en trampas de diablos. Recubrimiento anticorrosivo. Protección catódica. Prueba hidrostática. Sistema de comunicación SCADA.


NIVEL 0



Sistema de Tierras y para-rayos. Sistema de detección de fugas. Inspección del ducto mediante diablo instrumentado. Controladores (presión, temperatura, flujo, etc).

Con la finalidad de que el gasoducto opere de manera eficiente y segura, y así se logren disminuir, evitar o controlar riesgos de operabilidad, será necesario que el ducto, las Interconexiones, e instalaciones superficiales cuenten con los dispositivos mencionados, los cuales fueron contemplados en el diseño del proyecto: Debe considerarse que el gasoducto contara con los sistemas de seguridad que las normas específicas para este tipo de instalaciones deben de cumplir para su operación:

El gasoducto contara con estaciones con válvulas de accionamiento manual. Estaciones de válvulas con actuación remota sobre el gasoducto. Válvulas de aislamiento o de corte (sistema de paro de emergencia ESD) al inicio y final del

gasoducto. Estaciones para envió y recibo de diablo instrumentado, situados a lo largo de la tubería. El ducto cuenta con estaciones de válvulas con actuación, sensores de paso para el diablo

instrumentado, Integrado al sistema SCADA que incluye RTU´s (unidades de transmisión remotas) en cada una de las estaciones de válvulas, para el control de las operaciones del ducto.

Recubrimiento anticorrosivo. Para las zonas del gasoducto que se encuentren expuestas o sobre la superficie comprendida desde el codo de trabajo hacia la parte superior, deberán consistir de un recubrimiento de película seca de pintura primaria de acabado epóxico de altos sólidos, de acuerdo a las especificaciones. El recubrimiento anticorrosivo que se aplicará para la tubería que se encuentra subterránea tendrá como protección un recubrimiento FBE (Fusión Ligada Epóxica) Prueba Hidrostática. Al concluir la instalación de los sistemas de tuberías y con el fin de asegurar la hermeticidad de los mismos, se efectuará limpieza y prueba hidrostática conforme a los procedimientos: indicados en la normativa vigente. Sistemas contra-incendio. Los posibles accidentes que pudieran ocurrir en el proyecto, son fugas e incendios. Las instalaciones se ajustan a la tecnología más moderna, tomando en consideración las leyes, reglamentos y normas aplicables y vigentes tanto internacionales como nacionales y de dependencias gubernamentales, al mismo tiempo se apega a las normas y especificaciones de diseño, seguridad, construcción, operación y mantenimiento de vigentes. Las fugas pueden deberse a diversas situaciones operacionales de las instalaciones y sistemas, sin embargo, las instalaciones del gasoducto y todos sus componentes, se diseñaron con tecnología de


NIVEL 0



punta y sistemas de seguridad automatizados lógicos, para minimizar la posibilidad de ocurrencia de dichos eventos. La localización de la válvula de seccionamiento integrada a la extensión del ducto, para delimitar y disminuir el riesgo y daño por fuga accidental u ocasional, por alguna fisura o ruptura de la línea regular, así como poder facilitar el mantenimiento del ducto. Además de las válvulas de paro por emergencia, como medida preventiva para evitar una posible fuga y/o incendio que conlleva al deterioro del medio ambiente, se aplicarán las siguientes medidas preventivas:

Verificar constantemente que las condiciones operativas del ducto (flujo, temperatura y presión) se mantengan dentro del rango establecido por el personal de operación y/o especificaciones de diseño.

Se dará entrenamiento y capacitación a los operadores para preparar al personal que en el

futuro ejecutará eficientemente el manejo del sistema.

Los procedimientos de emergencia, manuales y documentación de reacción a emergencias, deberán ser claros y precisos.

Se proporcionará entrenamiento al personal de operaciones y mantenimiento, en los métodos

de detección y reacción en caso de fugas, prácticas y procedimientos de operación de respuesta en casos de emergencia.

Se verificarán los rangos límite de presurización y despresurización durante el paro y arranque

del gasoducto y sus instalaciones.

Al concluir la instalación de los sistemas de tuberías y con el fin de asegurar la hermeticidad de los mismos, se efectuará limpieza y prueba hidrostática. Lo anterior asegurará la correcta operación del gasoducto.

Se realizará patrullaje e inspección constante en el ducto y sus componentes para detección

de fugas.

Se tendrá un estricto control de los permisos para trabajos con riesgo.

Cumplir con los programas de mantenimiento preventivo y correctivo a los sistemas de control de presión en los puntos de origen y destino.

Ejecuciones del programa de mantenimiento anticorrosivo de acuerdo con las normas

establecidas tal como NORMA Oficial Mexicana NOM-008-SECRE-1999, Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas.

Implementar y proporcionar un programa de pláticas de seguridad e higiene industrial al

personal de la empresa y de las compañías contratistas, difundiendo el reglamento existente.


NIVEL 0



Revisar periódicamente la calibración de la instrumentación.

Supervisión detallada de las actividades de soldadura o análisis no destructivos para los

equipos. (realizar previo al arranque de operaciones del ducto pruebas de radiografiado a soldaduras).

Evaluación continúa de la calidad de la protección externa, para corroborar que cumpla con

las especificaciones y normas de diseño.

Utilizar las herramientas y accesorios adecuados en la ejecución de maniobras.

Señalización por medio de rótulos en los puntos de origen y destino, que indique el nombre, servicio y diámetro del gasoducto, ubicación de las Interconexiones, así como en toda la trayectoria del ducto y cruces del mismo.

Mantenimiento en el gasoducto y sus instalaciones. Se aplicará el respectivo programa de inspección y mantenimiento en todas las instalaciones del gasoducto y sus componentes, Estaciones de válvulas de seccionamiento, y la Instalación de Trampas de envió y recibo de diablo instrumentado. El Programa de inspección y mantenimiento, contará con la información del tipo de mantenimiento que se requiere, la duración del mantenimiento y los requerimientos especiales para el mantenimiento del gasoducto. Es importante señalar que el gasoducto, y cada estación de válvulas, contarán con los programas correspondientes de inspección y mantenimiento, describiendo o contemplando entre otros aspectos, la calendarización, las actividades de inspección y mantenimiento a llevar a cabo por equipo y/o sistema, las áreas responsables, así como sus respectivas bitácoras de registro. Así mismo, se contará con la siguiente documentación entre otra, en lo que se refiere a aspectos de inspecciones, mantenimiento, reparaciones y seguridad, como medidas preventivas y correctivas:

Programas de inspección y mantenimiento, equipos, dispositivos, accesorios e instrumentación.

