Instituto Nacional de Ecología

Libros INE

CLASIFICACION

AE 004401

LIBRO Elaboración de las Normas Técnicasde Ordenamiento Ecológico, para laIndustria del Petróleo y susDerivados

TOMO

I 1111111 11111 Ill 111111 I 1111 11111 11111 11111 11111 1111 1111

AE 004401

INSTITUTO NACIONALDE ECOLOGIA

BIBLIOTECA

CONTRATO No . A10-1-013-88 - -~

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ELABORACION DE LAS NORMAS TECNICAS DE ORDENAMIENTO

ECOLOGICO, PARA LA INDUSTRIA DEL PETROLEO Y SUS --

DERIVADOS .

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RESPONSABLE TECNICO-(CONTRATISTA INDEPENDIENTE)

ING . ROCIOSARMIENTOTORRES

RESPONSABLE TECNICO-DE LA DIRECCION GENERAL DE NORMATIVIDAD-TECNICA Y REGULACIONECOLOGICA

ING . SERGIORIVAPALACIOCHIANG

FECHA DE INICIO : FEBRERO-1988.FECHA DE TERMINO : ABRIL-1988 .

INDICE

I .- Identificación y caracte-rización de actividades -realizadas en la indus---tria petrolera.

II.- Identificación de áreas -de riesgo, por manejo, almacenamiento, procesamiento ó distribución de sus-

" tancias tóxicas, inflama-bles y/o explosivas, en -la industria petrolera .

III.- Determinación del nivel -de riesgo para cada una -de las actividades identificadas con riesgos . 5

IV.- Análisis y determinación-de las medidas de seguri-dad más adecuadas, en re-lación a los riesgos identificados . 13

- Medidas Básicas genera-les . 13

- Aspectos de seguridad -relacionados con la se-lección de maquinaria yequipo de procesamiento . • 17

- Puntos generales para -instalación de maquina-ria y equipo de proceso . 19

- Medidas de prevención -de accidentes en maqui-naria. 21

- Almacenamiento en pequeñas cantidades : Tambo--res y recipientes portátiles de líquidos inflamables . 22

- Almacenamiento en gran-des cantidades (a gra--nel), de hidrocarburos-y sus derivados . 23

4

- Tanques verticales atmosfé-ricos, criterios de diseño,de localización, agrupamientos según el producto alma-cenado y arreglos, en cuan-to a distancias mínimas permisibles para garantizar unproyecto seguro, económico-y funcional . 24

. Tipos recomendados de tan--ques cilíndricos verticalespara líquidos del petróleo. 24

. Localización de área de al-macenamiento . 26

. Corredores de tuberías . 26

. Instalaciones Subterráneas . 27

. Código e identificación de-tanques . 27

. Venteo y arrestadores de --flama . 27

. Arreglos de tanques de almacenamiento . 27

. Frente de ataque . 29

. Vías de escape y accesos paramantenimineto . 29

. Distancias mínimas a otras-instalaciones y límite de -.propiedad de Pemex . 30

. Diseño de diques . 31

- Tipos de tanques de almace-namiento de productos del -petróleo cilíndricos verti-cales atmosféricos . 34

- Factores de construcción generales, .para tanques de almacenamiento de acero, sol-dados, 'cilíndricos vertica-les . . 35

0

Pag.

NACIONALLâ: t;i..C)LOG~kA- . ..

- Factores de construcción --principales de tanques de -techo fijo atmosféricos y apresión . 40

- Alivio de presión y venteo-de emergencia . 43

- Precauciones en la opera---ción de tanques de techo fijo para sustancias inflama-bles y/o explosivas . 44

- Principales factores deconstrucción de tanques de-techo flotante . 46

- Precauciones en la opera---ción de tanques de techo --flotante, para sustancias - a

51inflamables y/o explosivas .

- Tanques de techo fijo con -cubiertas flotantes interiores . 52

- Tanques que operan a pre---sión, dentro del rango de -0 .035 a 1 .055 Kg/cm2 (0 .5--15 lb/pulg2 man) . 55

- Tanques a presión que ope-ran con presiones arriba de1 .05 Kg/cm2 man . (15 lb/---pulg2 man) . 56

- Arreglo (posicionamiento) -de tanques de almacenamien-to apresión . 57

- Medidas de seguridad, para-prevenir sobrellenado de --tanques . 58

- Prevención de escapes acci-dentales mayores de líqui--dos o vapores . Almacenamiento a presión : gases licua-dos del petróleo . 60

- Precauciones para almacena-miento de líquidos del pe-tróleo, con puntos de flas-heo arriba de 60° C . (líquidos de volatilidad baja) . ,-

. - ;' BIJIOTECA. . - .,

. Paredes de diques alrededor detanques de almacenamiento de -gases licuados del petróleo a-presión . 61

. Técnicas de transferencia de -gases licuados del petróleo . 62

. Recomendaciones para asegurar-un procedimiento correcto . 63

- Almacenamiento completamente -refrigerado . 65

. Paredes de diques, alrededor -de tanques de almacenamiento -de gases licuados del petróleocompletamente refrigerados . 66

- Almacenamiento refrigerado y apresión (almacenamiento semi--refrigerado ; gases licuados --del petróleo) . 68

- Tanques de almacenamiento sub-terráneos . 69

. Pruebas de tanques de almacenamiento subterráneos . 69

- Precauciones para evitar acci-dentes de explosión, fuego ó -intoxicación, por reparación ymantenimiento de equipo y tan-ques de almacenamiento del pe-tróleo y sus derivados . 71

. Limpieza y reparación de tan--ques . 71

- Alivio de presión en equipo deprocesamiento y auxiliar . 75 '

- Diseño y operación de sistemasde mecheros (quemadores) .' 82

- Fallas en intercambiadores de-calor . 89

- Medidas de seguridad en compresores . 92

- Algunas medidas de prevención-

94para arranque e instalación decompresores .

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Pag.

- Instrumentación y Detección enmaquinaria, para prevenir fa--.lías mecánicas . 95

. Sistemas de detección . 95

. Monitoreo y detección . 96

. Monitoreo de vibración . 97

. Medición de temperatura . 98

- Protección de equipo mecánico-ymotores . 100

- Medidas de seguridad generalesen relación al equipo eléctri'co . 101

. Seguridad intrínseca, para ---equipo eléctrico . 102

- Medidas de seguridad generalesen "tuberías y accesorios" . 104

. Organización . 104

. Temperatura . 104

. Enroscado de tuberías . 105

. Bridas . 105

. Corrosión . 106

. Martilleo de líquido . 107

. Empaques . 107

. Reparaciones de emergencia de-fugas de tuberías . 108

. Reparación de uniones enrosca-das . .- - - - 108

- Medidas de seguridad para lo--grar la duración y evitar fu--gas y derrames, por "válvulas" 109

• Prácticas recomendadas de vál-vulas en tuberías . 113

Pag.

- Control de los vapores de underrame de una sústancia lí-quida . 115

- Colocación de muros de cho-que . 116

- Monitores en áreas en que seencuentren sustancias peli--gosas . 117

- Distribución de sustancias -peligrosas por tuberías . 119

. Normas de diseño y construc-ción de tuberías . 121

. Algunas indicaciones sobre -procedimientos por posible -emergencia . 121

- Adiestramiento a trabajado--res para la prevención de --accidentes . 123

V.- Elaboración de normas técnicasde seguridad y operación para-la industria del petróleo y --sus derivados, en su almacena-miento, manejo, procesamiento-y distribución . 125

- Bibliografía . 127

I .- IDENTIFICACION Y CARACTERIZACION DE ACTIVIDADES REALIZADAS EN LA INDUS-

TRIA PETROLERA .

I .- IDENTIFICACION Y CARACTERIZACION DE LAS ACTIVIDADES REALIZADAS EN LA IN-

DUSTRIA PETROLERA.

Dentro de las actividades que se realizan en la industria petroquímica, se -consideran de mayor riesgo, aquéllas que de alguna manera, se encuentran in-volucradas con sustancias con características inflamables, explosivas y/o tóxicas.

Se han identificado las siguientes actividades, que al estar relacionadas --con una ó más de éstas sustancias, podrían representar un riesgo en un momento dado, en que se presentara un evento ó sucesión de eventos, que impidie-ran su control, ocasionando la fuga de gases ó derrame de líquidos, susceptibles de formar nubes con características inflamables, explosivas y/o tóxi---cas ; de dónde se podría poner en peligro a cierto grupo poblacional . Tambiénse incluye en éstos eventos, la factibilidad de explosión ó fuego, por factores naturales ó externos, dadas las características de las sustancias que semanejan, poniendo también en peligro a la población por desencadenamiento desucesos.

Se identificaron tanto las actividades, así como las sustancias propias de -la industria petroquímica, que en conjunto, representarían las áreas de ri-esgo .

( 1 )

ACTIVIDADES CONSIDERADAS RIESGOSAS:

1 .- Recepción de Materias Primas (descarga):- Tuberías.- Carros tanque (ferrocarril)- Autos tanque (camiones)- Buques.

2 .- Almacenamiento de Materias Primas, productos intermedios y terminados:- Almacenamiento en recipientes en pequeñas cantidades.- Almacenamiento a granel, (grandes cantidades) : atmosférico, a presión,

a baja temperatura y a baja temperatura y presión.

3.- Transporte de Materias Primas y de productos dentro de la planta por tu-berías ; para suministro a equipos de procesamiento y para almacenamien--to.

4.- Procesamiento (equipos a elevadas presiones y temperaturas, ó que con---

tienen sustancias peligrosas) :

(a)- Destilación.- Craqueo.- Alquilación.- Hidrogenación.- Extracción por solventes.- Reformación catalítica.- Etc.

7.- Desfogue ó alivio de presión de equipos de procesamiento, u otros ; disposición de sustancias peligrosas, liberadas por sobrepresión.

8.- Operación de equipo auxiliar :

(b)- Compresores y bombas.- Intercambiadores de calor.- Etc.

7 .- Suministro de servicios :

(c)- Vapor.- Energía eléctrica.- Agua.- Aire, gases inertes, otros.

8.- Transporte de productos por tuberías a centros de distribución.

9.- Carga a autos de tanque, carros tanque y buques, para distribución de --productos.

10.- Actividades de mantenimiento y reparación : Preventivo y correctivo : (d)

NOTAS :a) Se entienden como sustancias peligrosas (en estos casos), aquéllas

que poseen características toxicológicas, ó que son capaces de formar una mezcla con el aire, que puede ser inflamable y/o explosi--va.

( 2 )

b) Las fallas en intercambiadores de calor, no sólo representan un ---riesgo, por manejar sustancias con características peligrosas ; sinoque al cambiar las condiciones de un proceso, originarían daños en-éstos, que pudieran ser catastróficos.

c) Podría pensarse que el suministro de servicios no significarían un-riesgo, por no manejarse sustancias peligrosas ; sin embargo, por falías en el suministro eficiente de servicios ; pueden desencadenarseuna serie de eventos, que resultarían de gravedad ; ésto mismo suce-dería, si su diseño, ubicación ó características de seguridad requeridas, no fueran las adecuadas.

d) Las actividades de reparación y mantenimiento, también deben_in----cluirse ; ya que si éstas no se efectúan mediante prácticas seguras;pueden originar accidentes serios.

( 3 )

r

II .- IDENTIFICACION DE AREAS DE RIESGO POR MANEJO, ALMACENAMIENTO, PROCESA-

MIENTO 0 DISTRIBUCION DE SUSTANCIAS TOXICAS, INFLAMABLES Y/O EXPLOSI---

VAS, EN LA INDUSTRIA PETROLERA .

II .- IDENTIFICACION DE AREAS DE RIESGO POR MANEJO, ALMACENAMIENTO, PROCESA-MIENTO 0 DISTRIBUCION DE SUSTANCIAS INFLAMABLES Y/O EXPLOSIVAS EN LA -INDUSTRIA PETROLERA.

Para el caso que nos ocupa ; se consideran como áreas peligrosas, los luga--res en que se estime que están ó pueden estar presentes en la atmósfera, gases ó vapores inflamables explosivos y/o tóxicos.

En cuanto a inflamabilidad y explosividad ; serán aquéllas en que puedan es-tar presentes gases ó vapores, en cantidades suficientes para producir mez-clas con éstas características ; bajo condiciones normales ó anormales de --operación.

En lo referente a la toxicidad se tendrán áreas peligrosas, cuando sea fac-tible la acumulación en la atmósfera de gases ó vapores, en cantidades que-puedan alcanzar concentraciones arriba de su TLV, IDLH ó PEL : También bajo-condiciones normales ó anormales de operación.

No es fácil definir en forma precisa la extensión del área que es ó puede -volverse peligrosa por la presencia de gases ó vapores de sustancias infla-mables, explosivas y/o tóxicas ; debido a la cantidad de variables que in---fluencian la formación de un estado de peligro en una situación dada ; pero-pueden hacerse estimaciones en relación a las características de cada área-específica, con respecto a las cantidades de las sustancias que se manejan,ó por monitoreo continuo de gases y vapores existentes.

Existen razones económicas y de seguridad, para clasificar las áreas como -peligrosas ó seguras ; en el diseño de circuitos eléctricos para sistemas decontrol, instrumentación y todos los aspectos de la ingeniería para suministro de energía eléctrica ; éstas clasificaciones se han establecido en códi-gos y estándares internacionales, los cuales, han sido adoptados por la In-dustria Petroquímica ; una de estas clasificaciones puede ser la siguiente -(British Standard Code of Practice, CP 1003-(9)):

Area 0 .- Es el área en que se encuentra continuamente presente una atmósfe-ra peligrosa.

Area 1 .- Es el área en que puede presentarse una atmósfera peligrosa, bajo-condiciones normales de operación.

Area 2 .- Es el área en que puede presentarse una atmósfera peligrosa, sóla-mente bajo condiciones anormales de operación.

De acuerdo con lo anterior ; un área de clasificación o, puede ser él espa--cio vacío en un tanque de techo fijo, en el que se ha almacenado una sustancia inflamable . Pueden haber concentraciones de sustancias peligrosas alre-dedor de tanques de almacenamiento, equipo, maquinaria, tuberías (válvulas,juntas y demás accesorios) etc . ; en que se presenten aperturas al exterior,por dónde puedan salir gases, líquidos ó vapores en condiciones normales, -debido al venteo (respiración) natural de vapores ; así como por condicionesanormales de sobrepresión en algún sistema, ruptura ó descompostura de los-mismos ; incluyendo causas externas, como pueden ser fenómenos naturales.

( 4 )

III .- DETERMINACION DEL NIVEL DE RIESGO PARA CADA UNA DE LAS ACTIVIDADES ---

IDENTIFICADAS CON RIESGOS .

III .- DETERMINACION DEL NIVEL DE RIESGO PARA CADA UNA DE LAS ACTIVIDADES --IDENTIFICADAS CON RIESGOS.

El nivel de riesgo que representa cada una de las actividades que se reali-zan en la industria petroquímica, puede estimarse en función del tipo de --sustancias que se encuentren presentes en cada una de estas actividades y -sus áreas aledañas ; por lo cuál, el primer paso debe ser, la identificaciónde las sustancias con características inflamables, explosivas y/o tóxicas ;-clasificándolas de acuerdo al mayor ó menor grado en que se presenten éstaspropiedades en ellas ; además deben tomarse en cuenta las cantidades en que-se encuentren presentes en cada parte del sistema total de una planta.