Programas de capacitación al personal operador y de atención de emergencias, (Fugas, incendios, restauración, etc.)

Programa de limpieza. Procedimiento de operación normal y sistemas de control. Programa de inspección y mantenimiento a todos los sistemas de control automatizados. Procedimiento de paro y arranque. Programa de simulacros para fugas e incendios.

Como medidas de control y correctivas, durante la operación del gasoducto, se contará y aplicará lo siguiente, entre otra información:


NIVEL 0



Planes de Atención de Emergencias y Contingencias. Aplicar los procedimientos de emergencia en caso de fugas y/o incendios (sellos de las juntas

bridadas, válvulas, uniones soldadas, etc). Equipo y personal debidamente capacitado, en el rubro de atención de emergencias. Remediación de zona afectada, en caso de existir afectaciones al medio ambiente debido a

eventos no deseados (fugas). Planes de evacuación al personal y alerta a la comunidad entorno.

Asimismo el gasoducto y sus instalaciones superficiales, deberá sujetarse a lo establecido en la normatividad vigente en lo que corresponde a mantenimiento y transporte de materiales peligrosos. (Ver NORMA Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-1999). Mantenimiento. Disposiciones generales. Las fugas se deben reparar en el plazo que se establece en la normatividad vigente. Vigilancia continúa. Se debe realizar vigilancia continua del sistema de transporte para poder determinar las condiciones operativas o de mantenimientos anormales o inusuales. La vigilancia se debe realizar mediante: a) Inspección visual de las instalaciones. b) Revisión y análisis periódicos de documentación que incluyan:

Inspección de fugas; Inspección de válvulas; Inspección de equipos de regulación, alivio y limitación de presión; Inspección de control de corrosión, e Investigación de fallas de las instalaciones en general.

Patrullaje. Se debe establecer un programa de patrullaje. Los patrullajes deben ser como sigue: a) En vehículo terrestre, b) A pie c) El método aéreo se considera como una alternativa opcional, que se debe evaluar de acuerdo con

las necesidades específicas del caso. Señalamientos. En tuberías enterradas. Los señalamientos de la tubería de transporte se deben colocar en ambos lados del derecho de vía, en cada cruce de una carretera, camino público y de ferrocarril. Se deben instalar las señales necesarias para localizar e identificar la tubería de transporte.


NIVEL 0



Tuberías superficiales. Señalamientos de advertencia. Documentación histórica de cada ducto. Disposiciones Generales. a) Revisar el historial de diseño, construcción, operación y mantenimiento de la tubería. b) Inspeccionar el ducto para identificar las condiciones de operación que pudieran afectar el

derecho de vía de los tramos superficiales y de los subterráneos; c) Corregir los defectos y condiciones inseguras detectadas. Reparaciones. Requisitos generales de los procedimientos de reparación. Se deben tomar medidas inmediatas para proteger al público siempre que: a) Se detecte una fuga, imperfección o daño que afecte el servicio de un tramo de línea de

transporte

b) No sea posible realizar una reparación definitiva en el momento de su detección, la cual se programará a la brevedad posible.

No se deben utilizar parches soldados como medio de reparación definitiva.

Reparación de tubos de acero. Reparación permanente de imperfecciones y daños en campo. Reparación permanente de soldaduras en campo. Reparación permanente de fugas en campo. A excepción de lo señalado en el párrafo

siguiente de esta sección. Prueba en tubería de reemplazo. Prueba de las reparaciones realizadas por soldadura.

Envolventes.

Envolventes de refuerzo. Envolventes contenedoras de presión. Remoción de defectos por perforación (Hot tapping). Retiro de servicio de instalaciones. Mantenimiento de las válvulas. Mantenimiento de registros.


NIVEL 0



Plan integral de seguridad y protección civil. Se debe tener previsto un plan integral de seguridad y protección civil en el cual se establezcan las acciones preventivas y de auxilio destinadas a salvaguardar la integridad física de la población y sus bienes, y proteger el sistema de transporte ante la ocurrencia de un siniestro. El plan integral de seguridad y protección civil debe constar como mínimo de: a) Programa de prevención de accidentes; b) Programa de auxilio, y c) Programa de recuperación. Programa de prevención de accidentes (PPA). Este programa tiene por objeto establecer las medidas para evitar y/o mitigar el impacto destructivo de un siniestro sobre la población, sus bienes y el medio ambiente, por lo que éste debe estar basado en un estudio de análisis de riesgos e impacto ambiental. Por lo anterior, es necesaria la creación de una unidad interna de protección civil y designar a un titular responsable del programa de prevención de accidentes. Programa de prevención de daños. Se debe instrumentar un procedimiento escrito para prevenir daños a las tuberías enterradas ocasionados por actividades de excavación. Programa de auxilio. Este programa tiene como objeto establecer las actividades destinadas a rescatar y salvaguardar a la población que se encuentre en peligro en caso de un siniestro y mantener en funcionamiento los servicios y equipo estratégico. El instrumento operativo de este programa es el plan de emergencia y comprende el desarrollo de lo siguiente: a) Alerta. Se debe establecer un Sistema de Alerta interno utilizando sirenas, luces, altavoces o

cualquier otro medio que determine que existe una emergencia, cuyo significado debe ser oportunamente identificable;

b) Plan de emergencia. Se debe elaborar un plan de actividades y procedimientos específicos de actuación para hacer frente a fallas en el sistema de transporte y siniestros. El objetivo fundamental de este plan es la puesta en marcha y la coordinación del operativo de emergencia en función del siniestro, los recursos disponibles y los riesgos previsibles. El plan debe considerar los procedimientos por escrito en caso de emergencia y minimizar los riesgos que resulten de las emergencias en la tubería que transporta gas natural:

1 El plan de emergencia debe incluir, como mínimo:

Un responsable de la operación y su suplente; Un centro de comando identificado e intercomunicado para emergencias; Un sistema de comunicación y alerta entre las personas que realicen actividades de

transporte y los cuerpos de emergencia de la zona geográfica; Un protocolo de alerta a los cuerpos de seguridad pública; Una relación de funciones y responsabilidades de los organismos involucrados; Reglas de actuación en las emergencias;


NIVEL 0



Los procedimientos para la supresión de fugas, uso y manejo de planos de localización de líneas, válvulas y accesorios, y

Las reglas generales para el combate de incendios.