Por los motivos anteriores debe definirse, qué se entiende por sustancia inflamable, explosiva y tóxica.

Sustancias inflamables:

De acuerdo con la Asociación Nacional de Protección Contra Incendios de ---E .U .A . (N .F .P .A.), se consideran como sustancias inflamables las que tenganun punto de inflamación (Flasheo) menor de 60° C . (140°F) y una presión devapor absoluta que no exceda de 2 .81 Kg/cm2 (40 Lb/pulg2) a 38° C . (100°F).Esta asociación a su vez subdivide a las sustancias inflamables de la mane-ra siguiente:

Clase I A.- Aquéllas que tienen un punto de inflamación menor de 23° C . ---(73°F) y punto de ebullición menor de 38° C . (100°F) (aquí pue-den incluirse los gases).

Clase I B .- Aquéllas que tiene un punto de inflamación- .menor de 23° C . ----(73°F) y punto de ebullición de 38° C . (100°F) ó mayor.

Clase I C .- Aquéllas que tienen un punto de inflamación de 23° C . (73°F) ó-mayor, sin llegar a 38° C . (100°F).

Clase III .- Líquidos con un punto de inflamación de 38° C . (100°F) ó mayor,pero menor de 60° C . (140°F).

NOTAS : 1) Las mezclas atmosféricas saturadas con vapores de los líquidos inflamables, son aproximadamente una y media veces más pesadas que-el aire, pero cuando los vapores se diluyen en la atmósfera lo suficiente para crear una mezcla inflamable ; la densidad de la mez-cla se aproxima a la del aire.

2) A los líquidos que tienen un punto de inflamación de 60° C .

(140°F) ó mayor, los denomina la N .F .P .A . como líquidos combusti-bles y los clasifica dentro de la clase III . Estos líquidos com-bustibles desprenden vapores cerca de la superficie, únicamente -cuando se les calienta a temperaturas mayores a las de su punto -de inflamación.

Sustancias explosivas:

Aunque las explosiones frecuentemente se asocian con el reventamiento de uncontenedor, también pueden ocurrir en el aire, cuando un volumen determina-do de vapores ó gases se encienden.

( 5 )

La expansión repentina de la turbulencia originada por la ignición de un --gran volumen de vapor inflamable, se acompaña por ruido, junto con fuerzasfísicas violentas, capaces de dañar seriamente las estructuras, por el pasode los gases que se expanden rápidamente.

Las explosiones también pueden resultar de fuerzas físicas, como cuando se-revienta un cilindro que contiene gas comprimido ; pero aquí tan sólo interesa el origen químico de las explosiones ; y debido a que las explosiones sonun efecto de combustión, bajo ciertas condiciones, la prevención de la ignición automáticamente evitará el riesgo de explosión.

Toxicidad:

Una sustancia tóxica es aquélla que causa daños al tejido viviente, cuando-se absorbe en relativamente pequeñas dósis ; siendo la cantidad ó dósis, unacaracterística esencial que indica burdamente, el grado de toxicidad de unasustancia . Las sustancias tóxicas pueden actuar sobre el sistema nervioso -central, los riñones y el hígado ; así como enlarsangre por inhalación ó in-gestión, también pueden entrar al cuerpo mediante absorción por la piel . Debe hacerse notar que en este estudio se consideráránsólo aquéllas sustan--cias que pudieran ser tóxicas-por inhalación ó penetración por la piel . Un-efecto bien conocido de la inhalación de sustancias tóxicas que actúan so--bre el sistema nervioso central, es la narcósis.

- El grado de toxicidad de las sustancias puede expresarse burdamente ó pa-ra fines comparátivos ;eñfuncióñ .de .suTLV (valor'límite-de umbral), quepuede ser para un tiempo de exposición de 8 horas ó 15 min . ; de su PEL ---(límite .máximó &permitido)para 8 horas de exposición y-de sü -.IDLH (va--lor inmediatamente peligroso para la vida y la salud) para 30 min . de ex-posición.

- Debe mencionarse que muchas de las sustancias que se manejan en la indus-tria petroquímica poseen las tres características de inflamabilidad, ex--plosividad y toxicidad ; por lo que, si se controla para evitar fugas y de-rrames ; así como para que no existan fuentes de ignición, se estarán evi-tando los riesgos que pudiesen representar éstos 3 factores.

- En general, los peligros que pudieran existir en la industria petroquími-ca que expondrían no sólo al personal que opera dentro de las plantas, --sino a un cierto grupo poblacional, bienes materiales, flora y/o fauna alexterior de las mismas ; son los debidos a fugas y derrames de sustancias-susceptibles de inflamarse, explotar ó causar daños de toxicidad ; ó tam-bién cuando por ignición exterior se origina la explosión ó fuego de sus-tancias contenidas, además en eventos en que salieran de control las ope-raciones o procesos en que se trabaja a altas temperaturas y presiones .--De tal forma que, la cantidad y tipo de sustancia que se encuentre presente en un momento dado, puede representar la gravedad de los accidentes --

, que pudieran ocurrir, al exterior . de una planta.

- Se identificaron las sustancias principales, involucradas en la industriapetroquímica, que se consideran con características inflamables y tóxi---cas, las cuales, se muestran en las tablas I y II .

En resumen para poder determinar el nivel de riesgo de cada una de las actividades, deben combinarse éstas, con las sustancias identificadas, con-siderando los siguientes factores:. Cantidad que se puede tener presente en un momento dado, de acuerdo a -

la capacidad máxima de cada sistema.. El grado en que se presentan las características de toxicidad, inflama-bilidad, en cada sustancia.

- Estado físico y presión de vapor ; ya que de ésto dependerá la facilidad -con que se desprendan los vapores, en el caso de tener líquidos que se derraman, para la formación de nubes explosivas, inflamables y/o tóxicas.

- De dónde se obtendría de manera aproximada, el nivel de riesgo de cada actividad en particular, con respecto a la sustancia ó sustancias que mane-je .

( 7 )

i

TABLA

I

SUSTANCIAS ALMACENADAS POR PEMEX, COMO INFLAMABLES, COMBUSTIBLES Y/O EXPLO-SIVAS, EN ORDEN CRECIENTE DE TEMPERATURAS DE EBULLICION:

SUSTANCIAS

Teb(°C)

L I E

Punto

de

Flasheo (1) (°C)(% Vol)

Copa cerrada

Capa abierta

G ASE S

Hidrógeno

-252 .7Gas natural (CH4)

-161 .66Etileno

-103 .9Oxido de etileno

-111 .3Etano

- 88 .6Propileno

- 48Propano

- 42 .22LPG 60% Propano

40% Butano

-40a-35Amoniaco

- 33 .33Cloruro de Vinilo

- 12Butano

- 11 .11Butadieno

-

4 .41

45 .33 .1332 .42 .2

2 .0041 .641 .92

LIOUIDOS

DESTILADOS

DEL

PETROLEO

Acetaldehido

20 .55

4

-37 .77Acido cianhídrico- - - -26 -.2

6

-32Acroleina

MetanolHexanoAcrilonitriloBencenoCiclohexanoAcetonitriloIsopropanolDicloroetanoHeptanoToluenoEtilbencenoMetaxilenoParaxilenoOrtoxileno

52 .76468 .7477 .38080 .78282 .483 .598 .4

110 .7136 .2138 .8138 .5144 .57

2 .86 .71 .131 .51 .34 .4261 .11 .271 .11 .11 .13 .661 .10 .9

12 .22-21 .66

11 .4-20

5 .5511 .6

- 8 .33- 3 .8

4 .4415252517 .2232 .2238 .08

-26 .1115 .55

-25 .550

15 .55

- 1 .117 .22

23 .88

23 .88___Estireno 145____

Cumeno

152 .7

MEZCLAS

DE

DESTILADOS

DEL PETROLEO

Y

CRUDO

Gasolina (64°API) 33- 1 .4

_ _ _ _

< 22 .8_Nafta (52 .8°API)

-147

- _0 .8

aprox . 100

Kerosene (45 .6°API) 160 0 .6

22 .8a65 .6(55 .5)

Diáfano (41 .7°API) 165 37 .8a60 (38)

Diesel Especial(39 .2°API) 213 > 38

Diesel Ligero(30API) 240 65 .5 a 73 .88

Crudo

(31 .5°API) 260 1 .4

25Combustible ligero(11 .3°API) 360 1

67 .8 a 115 .5Combustóbeo Pesado(14°API) 380 1

65 .55 a 221 .11

Asfalto 882 1'Coque

(1°API) 900 1 .3

15 .55 a 25

Cualquier otra sustancia no incluida aquí, con características semejantes .

I

( 8 )

Notas de la tabla I:

- En la tabla (I) pueden analizarse sustancias, de acuerdo con el grado de-inflamabilidad, considerando la clasificación realizada por la NFPA al --respecto.

-

(1) Punto de flasheo .- Es,la temperatura a la cual, debe ser calentado unlíquido del petróleo, para producir suficiente vapor, para formar unamezcla con aire, que pueda ser encendida momentáneamente por una fla-ma. La combustión completa tiene lugar, a una temperatura ligeramentemayor, llamada temperatura de fuego, que es la menor temperatura, a -la cual, el líquido libera vapor, suficientemente rápido, para sopor-tar una flama continua, después de que se ha quitado la flama de ignición original.Un líquido inflamable muy volátil, tendrá un punto de flasheo bajo y-un líquido de volatilidad baja, un punto de flasheo alto.

- Debe mencionarse siempre el método de determinación, ya que pueden variarlos valores de punto de flasheo en un amplio rango, de acuerdo a éste.

( 9 )

TABLA II

SUSTANCIAS ALMACENADAS POR PEMEX, IDENTIFICADAS COMO TOXICAS ; DE ACUERDO A-

SUS TLV (15) Y PRESIONES DE VAPOR:

ESTADOFISICO

Presión devapor (mm Hg)

Clif.

PV (2)

TLV (15)

(mg/m2)(5)

Calif.

TLV (3)

1'rLalif.

Trifloruro de Boro GAS 4 3 6 10

Cloro GAS 5,771 4 9 6 10

Acido Clorhídrico GAS 34,833 4 7 6 10

Acido Sulfhídrico GAS 13,073 4 30 5 9

Amoniaco GAS 7,755 4 27 5 9

Etil Mercaptano LIQUIDO 431 .38 3 3 6 9

Acido Fluorhfdrico LIQUIDO 760 3 4 6 9

Acido Cianhídrico LIQUIDO 620 3 22 5 6

Acroleina 214 2 0.75 6 8

Cloruro de Vinilo GAS 2,649 4 193 .75 3 7

Oxido Etileno GAS 1,332 4 135 3 7

Acido Nítrico LIQUIDO 103 2 25 (8) 5 7

Acido Sulfúrico(Oleum) LIQUIDO < 1 0 3 6 6

Acetaldehido LIQUIDO 750 3 270 3 6

Acido Acrílico (4) LIQUIDO 13 .57 1 32 .14(PEL) . 5 6

Tetraetilo de Plo-

mo LIQUIDO 0 .2 0 0.3 6 6

Acido Acético LIQUIDO 11 1 50 5 6

Etano GAS 29,202 4 669 .6 (8) 2 6

Benceno LIQUIDO 75 1 80 4 5

Fenol LIQUIDO 0,2168 0 38 5 5

Acetonitrilo LIQUIDO 73 1 70 (8) 4 5

Acrilonitrilo LIQUIDO 83 1 67 .5 4 5

Butadieno 1,3 GAS 1255 4 2750 1 5

Cloruro de Etrlu CAS 981 4 3250 1 5

Dicloroetano LIQUIDO 182 2 300 3 5

Etileno CAS 45,410 4 1552 (8) 1 5

Propileno GAS 8,272 4 1878 (8) '1 5

Propano GAS 6,536 4 1964

(8) 1 5

Gas LP GAS BAJA-1596

ALTA-6536 4 2250 1 5

Butano GAS 1812 4 1200 (8) 1 5

Gasolina LIQUIDO 492 3 2000 (8) 1 4

Pentano LIQUIDO 422 3 1875 1 4

TETRACLORURU DE C LIQUIDO 91 1 130 3 4

Metanol LIQUIDO 79 1 325 3 4

!

Cumeno LIQUIDO 5 1 245 (8) 3 4

Eter Etilico LIQUIDO 437 3 1500 1 4

Xilenos LIQUIDO 9 1 653 2 3

Etil Benceno LIQUIDO 7 1 653 2 3

Tolueno LIQUIDO 22 1 562,5 2 3

Hexano-n LIQUIDO 124 2 1800 (8) .1 3

Estireno LIQUIDO 4 .5 1 630 2 3

Nafta LIQUIDO 40 1 2000 (8) 1 2

Heptano-n LIQUIDO 40 1 2500 1 2

Isopropanol LIQUIDO . 33 1 1225 1 2

Percioroetileno LIQUIDO 14 1 1005 1 2

Octano LIQUIDO 10 1 2375 1 2

CIclohexauo LIQUIDO 95 1 1313 1 2

( 10 )

Notas de la tabla II:

- En la tabla (II), se presentan las principales sustancias, que se han ---identificado en la industria petroquímica, con propiedades toxicológi----cas . Se dieron valores arbitrarios por rangos de TLV, con el objeto de --clasificarlos en función a su grado de toxicidad ; en forma comparativa, -ya que los TLV no son valores absolutos . Se asignaron también valores ar-bitrarios, por rangos de presiones de vapor ; de manera<..que al_sumar am---bos, se tuviera una estimación gruesa del grado de peligrosidad que representarían, debido a su toxicidad, si fueran liberados del sistema que loscontiene.

- (1) Las presiones de vapor están dadas a 20 y 25° C.

-

(2) Para las calificaciones arbitrarias, por presiones de vapor, se consideró lo siguiente:

de 761 a mmHg hacia arriba -4de 400 a 760 mmHg -3de 100 a 400 mmHg -2de 1 a 100 mmHg -1< 1 mmHg -0

-

(3) Para las calificaciones áirbitrarias pbr-toxicidad ; TLV ;-se-consideró-lo siguiente:

de 0.3 -50

mg/m3 menos de 10 -6, más de 10 -5de 51

-100

mg/m3

-4de 101

-500

mg/m3

-3de 501

-1000

mg/m3

-2de 1001

-10,000 mg/m3

-1

-

(4) Para el ácido acrílico se tomó como valor de toxicidad su PEL, por noencontrarse información sobre su TLV.

-

(5) En general, se consideró el TLV para 15 minutos de exposición ; pero -en los casos en que no se encontraron estos valores, se tomó el de 8-horas, lo cual se indica entre parentésis.

La siguiente lista indica en forma decreciente, el riesgo que se considera-y representa cada actividad, en relación a la cantidad de sustancia peligrosa involucrada ; así como por la importancia que se les debe dar, en la pre-vención de accidentes, por ser factores primordiales para el desenlace de -eventos indeseados.

1.- Almacenamiento a granel.

2.- Transporte de productos por tuberías a centros de distribución.

3.- Procesamineto.

4.- Operación de equipo auxiliar.

5.- Suministro de servicios.

6.- Desfogue ó alivio de presión.

7.- Actividades de carga y descarga de materias primas, productos interme--dios y terminados, para recepción y distribución.

8.- Transporte de materias primas y de productos dentro de la planta, por -tuberías ; para suministro a equipos de procesamiento y para almacena---miento.

9.- Almacenamiento de materias primas o productos en pequeños envases.

10.- Actividades de mantenimiento y reparación.