2 Procedimientos en caso de emergencia.

Las personas que lleven a cabo actividades de transporte deben establecer procedimientos escritos para minimizar los riesgos que resulten de emergencias en tuberías de gas. Estos procedimientos deben incluir, como mínimo, con lo siguiente: Recepción, identificación y clasificación de información de los eventos que requieran de una respuesta inmediata por parte de las personas que realicen actividades de transporte; Establecer y mantener los medios de comunicación con funcionarios de la Dirección de Protección Civil correspondiente, policía, bomberos y otros organismos públicos involucrados relacionados con lo siguiente:

Detección de fugas de gas dentro de un edificio o en las inmediaciones; Atención de un incendio dentro o en las proximidades de las instalaciones de tuberías; Atención de una explosión cerca o en una instalación de tubería, y Desastre provocado por fenómeno natural o daños por terceros.

3 Disponer del personal, equipo, herramientas y materiales, de acuerdo a necesidades en la

escena de una emergencia; 4 Definir y tomar acciones dirigidas hacia la protección de las personas y de la propiedad,

bienes materiales y su entorno; 5 Realizar, cuando se requiera, paros de emergencias y reducción de la presión en cualquier

parte del sistema de tubería del permisionario que sean necesarios para minimizar los riesgos a la vida o a la propiedad;

6 Tomar todas las medidas de seguridad ante cualquier riesgo real o potencial que pudiera

afectar a las personas, propiedad y su entorno, y asegurarse de su efectividad; 7 Notificar a la Dirección de Protección Civil correspondiente, policía, bomberos y demás

sectores públicos involucrados en las emergencias de tuberías de gas sobre cualquier situación de emergencia, y coordinar con ellos las respuestas planeadas y las respuestas reales durante el evento;

8 Restaurar, con base en las medidas de seguridad definidas, cualquier interrupción de los

servicios. 9 Tomar acciones de investigación de fallas al finalizar la emergencia. 10 Las personas que lleven a cabo actividades de transporte deben establecer, mantener y

promover el enlace apropiado con los Comités de Protección Civil, policía, bomberos y con los demás organismos públicos.


NIVEL 0



Programa de recuperación. Educación al público. La persona que realice actividades de transporte debe establecer un programa de educación continua dirigido a los clientes, al público, a organizaciones gubernamentales y a las personas físicas o morales con quien tengan relación con objeto de que se conozcan cuáles son las actividades relativas a la prestación del servicio de transporte y las emergencias que se pueden presentar en el sistema. Investigación de fallas. Procedimientos de emergencia. Los procedimientos de emergencia deben incluir lo siguiente: a) El establecimiento del alcance de aplicación de los procedimientos de emergencia; b) La descripción detallada de las instalaciones a las cuales aplica el procedimiento, que incluya:

La localización y los medios de acceso a las instalaciones, y

La cantidad, longitud y diámetro de las tuberías involucradas. c) La descripción de la presión, rango de flujo y otras condiciones de operación de la tubería; d) Los procedimientos y documentación necesaria para las emergencias; e) Instructivos descriptivos que se facilitan a las personas que reportan las emergencias; f) La acción inicial a tomar ante la aparición de una emergencia; g) Los nombres y teléfonos del personal de los departamentos con los cuales se debe contactar en

caso de una emergencia y las responsabilidades que les competen; h) Los nombres y teléfonos de los servicios públicos y de otros sectores involucrados en la Dirección

de Protección Civil, o de ayuda mutua a los que se podría contactar en caso de una emergencia;

La descripción de los equipos de emergencia disponibles y su localización. i) Los procedimientos que se utilizarán en el sitio de la emergencia; j) Las medidas de seguridad que se toman durante la emergencia, que incluyen:

Acciones tomadas sobre el producto que fuga y que se transporta por tuberías; Aislamiento y procedimientos de paro de las estaciones de compresión, y Los métodos para monitorear el nivel de riesgo en el sitio.


NIVEL 0



k) La lista de las áreas ambientalmente sensibles que requieran atención especial durante la

emergencia; l) Los planes de contingencias para la protección inmediata del ambiente, y m) Los procedimientos de evacuación. Se deben actualizar los manuales de operación y mantenimiento anualmente en lo referente a los planes y procedimientos descritos, considerando su vinculación con las autoridades competentes. Notificación de la construcción de cruzamientos. Cuando se construya una tubería que cruce una vía de comunicación pública o privada se debe: a) Informar y proporcionar a detalle el impacto técnico, ambiental y de riesgo, entre otros, a las

autoridades gubernamentales, federales, estatales y municipales competentes, para obtener la autorización correspondiente;

b) Indicar la descripción de la obra, la localización y las afectaciones o cruces que implica, c) Indicar el nombre del propietario y de la entidad o autoridad que está a cargo de la vía que se

afecte Finalmente, se recomienda ver los Capítulos V, VI y VII de la MIA, en donde se analizan las posibles afectaciones al suelo, flora y fauna de la zona que atraviesa el proyecto. Del análisis y evaluación de las posibles interacciones de riesgos con los componentes ambientales próximos al proyecto, se concluye que el proyecto no afectará de manera relevante a dichos componentes ambientales del sistema ambiental, mismo que conforme a lo establecido en el capítulo V de la MIA, es capaz de responder a las alteraciones que se produzcan, en donde existe vegetación secundaria que no compromete la estructura del ecosistema. Adicionalmente, se cuenta con medidas preventivas y de seguridad ambiental que hacen al proyecto viable ambientalmente. Finalmente, y derivado de lo anterior, se puede concluir que los impactos derivados de eventos de riesgo no son relevantes ambientalmente, por lo que se respeta la integridad funcional de los ecosistemas en los que se encuentran presentes.


NIVEL 0



VII.2. HACER UN RESUMEN DE LA SITUACIÓN GENERAL QUE PRESENTA EL PROYECTO EN MATERIA DE RIESGO AMBIENTAL, SEÑALANDO DESVIACIONES ENCONTRADAS Y POSIBLES ÁREAS DE AFECTACIÓN. El proyecto cubre los requerimientos nacionales normativos de diseño y de seguridad para su operación, en materia ambiental, así como los requerimientos de normas nacionales e internacionales. De acuerdo con el historial de riesgos para ductos de transporte de hidrocarburos, entre los que se cuenta el gas natural, se observa que éstos fueron causados por falta de mantenimiento, corrosión interna y/o externa y por acciones de terceros sobre las tuberías en labores de excavación, por empresas que no siguieron el procedimiento de marcaje y no respetaron el Derecho de Vía. Como resultado de la identificación de riesgos se encontró concordancia con lo antes dicho y se corroboró que el riesgo asociado a la operación normal del gasoducto de acero de 10’’ de diámetro, y en particular las posibles afectaciones en instalaciones aledañas, es generado por la posibilidad de que de manera coincidente se presente una fuga de gas natural y entre en contacto con una fuente de ignición. Recordemos que las condiciones que conducen a un peligro de fuego y explosión en las tuberías, son la formación de una mezcla aire – gas, en concentraciones dentro del rango de la inflamabilidad (4.5% - 15%) y la presencia simultánea de una fuente de ignición, que aporte la energía suficiente para generar un fuego y por el índice probabilístico también una explosión, dado que, la densidad del gas natural es 0.6 Kg/m³, es decir, menor a la del aire. Por otra parte, aún y cuando el ducto se encuentra enterrado de 115 centímetros de profundidad y 55 centímetros de ancho, el punto más vulnerable de daño sería una válvula de seccionamiento, ya que se encuentra visible y expuesta a condiciones ambientales. En el supuesto de que se llegara a presentar un accidente por fuga de gas y su consecuente incendio y/o explosión, los riesgos derivados de este hecho potencial se manifestarían en la forma de daños a las mismas instalaciones del gasoducto y a los posibles trabajadores que realicen actividades de mantenimiento del gasoducto y limpieza del derecho de vía dentro del radio de afectación del evento. De acuerdo con los resultados del Estudio de Riesgo Ambiental, los posibles escenarios de riesgo se pueden presentar en la tubería del sistema de transporte (cuerpo del ducto), en un elemento de medición o control (válvulas, conexiones, niples, coples, soldadura, etc.) o una válvula de seccionamiento, y su posible afectación correspondería a alguna de las siguientes manifestaciones: Escenarios:

1. Fuga de gas a través de un orificio de 0.5 pulgadas de diámetro equivalente, originado por corrosión interna o externa en el gasoducto.

2. Fuga por orificio de 1 pulgada de diámetro en la tubería del sistema debida a sobrepresión. 3. Fuga a través de un orificio, de 2 pulgadas para el ducto de 10’’ correspondiente al 20% del

diámetro del ducto, debida a golpe accidental. 4. Fuga por accidente mayor de 10 pulgadas de diámetro, es decir, seccionamiento total del

ducto, debido a fenómenos naturales por movimiento de tierra extremos o terrorismo.


NIVEL 0



Conforme a los resultados de la aplicación de las técnicas de identificación y jerarquización de riesgos, las manifestaciones (eventos) 1, 2 y 3 representan los eventos máximos probables de riesgo, es decir, los eventos que tienen mayor probabilidad de ocurrir, aunque no necesariamente el mayor potencial de afectación. En base a las condiciones extremas de operación, el mayor potencial de afectación, se calculó con la fórmula de la norma 49 CFR 192, con la simulación hecha por BRYCSA siguiendo los cálculos descritos en el TNO “Yellow Book” para incendios tipo chorro, y con simulaciones realizadas en el programa ALOHA. La norma 49 CFR 192 es el documento de mayor referencia y más estricto para construir ductos, por parte de los principales constructores en Canadá y Estados Unidos. Al presentarse alguno de los escenarios mencionados y generar una fuga de gas natural, como elemento de control se cuenta con el sistema SCADA el cual envía una señal a la consola que se localizará en el cuarto de control para que tome una acción correctiva en atención a la falla. Esta acción puede ser el bloqueo de la sección mediante el cierre de válvulas de paso, paro del sistema, o cualquier otra que restablezca las condiciones de operación. Simultáneamente, el sistema activa una alarma del tipo sonoro y luminoso para alertar al personal a fin de que siga la secuencia de atención y ejerza una acción correctiva en caso de que falle el sistema de control computarizado. En caso de una sobrepresión el sistema activará una válvula de alivio que servirá para el desfogue, su accionamiento será por medio de presión del gas. Ante el incremento de presión de gas esta válvula abrirá inmediatamente y desfogará el exceso de presión. Finalmente, se tendrán instaladas válvulas de seccionamiento principales y secundarias que se cerrarán inmediatamente al presentarse cualquier escenario de riesgo ambiental, lo que permitirá un control seguro de la situación. En las Tablas siguientes se presenta un resumen de los resultados que arrojaron las modelaciones matemáticas y las simulaciones de acuerdo a las manifestaciones anteriores.

Tabla 3. Interacciones de riesgo con actividades en las colindancias del gasoducto, eventos más probables

Alto riesgo (Incendio Chorro de Fuego, radiación térmica) (10 kw/m2)

Radios de afectación (m) Instalaciones o

infraestructura existente Observaciones.

Escenario 1: Fuga por orificio de diámetro equivalente de 0.5, causado corrosión interna y/o externa y posible incendio del material fugado en caso de encontrar una fuente de ignición. 13 m (42.65 ft)

En este radio solamente se encuentran las propias instalaciones que podrían verse afectadas siempre y cuando el chorro de fuego incida directamente sobre ellas (el chorro puede ser en una sola dirección dentro de un espectro de 360° para instalaciones superficiales).

Para evitar este evento se debe verificar el buen estado de la protección catódica y el mantenimiento oportuno. Como el gasoducto está enterrado, el chorro de fuego se proyectaría en la dirección vertical por lo que la afectación en el eje horizontal se vería reducida en gran medida.


NIVEL 0




Radios de afectación (m) Instalaciones o

infraestructura existente Observaciones.

Escenario 2: Fuga por orificio de diámetro equivalente de 1 pulgada debida a sobrepresión. 26 m (85.30 ft)

En este radio solamente se encuentran las propias instalaciones que podrían verse afectadas siempre y cuando el chorro de fuego incida directamente sobre ellas (el chorro puede ser en una sola dirección dentro de un espectro de 360°.)

Es conveniente mencionar que para evitar este evento se cuenta con válvulas de desfogue de presión. Como el gasoducto está enterrado, el chorro de fuego se proyectaría en la dirección vertical por lo que la afectación en el eje horizontal se vería reducida en gran medida.

Escenario 3: Fuga por orificio o ruptura de diámetro equivalente de 2 pulgada, causado por agente externo. 51m (167.32 ft)

Si se presenta este evento el gasoducto sufriría daños y deformaciones en el punto del accidente y también existirían afectaciones a otras actividades presentes tales como caminos y carreteras en el cruce, así como a las actividades que se encuentren dentro del radio. Sólo si el evento se llega a presentar en las inmediaciones de un poblado existiría riesgo de daños a personas ajenas al proyecto. Del km 10 + 130.38 al km 11 + 099.83, en el municipio de Temoaya, Estado de México, el trazo de la ruta del “PROYECTO BICENTENARIO”, pasa paralela a torres de alta tensión, a una distancia aproximada de 55-57 m, en la figura se muestra con línea de color naranja el trazo de estas torres, las cuales podrían ser afectadas en caso de incendio.