Como se dijo anteriormente, estas actividades pueden cruzarse con las sus--tancias identificadas como peligrosas ; tomando en cuenta el orden :.en'.que = sedán ; así como las clasificaciones efectuadas ; de dónde se obtendría una es-timación aproximada del nivel de riesgo que representaría cada una de ----ellas ; en determinado momento, en el que ocurriera un accidente, que permi-tiera la liberación de sustancias tóxicas, inflamables y/o explosivas.

( 12 )

IV .- ANALISIS Y DETERMINACION DE LAS MEDIDAS DE SEGURIDAD MAS ADECUADAS, ---

EN RELACION A LOS RIESGOS IDENTIFICADOS .

IV .- ANALISIS Y DETERMINACION DE MEDIDAS DE SEGURIDAD MAS ADECUADAS EN RELACION A

LOS RIESGOS IDENTIFICADOS:

En relación con la minimización de los riesgos que representa una planta pe-troquímica ; se pueden sugerir algunas medidas básicas generales:

1.- Evitar confiar completamente en un sólo tren de operación ; dividiendo laproducción total de la planta en 2 ó 3 unidades paralelas ; con lo cual -entre otras ventajas se facilitará la investigación y análisis de acci--dentes, determinando la forma de minimizarlos.

2.- Evitar congestionamientos en la distribución original de la planta ; las-exposiciones mutuas entre piezas de equipo, pueden representar dificultades si ocurre fuego ó explosión.

3.- No escatimar en metalurgia ; el uso completo de aleaciones apropiadas en-áreas en que se sospeche corrosión puede ser inicialmente más costoso ; -pero probará ser más barato después de varios años . Casi nunca se ha oi-do que una tubería que se ha dañado se reemplace por otra con las mismasespecificaciones ; siempre se reemplazan con metales de mayor calidad.

4.- Proporcionar construcción de naves apropiada, siempre que sea posible ; -todo el equipo de operación y procesamiento debe estar en el exterior ; -si se requiere protección contra el clima, realizar construcciones de peso ligero ; la única excepción es en casas de control que deberán ser delmejor diseño contra el fuego.

5.- Estar preparados para casos de fuego ; pensar que va a suceder en la me--jor de las plantas, ésto significa análisis de incendios y emergencias ;-cumplimiento de medidas para evitarlos ; lo cual implica:Sistemas de almacenamiento de agua en abundancia, protección contra inundaciones a piezas de equipos ó estructuras altamente valorados, en dóndesea práctico ; y protección contra fuego de equipo que contiene líquidos-y gases peligrosos d, mantenimiento de equipo contra incendio, en condi-ciones de uso efectivo inmediato.

6.- Proporcionar operación remota equipo de control de emergencias automá-tico ; sin embargo aún así, debe considerarse una emergencia en que el mayor problema sea el sobre control.Se han tenido fallas en el equipo de control, pero ésto se remite al es-tado general, por problemas en las condiciones de suministro ó instala--ción, no al hecho de que la planta estaba sobre controlada . Además estoscontroles deben mantenerse ; no pueden olvidarse una vez que se han instalado.

7.- Se deberá contar con un departamento de inspección y seguridad, cuyo ob-jetivo sea prevenir accidentes al personal y a las instalaciones con un-mínimo de interrupciones ó interferencias al proceso productivo.

( 13 )

8.- Las funciones de inspección y seguridad agrupadas en aspectos básicos, en-relación con cada tipo de actividad que se lleve a cabo ; definiendo la ga-ma de responsabilidades de éstos departamentos ; deberán ser ajustadas paracada centro de trabajo de acuerdo a sus propias necesidades.

9.- La inspección técnica deberá ser básicamente preventiva más que correctivay tendrá como objetivo el localizar fallas en líneas y equipo, para mante-ner en operación continua, durante el mayor tiempo posible, las unidades -de proceso y de servicios auxiliares, sin reducir las condiciones de segu-ridad.

9 .1 .- En la mayoría de los casos se emplean pruebas no destructivas y apa-ratos ultrasónicos.

9 .2 .- La determinación de espesores en las plantas en operación y los cál-culos resultantes de la velocidad del desgaste, dan la vida útil probable del equipo, de acuerdo con lo establecido en las normas respectivas.

9 .3 .- Una tarea de especial importancia para el área de inspección, es la-de verificar el comportamiento de los materiales y la recepción de -los mismos en los equipos dónde se desarrollan reacciones específi--cas, que generan productos ó subproductos especialmente agresivos, óen aquéllos cuyas condiciones de funcionamiento deben controlarse minuciosamente para no provocar la formación ó concentración de sustancias indeseables.

9 .4.- Los problemas de corrosión tienen que vigilarse de cerca para prede-cir sus efectos adversos, a ffn de tomar las medidas correctivas ---oportunamente.La inspección técnica y los análisis de corrosión y tecnología de materiales, comprenden varias actividades, entre las que se destacan:

9 .4 .1 .- Cálculo de velocidades de desgaste.

9 .4 .2 .- Clasificación de circuitos, según su importancia operacional, velocidad de desgaste y tipo de fluido que se maneja.

9 .4 .3 .- Control de emplazamientos y cambio de equipo .'

9 .4 .4 .- Elaboración de programas e informes ; revisión, reparación y pruebade líneas, dispositivos de seguridad.

9 .4 .5 .- Asesoría al personal de operación y mantenimiento.

9 .4.6 .- Selección de materiales, inhibidores y protección anticorrosiva.

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10 .- Capacitación y adiestramiento al personal.

11.- Recopilación de información sobre fallas y accidentes, y aplicación de lainformación estadística.

12.- Elaboración de informes periódicos y campañas de seguridad ; difusión y motivación.

13.- Elaboración de planes de contigenciw- y cumplimiéntó%.de programas-:de simu-lacros ; lo cual implica la coordinación y ejecución de planes de ayuda mu

tua y emergencia, entre las diferentes áreas dentro de la planta, como --entre los organismos gubernamentales ó particulares involucrados en la lucha contra la ocurrencia de accidentes:

14.- Dentro de los planes de desastre que se realicen para las áreas de mayor-riesgo ; deberá contemplarse la necesidad de contar con almacenes que con-tengan equipo, líneas de proceso ó miembros estructurales ; que puedan te-nerse que reemplazar en cuanto se dañen, por la ocurrencia de un acciden-te ; los cuales tendrán que estar siempre disponibles.

( 15 )

Estos puntos no van a eliminar el riesgo ó lao pérdidas en este campo ; éstos-son inevitables, lo cual debería estar en la mente de cada uno ; sólamente se-espera que puedan minimizar la seriedad de cualquier ocurrencia.

Cuando los peligros son tan elevados, como lo son en este campo, y la demandade los productos obtenidos es tan grande, parece ser que la .prudencia en la -

etapa de diseño es lo más importante ; por lo que desde el momento en que se -tiene la idea de un proyecto en la cabeza de alguien, éste deberá estar pen-sando también en el factor seguridad, lo cual se mantendrá presente en los pasos consecutivos.

Al analizar una instalación considerada riesgosa, es imposible predecir cada-combinación y permutación de eventos que podrían conducir a una situación de-desastre ; sin embargo, existen bases lógicas sobre las cuales el diseño de --una planta puede ser seguro ; para tal efecto, se deberán identificar las fuentes de riesgo y formular alternativas para diseñar sistemas que lo minimicen.

( 16 )

ASPECTOS DE SEGURIDAD RELACIONADOS CON LA SELECCION DE MAQUINARIA Y EQUIPO DE

PROCESAMIENTO:

1.- Se deberá establecer un programa realista de prevención de accidentes, encualquier establecimiento en que se almacenen, manejen ó procesen, una ó-más sustancias peligrosas (explosivas, inflamables y/o tóxicas) ; este programa deberá comenzar en el momento en que se ha hecho la desición de se-leccionar un tipo particular de equipo, que haga el trabajo que se desee.