Para evitar que se presente este evento se debe contar con procedimientos rigurosos de mantenimiento y procedimientos para realizar trabajos con riesgo, ya que solamente el personal de mantenimiento puede generar este accidente. Como el gasoducto está enterrado, el chorro de fuego se proyectaría en la dirección vertical por lo que la afectación en el eje horizontal se vería reducida en gran medida. La trayectoria del gasoducto, correrá en forma paralela a las líneas de transmisión eléctrica, propiedad de la Comisión Federal de Electricidad por lo que es la principal estructura que pudiera ser afectada. Es conveniente mencionar que para evitar este evento se cuenta con válvulas de desfogue de presión.


NIVEL 0



Tabla 4. Interacciones de riesgo con actividades en las colindancias del gasoducto, eventos

catastróficos menos probables


Radios de afectación (m)

Instalaciones o infraestructura existente

Observaciones.

Escenario 1: Fuga de gas natural a través de una rotura mayor del gasoducto debido a fenómenos naturales muy fuertes que impliquen un movimiento muy grande de tierras o terrorismo. 64 m. 209.97 ft.

Si se presenta este evento el gasoducto sufriría daños y deformaciones en el punto del accidente y también existirían afectaciones a otras actividades presentes tales como caminos y carreteras en el cruce, así como a las actividades que se encuentren dentro del radio. Sólo si el evento se llega a presentar en las inmediaciones de un poblado existiría riesgo de daños a personas ajenas al proyecto. Del km 10 + 130.38 al km 11 + 099.83, en el municipio de Toluca, Estado de México, el trazo de la ruta del “PROYECTO BICENTENARIO”, pasa paralela a torres de alta tensión, a una distancia aproximada de 55m.

Para evitar que se presente este evento se debe contar con procedimientos rigurosos de mantenimiento y procedimientos para realizar trabajos con riesgo, ya que solamente el personal de mantenimiento puede generar este accidente. Como el gasoducto está enterrado, el chorro de fuego se proyectaría en la dirección vertical por lo que la afectación en el eje horizontal se vería reducida en gran medida. La trayectoria del gasoducto, correrá en forma paralela a las líneas de transmisión eléctrica, propiedad de la Comisión Federal de Electricidad por lo que es la principal estructura que pudiera ser afectada. Es conveniente mencionar que para evitar este evento se cuenta con válvulas de desfogue de presión.

Resulta de suma importancia señalar, que los eventos riesgosos descritos con anterioridad tendrán una muy baja probabilidad de ocurrir, debido a las consideraciones como medidas preventivas y correctivas que se tomaron en cuenta para las diferentes etapas del proyecto mencionadas en los párrafos anteriores. El escenario 4 corresponde al evento máximo catastrófico, ya que es el que tiene el mayor potencial de afectación, con una probabilidad de llegar a presentarse extremadamente baja. El riesgo máximo catastrófico corresponde a una rotura mayor del gasoducto por movimiento grande de tierras o por terrorismo. Las posibles afectaciones tienen mayores repercusiones en los puntos de alimentación, es decir en la interconexión con el sistema de 16” Palmillas-Toluca, en San Pablo Autopan. Considerando que las instalaciones se encuentran instaladas en forma subterránea y que se cuenta con dispositivos de seguridad y control que garantizan la buena operación de las variables de flujo, presión y temperatura, se considera que este evento máximo catastrófico se podría generar solamente bajo condiciones muy específicas como puede ser movimiento de tierras.


NIVEL 0



A lo largo de los 32+094 kilómetros que abarca el proyecto, únicamente se ubica una localidad con una población mayor de 710 habitantes dentro de un radio de 200 metros o menor, representando con ello, la prioridad de alejar el ducto de cualquier centro poblacional.

Tabla 9. Municipios por donde pasa el proyecto y población que ocupa.

Municipio Núcleo de Población

Habitantes (censo 2005, INEGI)

Distancia del Trazo (m)

Otzolotepec La Joya 710 200 Tomado de: http://mapserver.inegi.org.mx/mgn2k/?s=geo&c

En caso de presentarse alguno de los eventos más probables de riesgo es posible que se produzca un incendio siempre que el gas encuentre una fuente de ignición, o si acaso se llega a acumular el gas (lo que es muy remoto dadas las condiciones atmosféricas de la zona) el grado de afectación estará en función de la magnitud del evento que tenga lugar; volumen de gas involucrado directamente, condiciones atmosféricas y tiempo de respuesta de las brigadas de emergencia. Asimismo, otra consideración es la dirección y velocidad del viento al momento de presentarse una fuga, así como de la posibilidad de la presencia de una fuente de ignición. Es necesario recalcar que para que tengan lugar las manifestaciones de los eventos hasta aquí analizados sería necesaria la conjugación de los siguientes eventos de acuerdo al análisis realizado en HAZOP del capítulo VI del ERA. A manera de resumen del estudio de riesgos (HAZOP), se analizaron los siguientes puntos:

Tabla 10. Sistema, Subsistema, nodo y componente del análisis HAZOP.

Sistema Nodo Localización Componente


1.- Interconexion km 0+000 San Pablo Autopan

1. Interconexión de linea de 10" correspondiente a extensión del gasoducto principal de 16" de Tejas Gas de Toluca (Toluca- Palmillas).


2.- Trampa de Envío de Diablos

TED-100 km 0+000

2. Trampa de envío de diablos


3.- Trampa de Recibo de Diablos

TRD-101km 32+094

3. Trampa de recibo de diablos


4.- Válvulas de Seccionamiento

km 16+306 del gasoducto de 10" de diametro

4. Válvulas de seccionamiento


5.- Línea del Ducto

Línea de 10" de diametro nominal con una longitud de 32+094km

5. Ducto de 10" de diametro nominal con una longitud de 32+094km


NIVEL 0



Sección punto de Interconexión (Nodo 1).

Existen 5 posibles desviaciones de riesgo:

menor presión, más presión, menos flujo cambios inesperados en las condiciones de operación, y por último cambios inesperados de las condiciones ambientales

Menor presión: se presenta principalmente por el cierre accidental de válvulas de interconexión cerradas o por la presencia de fugas debido a golpes accidentales y corrosión. Mayor presión: se presenta principalmente por el mal funcionamiento del sistema de control y alarma, mayor presión en el suministro de la línea y el cierre accidental de válvulas. No Flujo: se presenta cuando existe una fuga en la tubería, por sabotaje y el cierre total accidental de válvulas. Cambios inesperados en las condiciones de operación: se presenta por vandalismo, sabotaje o terrorismo. Cambios inesperados de las condiciones ambientales: son originados por inundaciones, caída de rayos, sismos, heladas y granizadas.

Sección Trampas de envío y recibo de diablos, TED-100 y TRD-101 (Nodos 2 y 3). Con 2 posibles escenarios: menos presión, más presión: Menos presión: se presenta cuando la válvula de compuerta para salida de diablos está cerrada, con válvula de la línea de pateo abierta, cuando la válvula de by pass de las trampa de diablos se encuentra abierta, o existe alguna fuga en el ducto. Más presión: mayor presión en el gasoducto cuando la válvula de compuerta o la válvula de la línea de pateo se encuentran abiertas, la válvula de compuerta para la salida de diablos y la válvula de línea de by pass se encuentren cerradas con la válvula de pateo abierta. La válvula se cierra sin señal de cierre.

Válvula de seccionamiento km 16 + 306 (Nodo 4). Menor presión: la disminución de presión en esta sección se debe a una menor presión en la sección anterior, obstrucción del gasoducto debido a diablo, fuga por orificio causado por corrosión interna, externa o agente externo, el cierre total de la válvula de interconexión con destino de gasoducto. Más presión: la válvula se cierra sin señal de cierre. Falla de indicadores de presión y sistema de control de alarma.


NIVEL 0



Menos Flujo: se debe a posibles fugas en el ducto, o en los sellos de las válvulas.

Ducto de 10" de diámetro, del km 16+306 al km 32 + 094 (Nodo 5). Menos presión: se debe a que la válvula de seccionamiento, total o parcialmente cerrada, falla de los indicadores de presión y sistema de control y alarma, y la mala programación de envío de productos por demanda excesiva o alguna fuga en el ducto. Más presión: la válvula se cierra sin señal de cierre. Falla de indicadores de presión y sistema de control de alarma. Menos Flujo: se debe a posibles fugas en el ducto, o en los sellos de las válvulas. Cambio en condiciones ambientales (Fenómenos Naturales): son originados por inundaciones, caída de rayos, sismos, movimientos de tierra (deslaves o derrumbes), heladas y granizadas; lo cual puede ocasionar daño mecánico al ducto o rotura total. Cambio en las condiciones de operación: estos cambios son originados principalmente por daños al ducto originados por terceros ya sea por excavaciones, crecimiento de la población, incendio cercano a la ubicación del ducto, por sabotaje, vandalismo y/o terrorismo. Finalmente, se debe considerar que el proyecto fue concebido para ser instalado en una trayectoria con uso del suelo representado en su mayoría por selva mediana de tipo secundario, zonas agrícolas y zonas agropecuarias (por lo que éstas áreas se consideran como rurales), sin instalaciones o vecinos aledaños, totalmente despejada (terrenos baldíos), con una alta tasa de recambio de aire que permitirá la dispersión del gas natural en la atmósfera en caso de una fuga. Otro factor relevante lo constituye el hecho de que se trata de tubería subterránea. VII.2.1 Con base en el punto anterior, señalar todas las recomendaciones derivadas del análisis de riesgo efectuado, incluidas aquellas determinadas en función de la identificación, evaluación e interacciones de riesgo y las medidas y equipos de seguridad y protección con que contará la instalación, para mitigar, eliminar o reducir los riesgos identificados. Como medidas de mitigación para incidentes en donde se involucren las instalaciones podemos mencionar las recomendaciones incluidas en el HazOp, ya que en estos casos todas las instalaciones que podrían afectar o verse afectadas por el gasoducto en cuestión, pertenecen a la propia empresa. Las recomendaciones derivadas del HAZOP se muestran a continuación, además de otras que se indicarán:

1. Las recomendaciones para el HAZOP realizado para los nodos analizados se encuentran en el Anexo VI.2 HAZOP para gasoducto que transporta gas natural.

Previo al arranque de operaciones del ducto: De acuerdo a la normativa que rige este tipo de actividades es necesario realizar y contar con las pruebas de:


NIVEL 0



Tabla 11. Recomendaciones derivadas del Hazop

N° Recomendaciones/Acciones Nodo y desviación

1 Establecer programas de mantenimiento preventivo a instrumentos (sistema de control y alarmas)

Causas: 1.1.1, 1.2.1, 1.2.2, 1.2.3, 1.2.4, 1.3.2, 2.1.1, 2.1.2, 2.2.1, 2.2.2, 2.2.3, 3.1.1, 3.1.2, 3.1.3, 3.1.4, 3.1.5, 3.1.6, 3.2.1, 3.2.2, 3.2.3, 3.2.4, 4.1.1, 4.1.2, 4.1.3, 4.2.1, 4.2.2, 4.2.3, 4.3.1, 4.3.2, 4.3.3, 5.1.1, 5.1.2, 5.1.3, 5.1.4, 5.1.5, 5.2.1, 5.2.3 , 5.2.4, 5.2.5, 5.2.6, 5.2.7, 5.2.8, 5.3.1, 5.3.5, 5.3.6

2 Establecer programas de capacitación y evaluación a personal involucrado en la operación del gasoducto

Causas: 1.2.1, 2.1.2, 3.1.2, 3.2.4, 4.1.2, 4.1.3, 4.1.4, 4.2.3, 4.3.1, 4.3.3, 5.1.2, 5.1.4, 5.2.1, 5.2.3, 5.2.4, 5.2.5,5.2.6, 5.3.1, 5.3.5

3 Establecer programas de inspección y mantenimiento a ducto

Causas: 1.2.1, 1.2.4, 1.3.2, 3.1.3, 3.1.4, 4.1.2, 4.1.3, 4.1.4, 4.2.3, 4.3.1, 4.3.3, 5.1.4, 5.2.6, 5.2.8, 5.3.5, 5.3.6,

4 Difusión de programa de atención a emergencias (Realización de simulacros).

Causas: 1.3.2, 1.3.3, 3.1.3, 3.1.4, 3.1.5, 3.1.6, 4.3.1, 4.3.2, 4.3.3, 5.1.5, 5.2.7, 5.2.8, 5.3.5, 5.3.6