2.- La siguiente lista establece las especificaciones de equipo que deberán -considerarse como primer paso:

2.1 .- Establecer especificaciones realistas, detalladas y apropiadas.

2.2.- Efectuar auditorías de ingeniería (1) y revisiones de confiabilidad(2), durante las etapas de diseño.

2 .3 .- Simplificar el diseño a un mínimo de partes, sin degradar el funcionamiento.

2 .4 .- Aplicar técnicas de devalúo de componentes, con la mejor ventaja posible para reducir fallas e incrementar la vida de los componentes.

2 .5 .- Usar el balance de rotores apropiado y humedecimiento adecuado parareducir la amplitud de vibración y el nivel de tensión, a frecuen-cias de resonancia.

2 .6 .- Reducir los gradientes térmicos con el objeto de evitar tensión térmica, falta de alineación y problemas de distorción.

2 .7 .- Diseñar para lubricación hidrodinámica, híbrida y elastohidrodinámica, siempre que sea posible, en lugar de lubricación de extremos ó-del material directo en su deslizamiento.

2 .8 .- Eliminar mugre y contaminación del sistema.

2 .9 .- Especificar periodos de corrimiento, pruebas prototipo requeridas -y procedimientos de ataque de desperfectos de equipo de producción.

2 .10 .- Incorporar instrumentación adecuada para monitoreo de equipo.

(1) La auditoría de ingeniería, debe considerarse un medio para llevar a cabouna revisión sobre todos los componentes de un equipo que potencialmente-pueden tener problemas.

(2) Confiabilidad, es la probabilidad de que un equipo ó aparato realice sus-funciones adecuadamente, por el periodo de tiempo que se intenta de acuerdo a las condiciones de operación evaluadas .

0

( 17 )

3.- Para que un programa completo de prevención de fallas sea válioso, debe-rán efectuarse estudios en análisis, detección y control.Estos estudios deberán ser fundamentales y aplicados, proporcionando re-troalimentación a los diseñadores para mejorar la confiabilidad de equi-po nuevo.

4.- Existen caminos y formas empleadas en programas sistemáticos para redu--cir la incidencia de fallas en maquinaria, tales programas deben buscar-contestar muchas preguntas básicas como las siguientes:

4 .1 .- ¿ Se ha seleccionado el equipo apropiado para hacer el trabajo encuestión ?

4 .2 .- ¿ Es el equipo, lo suficientemente confiable y, está libre de problemas mecánicos que pudieran en un periodo de tiempo, ocasio--nar operación marginal y de tiempo corto ?

4.3 .- ¿ Que pruebas deberán condicirse para tener acceso a la integri--dad mecánica general y de sonido de un equipo ?

4 .4.- ¿ Que puede hacerse en términos de monitoreo, para detectar pro--blemas incipientes ?

4 .5 .- ¿ Como puede asegurarse operación confiable por largo tiempo, me-diante mantenimiento e inspección preventivos ?

( 18 )

PARA INSTALACION DE MAQUINARIA Y EQUIPO DE PROCESO DEBERAN CONSIDERARSE . LOS-

SIGUIENTES PUNTOS GENERALES:

1.- Ya que el buen funcionamiento de un equipo dependerá en gran medida del-trato que se le de desde su instalación, éste deberá hacerse con extremocuidado . La maquinaria pesada puede ser mejor manejada con puentegrúas -permanentes, no sólo durante su instalación sino durante su mantenimien-to periódico.Si no pudieran tener grúas permanentes, deberán hacerse arreglos semejantes .( por ejem . grúas móviles ).

2.- Deberá proporcionarse suficiente espacio para manejo fácil durante su --instalación . Deberá existir espacio en el piso, en que se puedan colocarlas partes del equipo durante la inspección interna periódica.Deberá notarse y prevenirse las limitaciones de espacio especificadas para cada equipo.

3.- La maquinaria deberá instalarse en dónde esté fácilmente accesible para-su observación y mantenimiento . En localizaciones elevadas ó profundas,-deberá haber escaleras, plataformas, etc . El equipo auxiliar como enfriadores, bombas, etc ., deberán colocarse en dónde no interfieran con la --inspección de rutina del equipo principal.

4.- En equipos con accionadores, los cimientos (Acero estructural ó concre--to), no deberán estar rígidamente conectados al piso u otras partes del-edificio, ya que ésto puede amplificar bastante la vibración normal de -los accionadores . Los cimientos deberán diseñarse por especialistas ; unacimentación bien diseñada, permite acceso fácil a condensadores, enfria-dores, bombas, filtros, depósitos y otro equipo necesario.

( 19 )

A continuación se presenta la caracterización de puntos específicos, en una-planta petroquímica, considerados de mayor importancia en relación al riesgoque pudieran representar en la ocurrencia de fugas ó derrames de sustancias-tóxicas, inflamables y/o explosivas ; con las medidas de seguridad que se hanadoptado en otros países y que se establecen en diversas normas de seguridadpara diseño y operación de equipo y maquinaria, internacionalmente.

Se consideró que éstos puntos específicos son los que requieren de mayor a--tención con respecto a la prevención de accidentes ó minimización de ries---gos .

( 20 )

MEDIDAS DE PREVENCION DE ACCIDENTES EN MAQUINARIA:

1.- Especificar y comprar equipo capaz de operar bajo las condiciones anticipadas extremas.

2.- Instalarlo de manera que las limitaciones de diseño, no se excedan.

3.- Cuando se planee la evaluación de las condiciones de operación, conside-rar su efecto en todos los aparatos auxiliares.

4.- Hacer instalaciones iniciales y reinstalaciones, lo más cerca posible dela perfección, no lo suficientemente bien como para alcanzar los .estándares mínimos.

5.- Proporcionar suministro de aceite lubricante, confiable.

6.- Proteger corazas con válvulas de alivio que eliminen la posibilidad de -sobre presión.

7.- Proporcionar todos los dispositivos protectors razonables, disponibles.

8.- No operar cuando los dispositivos protectores vitales son inoperantes.

9.- Mantener y probar los dispositivos de seguridad periódicamente lo cual-asegurará su operación adecuada.

10.- Registrar, y verificar el mantenimiento y pruebas, a dispositivos de -seguridad.

11.- Entrenar a los operadores para que entiendan las consecuencias del malfuncionamiento del equipo, del cual son responsables.

12.- Delegar autoridad a los operadores para parar a la primera señal de --mal funcionamiento.

13.- Parar, investigar y corregir, cuando se note cualquier condición fuerade lo normal ó cuando las condiciones indican deterioro.

14.- Permitir prácticas de mantenimiento sesibles, no programaciones de producción, establecer cuándo se llevará a cabo el mantenimiento.

( 21 )

ALMACENAMIENTO EN PEQUEÑAS CANTIDADES.

TAMBORES Y RECIPIENTES PORTATILES.

LIQUIDOS INFLAMABLES ; POR TENER PUNTO DE INFLAMACION MENOR A 60° C (140° F) -

(DE ACUERDO CON NFPA).

1.- Deberán almacenarse en locales bien ventilados, con techo pero descubier-tos de los lados y construidos con materiales incombustibles.

2.- Deberán contar con la cantidad y tipo de extinguidores necesarios de ----acuerdo con las Normas de Seguridad de Petróleos Mexicanos . También con-tar con sistemas automáticos ó manuales de aspersores de agua contra in--cendios.

3.- El piso deberá tener una pendiente adecuada y drenaje industrial con se--llos hidráulicos.

4.- No deberá acumularse basura, tierra, agua, etc.

5.- No se deberán almacenar cerca de recipientes que contengan ácidos ó mate-riales oxidantes.

6.- Los recipientes llenos, se almacenarán separados de los vacíos o parcial-mente llenos .