5 Comunicación efectiva con los centros de apoyo a emergencia (bomberos, hospitales, Protección civil)

Causas: 1.3.3, 3.1.5, 3.1.6, 4.3.2, 5.3.5, 5.3.65.5.1, 5.5.2, 5.5.3

6 Verificar el tamaño de válvula con actuadores,el tiempo de actuación de estas válvulas en todo el ducto para prevenir el golpe de martillo

Causas: 2.2.1, 3.2.1, 4.1.1, 5.2.2, 5.2.3, 5.2.5, 5.2.6

7 Activar el PPA e informar a los grupos locales de auxilio (protección civil, bomberos, cruz roja, etc.).

Causas: 3.1.5, 3.1.6, 5.3.6

8 Contar con letreros alusivos a la seguridad, en la trayectoria del ducto

Causas: 3.1.5

9 Establecer mecanismos de comunicación y acción inmediata.

Causas: 2.1.1, 2.2.1, 2.2.2, 2.2.3, 3.1.1, 3.1.5, 3.1.6, 3.2.1, 3.2.2, 3.2.3, 3.2.4, 4.1.1, 4.1.4, 4.2.1, 5.1.1, 5.1.2, 5.2.7, 5.2.8, 5.2.9, 5.3.6

10 Actuadores de cierre lento de las válvulas Causas: 5.1.3

11 Las válvulas de bloqueo o seccionamiento deben contar con recintos cerrados para evitar la intromisión de terceros.

Causas: 2.1.2, 3.1.2, 3.1.3, 3.1.4, 5.1.4

12 Supervisar la aplicación correcta del programa de mantenimiento de accesorios.

Causas: 5.1.4

13 Aplicar los procedimientos de entrega y recibo de diablos.

Causas: 2.1.1, 2.1.2, 2.2.1, 2.2.2, 2.2.3, 3.1.1, 3.1.2, 3.1.3, 3.1.4, 3.2.1, 3.2.2, 3.2.3, 3.2.4, 5.1.4

14 Establecer programas de capacitación del personal en conocimiento y aplicación del plan y procedimientos para emergencias.

Causas: 4.2.2, 4.3.2, 5.1.5, 5.2.4, 5.2.5

15 Establecer programa de mantenimiento preventivo a trampa de diablos

Causas: 5.2.3

16 Verificar que se aplique correctamente la corrida de diablo.

Causas: 2.1.1, 2.1.2, 2.2.1, 2.2.2, 2.2.3, 3.1.1, 3.1.2, 3.1.3, 3.1.4, 3.2.1, 3.2.2, 3.2.3, 3.2.4, 5.2.4


NIVEL 0




17 Establecer manuales de procedimiento para la operación y mantenimiento del equipo

Causas: 5.2.4

18 Realizar pruebas de hermeticidad del sistema. Causas: 5.2.4

19 Llevar a cabo los procedimientos para el cierre de válvulas (corte, seccionamiento) por mantenimiento o prueba, dando a conocer con anticipación al departamento operativo

Causas: 5.2.5, 5.2.8

20 Asegurar el diseño adecuado del lanzador y receptor de diablo.

Causas: 3.1.6

21 Cubrir instrumentos que estén a cielo abierto bajo un cobertizo.

Causas: 1.5.4

22 Realizar limpieza de ducto por medio de diablos de limpieza antes de operación del ducto.

Causas: 5.3.2

23 Establecer programa de inspección y mantenimiento a válvulas

Causas: 5.3.3

24 Instalar dispositivos (testigos) para el monitoreo de la velocidad de corrosión en Trampas de Envío y Recibo, y en Válvulas de Seccionamiento.

Causas: 5.4.2

25 Instalar dispositivos (testigos) para el monitoreo de la corrosión en puntos cercanos a canales de aguas negras.

Causas: 5.4.3

26 Recubrimiento anticorrosivo, protección catódica/anódica, sistemas de monitoreo de la corrosión interna, y válvulas de seccionamiento.

Causas: 5.4.1

27 Instalar dispositivos (testigos) para el monitoreo de la corrosión en puntos con cruce de líneas de alta tensión.

Causas: 5.4.5

28 Diseñar un programa de inspección y limpieza interna del gasoducto con equipos instrumentados y de limpieza (Diablos).

Causas: 5.4.4

29 Activar plan de emergencia Causas: 5.5.1, 5.5.2, 5.5.3

30 Previo a la construcción, realizar un Análisis de flexibilidad al diseño del gasoducto, para preveer los límites de esfuerzos y deformaciones que se presentarán en el gasoducto en caso de que ocurra un sismo

Causas: 5.5.2

31 Establecer y desarrollar programas de apoyo y contacto permanente con las comunidades que se encuentran cerca del derecho de vía.

Causas: 1.4.1, 1.4.2, 5.6.1, 5.6.3, 5.6.4

32 Programar los trabajos de mantenimiento mayor mediante libranzas, para evitar tiempos innecesarios de paros.

Causas: 1.3.1, 5.3.4


NIVEL 0




33 En cuanto se detecte invasión por parte del sistema de patrullaje del ducto se dará a conocer a las autoridades municipales para que apoyen en mantener el DDV del gasoducto.

Causas: 5.6.2

Tabla 12. Recomendaciones Generales

Actividad Prevención-protección Selección de la tubería. Control de Calidad en la adquisición de materiales. Selección de los accesorios de la tubería.

Control de Calidad en la adquisición de materiales.

Válvulas de seccionamiento

Instalar malla protectora a los registros de las válvulas de seccionamiento con el fin de proteger a las personas ajenas a las mismas, asimismo identificar mediante señalamientos los teléfonos en caso de una emergencia.

Manejo, transporte y almacenamiento de la tubería.

Establecer procedimientos para el manejo, transporte y almacenamiento de las tuberías. Supervisar que se cumplan dichos procedimientos.

Excavación de las zanjas. Llevar una estricta supervisión de esta actividad. Llevar un registro de profundidades y verificar que correspondan a lo especificado.

Bajado de tubería. Limpieza de la zanja previamente a la bajada de la tubería. Colocar material suave cerca de la tubería en la zanja. Supervisión del procedimiento y del uso de equipo apropiado a la operación.

Uniones de la tubería. Verificar que el personal tenga la capacitación adecuada o que cuente con la experiencia comprobada en el método de unión especificado. Realizar las inspecciones y pruebas correspondientes de acuerdo a la Norma.

Pruebas de hermeticidad. Supervisión de la ejecución de la prueba. Registrar los resultados en bitácoras.

Señalización en los sistemas de distribución.