( 22 )

ALMACENAMIENTO EN GRANDES CANTIDADES (A GRANEL) DE HIDROCARBUROS Y SUS DERI-

VADOS.

El diseño de tanques para almacenar líquidos del petróleo a granel, se rige-principalmente por los requerimientos de seguridad, y por la necesidad de --operar económicamente cuando el tanque está en servicio.

Afortunadamente, estos dos aspectos esenciales no son incompatibles . Así,los diferentes métodos que se han adoptado para minimizar pérdidas de vapor-costosas, debidas a la evaporación y llenado, también contribuyen a la mayorseguridad de operación .

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TANQUES VERTICALES ATMOSFERICOS, CRITERIOS DE DISEÑO, DE LOCALIZACION, AGRUPAMIENTOS SEGUN EL PRODUCTO ALMACENADO Y ARREGLOS EN CUANTO A DISTANCIAS MINIMAS PERMISIBLES ; PARA GARANTIZAR UN PROYECTO SEGURO, ECONOMICO Y FUNCIO--NAL.

1.- Tanques atmosféricos verticales con techo fijo:

Estos tanques pueden almacenar productos cuya presión de vapor no lle--gue a 0.169 Kg/cm2 (2 .4 Lb/pulg2) y que por lo tanto, se almacenen prácticamente a presión atmosférica y no ofrezcan mayores riesgos por la --cantidad de vapores que desprendan en estas condiciones.

2.- Tanques atmosféricos verticales con techo flotante:

Estos tanques pueden almacenar productos cuya presión de vapor se en---cuentre entre 0 .169 Kg/cm2 (2 .4 Lb/pulg2) y 1 Kg/cm2 (14 .2 Lb/pulg2).Este techo está diseñado para permitir que flote sobre el líquido alma-cenado, evitando los grandes volúmenes de gases y vapores que existen -en los tanques de techo fijo.

TIPOS RECOMENDADOS DE TANQUES CILINDRICOS VERTICALES PARA LIQUIDOS DEL PE--TROLEO:

LIQUIDOS DEL PETROLEO

TIPO DE TANQUE

Con punto de flasheo abajo de

a) Techo flotante.22 .8° C . (73°F) ej . gasolinas

b) Techo fijo sin presión, con -para motor y aviación .

plataforma interna.c) Techo fijo a presión.

Con punto de flasheo entre --

a) Techo flotante.22 .8° C . y 65.6° C . (73°F y -

b) Techo fijo sin presión con --150°F), ej . Kerosinas, Líqui-

plataforma flotante interior*dos con temperatura de ebulli

c) Techo fijo sin presión con --ción especial .

venteo atmosférico . **

Con punto de flasheo arriba -

Techo fijo sin presión con ven--de 65 .6° C . (150 F) ej . die--

teos atmosféricos . Los tanques -sel y gasóleos, combustibles-

que contienen combustibles pesa-medianos y pesados, aceites -

dos ó bitúmenes, se aislan y calubricantes y bitúmenes . .

lientan.

* Para productos con punto de flasheo abajo de 37 .8° C . (100°F).

** Techo fijo a presión, sugerido para productos con un punto de flasheo --por abajo de 37 .8° C . (100°F) . Las pérdidas por evaporación que puedan -presentarse, serían significantes para aquéllos líquidos que tienen pun-tos de flasheo cerca de 22 .8° C . (73°F) ; y a veces por las altas temperaturas de verano, tales líquidos pueden dar origen a concentraciones de -vapores inflamables dentro del tanque.

( 24 )

Sin embargo, no se tendrán pérdidas por evaporación significativas y la-posibilidad de crear mezclas de vapor inflamables dentro del tanque, se-rá remota en climas con altas temperaturas, para los líquidos del petró-leo qué tienen un punto de flasheo arriba de 37 .8° C . (100° F).Los tanques de techo fijo a presión algunas veces están provistos con uncolchón de gas inerte, combinado con sistemas de recuperación de vapor,-para minimizar la oxidación del producto y mantener el espacio de vapór.-no-explosivo .

( 25 )

LOCALIZACION DE AREA DE ALMACENAMIENTO:

1.- Para la localización del área de tanques, con respecto a otras áreas ¿-instalaciones, deberá considerarse la dirección de los vientos dominan-tes y reinantes, para evitar que los gases emitidos, por los tanques, -invadan dichas áreas y en especial a las áreas de quemadores y calenta-dores a fuego directo.

2.- Deberá procurarse que el área interior del dique se proyecte a un sólo-nivel de plataforma.

3.- En los casos dónde se tenga un terreno accidentado, de preferencia estaárea, se localizará en las parte más baja, con respecto a otras instalaciones, a excepción del área para tratamiento de efluentes.

4.- Urbanización:El ancho de las calles en el área de almacenamiento será de 7 .00 m comomáximo, a excepción de las que limitan a dicha área, con otras áreas ; -dónde se puede considerar doble calle de esta dimensión con camellón --central con el ffn de tener un elemento delimitante del área, además depropiciar una mayor separación entre estas áreas, que por seguridad se-requiere.

CORREDORES DE TUBERIAS:

Para la localización de los corredores de tubería en áreas de almacenamien-to se debe considerar lo siguiente:

1.- Menor recorrido de las tuberías.

2.- No entorpecer las vías de escape y acceso para mantenimiento, por ejem;escaleras, rampas, burladeros del dique ; así como las escaleras propiasde los tanques.

3.- Reducir al mínimo número de corredores dentro de un dique.

( 26 )

4.- No rodear con corredores de tuberías el perímetro del dique.

5.- Se deberá incluir en los corredores de tubería, el diseño de pasarelas,-para facilitar el cruce de personal sobre estos elementos, dónde se con-sidere necesario.

INSTALACIONES SUBTERRANEAS:

Para la localización de los corredores de instalaciones subterráneas, tales-como ductos eléctricos, alumbrado, red contraincendio, drenajes, etc . ; debe-rá ser analizada con base a las restricciones de colchones mínimos y la separación mínima permisible entre estas instalaciones.

CODIGO DE IDENTIFICACION DE TANQUES:

Para la identificación de los tanques, de acuerdo al producto almacenado, deberá consultarse y aplicarse la norma Pemex 3 .134.01 "Colores y Letreros en-Instalaciones Petroleras", emitida para este efecto.

VENTEO Y ARRESTADORES DE FLAMA:

La localización de estos dispositivosen el techo del tanque se deberá hacer-de preferencia en la periferia y en un lugar opuesto a la plataforma de medición ; así como en función de los vientos dominantes del lugar.En cualquier caso se tendrán las facilidades necesarias como pasillos, barandales, plataformas, pescantes, etc ., para poder efectuar la revisión y lim-pieza de estos dispositivos de seguridad.

ARREGLOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO:

1 .-:Con excepción de los tanques destinados al almacenamiento de gases licuados-del petróleo, a temperatura ambiente, todos los tanques para almacenar hidrocarburos y sus derivados estarán rodeados con diques o muros de contención -debidamente impermeabilizados, que podrán ser de tierra, concreto ó mampostería sólida.

2.-:Las áreas de almacenamiento de tanques atmosféricos, deberán subdividirse y-agruparse de acuerdo con la clasificación NFPA-30/84 en : Hidrocarburos suje-tos a "ebullición súbita" (boil over), líquidos inflamables y líquidos com-bustibles, con el objeto de que en un dique se tengan productos de la misma-clasificación, es decir, inflamables con inflamables, conbustibles con con--bustibles, etc .

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3 .-:Hidrocarburos sujetos a Ebullición Súbita:

3 .1 .- Todos los tanques para almacenamiento de hidrocarburos sujetos a -"Ebullición súbita" con capacidad nominal individual de 10,000 ---Bls . y mayores, o cuando se tengan tanques de menor capacidad de -10,000 Bls . y cuya capacidad colectiva no exceda de 15,000 Bls . ; -podrán localizarse dentro de la misma área, limitándose con muros-de seguridad (diques) ó con subdivisiones a base de guarniciones ó

canales de drenaje superficial (cunetas).