Verificar la ejecución de su operación. Establecer un programa periódico de desmonte y limpieza de las instalaciones exteriores, tales como válvulas de seccionamiento, registros y sistema de protección catódica. Establecer un programa de revisión, desmonte y limpieza del derecho de vía del sistema de transporte de gas natural y de los señalamientos de identificación.

Operación del sistema. El sistema automáticamente se regula para mantener el rango de presión de operación. Efectuar un mantenimiento preventivo periódico a los dispositivos de regulación. Mantener un monitoreo constante de temperatura, flujo y presión de operación. Mantener inspecciones constantes a toda la trayectoria del ducto


NIVEL 0



Actividad Prevención-protección con un equipo de detección de fugas las 24 horas los 365 días del año. Implementar un Plan de Prevención de Daños.

Operación y mantenimiento

Desarrollar un manual de operación y mantenimiento. Desarrollar un procedimiento de vigilancia a las instalaciones. Registrar todas las inspecciones en una bitácora y remediar las afectaciones en caso necesario. Establecer un programa de mantenimiento periódico a todo el sistema.

Conclusiones y consideraciones finales. De acuerdo con los resultados del estudio de riesgo Anexo VI.6 el riego general del ducto es ligero fundamentados en la información proporcionada por la ingeniería básica, con estos datos se puede establecer que las instalaciones correspondientes al Gasoducto de 10” de diámetro y 32+094 Km de longitud denominado “Proyecto Bicentenario”, dispondrá de la infraestructura necesaria para operar con seguridad, minimizando los riesgos al personal, al ambiente e instalaciones propias y aledañas.

Sin embargo se recomienda la actualización del presente estudio de riesgo, ajustándolo con la ingeniería de detalle de la instalación, así como asegurar que las actividades que complementarán al proceso como serían mantenimiento, inspección, capacitación, supervisión, entre otras cuenten con procedimientos y programas apropiados como se menciona en las recomendaciones dadas en el apartado VI.5.


NIVEL 0


Capítulo 7, Página 27 de 31

VII.3.Informe Técnico.

Fecha de Ingreso

DATOS DE LA COMPAÑÍA ENCARGADA DE LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO DE RIESGO Compañía BRYCSA Registro

Nombre de la persona responsable ING. HUMBERTO CALVILLO CABRAL Cargo Responsable

DATOS GENERALES DE LA EMPRESA No. de Registro INE R.F.C. BRC860819EE0 Nombre BIENES RAICES Y CONSTRUCCIÓN S. A.DE C.V.

Nombre del Proyecto “PROYECTO BICENTENARIO”

Objeto de la Instalación o Proyecto Transporte de gas natural

UBICACIÓN DE LAS INSTALACIONES Calle y Número Colonia/Localidad

Municipio/Delegación Estado ESTADO DE MÉXICO

Codigo Postal

DOMICILIO PARA OIR O RECIBIR NOTIFICACIONES Calle y Número Pedro Luis Ogazón No. 59-A Colonia/Localidad Guadalupe Inn

Municipio/Delegación Álvaro Obregón Estado D.F.

Codigo Postal 01020

Teléfonos (01 55) 51 48 67 00 Fax (01 55) 51 48 67 01 Correo electrónico [email protected]

Nombre del representante de la empresa LIC. FERNANDO CALVILLO ALVAREZ

Cargo

GIRO DE LA EMPRESA

Petróleo y derivados Petroquímico Químico Minero-Metalúrgico

Alimentos y bebidas Residuos Peligrosos Maquilador X Otros

ENERGETICO


NIVEL 0



USO DE SUELO DONDE SE ENCUENTRA EL PROYECTO

Agrícola X Rural Habitacional Industrial

Comercial Mixto

LA PROYECTO SE ENCUENTRA UBICADA EN UNA ZONA CON LAS SIGUIENTES CARACTERÍSTICAS

Zona industrial Zona habitacional Zona suburbana

Parque industral Zona urbana X Zona rural

LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA (EXCEPTO DUCTOS) SUPERFICIE

Coordenadas latitud N Requerida m2

Coordenadas longitud W Total m2


NIVEL 0



Sustancias transportada: Gas natural con la siguiente composición

Nombre químico de la sustancia

(IUPAC) Núm. CAS

Densidad (kg/m³)

Flujo gas

(kg/seg) Long (km)

Diámetro de la

tubería (m)

Presión (kg/cm²) Espesor (mm)

Descripción de la trayectoria

Dis. Op.

Gas Natural 74-82-8 0.6 4.47 32.094 0.254 71.36 30.51 0.188

La trayectoria será en su totalidad por territorio mexicano. El gasoducto “PROYECTO BICENTENARIO”, consiste en la instalación de un segmento de tubería: de 10”, para transportar gas natural (CH4g). Esta extensión inicia cerca del municipio de Palmillas, Estado de México, en el punto 0 + 000 km, el gasoducto recorrerá una distancia de 32 + 094 km hasta el municipio de Lerma, estado de México. El gasoducto "PROYECTO BICENTENARIO”, se instalará dentro de un derecho de vía de 13 metros, a lo largo de los 32 + 094 km de longitud total de ambos tramos del proyecto.

Ver Cap. II del ERA.


NIVEL 0



Identificación y jerarquización de riesgos ambientales

No. de Registro

No. de Orden Falla

Accidente hipotético Ubicación

Fuga Derrame Incendio Explosión Etapa de Operación Unidad o

equipo de proceso Almacenamiento Proceso Transporte Servicios

1

Fuga a través de un orificio de 0.5”, originado por corrosión interna y/o externa.

X X X X GASODUCTO

2 Fuga por orificio de 1” de diámetro originado por sobrepresión.

X X X X GASODUCTO

3

Fuga por orificio de 2” (equivalente al 20% del diámetro total del ducto), golpe accidental con maquinaria pesada

X X X X GASODUCTO

4

Fuga por orificio de 10”, originada por rotura total del gasoducto, debido a fenómenos naturales(movimiento de tierras) o Terrorismo

X X X X GASODUCTO


NIVEL 0



Criterios utilizados

No. de Registro

No. de Orden

Toxicidad Explosividad Radiación Térmica

Otros Criterios IDHL TLV8 TLV15

Velocidad del Viento (m/seg)

Estabilidad Atmosférica Otros 0.5 psi 1.0 psi Otro 1.4

KW/m2 5

KW/m2 10

KW/m2

1 2 D X X X X X 2 2 D X X X X X 3 2 D X X X X X 4 2 D X X X X X

capÍtulo i datos generales del …sinat.semarnat.gob.mx/dgiradocs/documentos/mex/e... · según el...

Documents