4.-:Líquidos Inflamables:

4 .1 .- Cada uno de los tanques de almacenamiento de líquidos inflamables-(gasolinas y similares, clasificación NFPA IB y IC) con capacidad-nominal de 55,000 Bls . y mayores, deberán limitarse con muros de -seguridad (diques).

4 .2 .- En el caso de tanques de almacenamiento de dichos productos con capacidad nominal menor de 55,000 Bis ., podrán localizarse dentro dela misma área limitada por muros de seguridad (diques) ; hasta una-capacidad colectiva máxima de 75,000 Bls.

4.3 .- Para tanques menores de 55,000 Bls . y mayores de 10,000 Bls . de capacidad, deberán limitarse con subdivisiones a base de guarnicio--nes ó canales de drenaje superficial (cunetas).

4.4 .- Para tanques de 10,000 Bls . de capacidad ó menores, cuya capacidadcolectiva no exceda de 15,000 Bls ., deberán limitarse con subdivi-siones a base de guarniciones ó canales de drenaje superficial ---(cunetas).

5.-:

Líquidos Combustibles:

5 .1 .- Cada uno de los tanques de almacenamiento de líquidos combustibles(clasificación NFPA II y III) con capacidad nominal de 55,000 Bls.y mayores, deberán limitarse con muros de seguridad (diques).

5.2 .- En el caso de tanques de almacenamiento de dichos productos con capacidad nominal menor de 55,000 Bls ., podrán localizarse dentro dela misma área, limitada por muros de seguridad (diques), hasta unacapacidad colectiva máxima de 120,000 Bls.

5 .3 .- Para tanques menores de 55,000 Bls . y mayores de 10,000 Bls . de capacidad, deberán limitarse con subdivisiones a base de guarnicio--nes ó canales de drenaje superficial (cunetas).

5 .4 .- Para tanques de 10,000 Bls . de capacidad y menores, cuya capacidadcolectiva no exceda de 15,000 Bls ., deberán limitarse con subdivi-siones a base de guarniciones ó canales de drenaje superficial ---(cunetas) .

( 28 )

FRENTES DE ATAQUE:

1.- Todo tanque de almacenamiento de hidrocarburos tiene que estar localizadoadyacente a un muro de contención (dique) como mínimo, el cual tenga acceso directo a una calle.

2.- El número mínimo de frentes de ataque contra incendio (FA), desde calles-adyacentes a los muros de contención (diques), será en función de la capacidad nominal del tanque, de acuerdo con la siguiente tabla:

CAPACIDAD DELTANQUE

No . MINIMO DEACCESOS (FA)

500 y 200 MB

150 y 100 MB 3

80 y

55 MB 2

40 y MENORES 1

VIAS DE ESCAPE Y ACCESOS PARA MANTENIMIENTO:

1.- Escaleras:

1 .1 .- Los tanques con capacidad de 500,000 Bls . y 200,000 Bls ., deberán -tener como mínimo, cuatro accesos por escalera, ubicados estratégi-camente.

1 .2 .- Los tanques de 150,000 Bls . y menores deberán tener como mínimo dosescaleras, localizadas en dos esquinas opuestas entre sí.

2.- Rampas:

2 .1 .- Toda área limitada por diques, podrá contar con una rampa de accesode 1 .00 m de ancho, para equipo portátil de mantenimiento, previa -solicitud a la Gerencia Operativa.

2 .2 .- En algunos casos, se podrá sustituir una escalera por la rampa de -acceso, mencionada en el inciso anterior.

3.- Burladeros:

3 .1 .- Además de las escaleras se deberá contar con vías de escape a base-de burladeros (escalón empotrado en los muros de contención, para -facilitar el escape, mediante el salto del dique), que deberán localizarse a cada 50 m como máximo.

3 .2 .- En el caso de diques de 1 .20 m de altura y menores, no requerirán -de vías de escape tipo burladero.

( 29 )

3 .3 .- Para el caso de diques con una altura mayor de 1 .80 m, la localiza-ción de escaleras, vías de escape (tipo burladero) y rampas, debe-rán tratarse también como casos especiales.

DISTANCIAS MINIMAS A OTRAS INSTALACIONES Y LIMITE DE PROPIEDAD DE PEMEX:

1.- Clasificación de áreas:

1 .1 .- Instalaciones propias del área de "Almacenamiento" .- Son aquéllas-que por su función tienen que estar dentro de la misma área de almacenamiento ; tal es el caso de las casas de bombas para el manejo delos productos almacenados.

1 .2 .- Instalaciones tipo I .- Son aquéllas que por su importancia en el -proceso, presentan alto riesgo, que afecta a la actividad producti-va de un centro de procesamiento (Refinería, Complejo Petroquímico,Estación de bombeo, Agencia de Ventas, etc .) ; entre este tipo de --instalaciones se pueden citar : plantas de proceso, llenaderas y descargaderas de productos, servicios auxiliares, tales como : genera-ción de vapor y de electricidad, torres de enfriamiento de agua, --tratamientos y pretratamientos de agua, áreas de tratamiento de ---efluentes, área de quemadores, corredores de tuberías principales,-etc.

1 .3 .- Instalaciones tipo II .- Son aquéllas que no intervienen directamente en el proceso del centro productivo, sino que son instalaciones-de servicio o de apoyo, de índole administrativo.Entre éstas áreas se pueden considerar : los talleres, almacenes, bodegas, muelles de carga y descarga de materiales y equipo, oficinasadministrativas y de control, casetas de telecomunicaciones, cober-tizo contra incendio, laboratorios, etc.

2.- La distancia mínima del muro de contención (dique) de los tanques atmosféricos a instalaciones propias del área de tanques, será de 10 m.

3.- La distancia mínima del muro de . contención (dique) de los tanques atmosféricos a instalaciones tipo I, será de la mitad del diámetro (D/2) del tanque considerado, pero no menor de 10 m.

4.- La distancia mínima del muro de contención (dique) de los tanques atmosféricos a instalaciones tipo II, será de una y media veces el diámetro ----(1 .5 D) del tanque considerado, pero no menor de 10 m.

5.- La distancia mínima-del muro de contención (dique) de los tanques atmosféricos al límite de propiedad Pemex, será de la mitad del diámetro, (D/2)-del tanque considerado, pero no menor de 10 m.

6.- Distancias Mínimas de Tanque a Dique:

( 30 )

6.1 .- Para uno ó varios tanques de almacenamiento con capacidad nominal -igual ó menor de 30,000 Bls ., la distancia mínima de tanque a diqueserá igual a la altura del tanque considerado.

6 .2 .- Para uno ó varios tanques de almacenamiento con capacidad nominal -mayor de 30,000 Bls ., la distancia mínima de tanque a dique, será -igual a la mitad del diámetro del tanque considerado.

7 .- Distancias Mínimas de Tanque a Tanque:

7 .1 .- Para hidrocarburos sujetos a "ebullición súbita" y líquidos inflamables, la distancia mínima entre tanques (entre tangentes), será ---igual al diámetro del tanque mayor (diámetro mayor).

7 .2 .- Para líquidos combustibles, la distancia mínima entre tanques (en--tre tangentes), será igual a la mitad de diámetro del tanque mayor:

diámetro mayor2

DISEÑO DE DIQUES:

1.- La elección del tipo de dique ó muro de contención dependerá del materialexistente en la región, previo estudio técnico, económico, para determi-nar el más adecuado.

2.- El diseño de los diques de terracería ó terraplén, deberá tener una coro-

na mínima de 50 cm y un talud acorde con el ángulo de reposo del materialde que sea construido ; deberá estar protegido contra la erosión e imper--meabilizado adecuadamente, para cumplir con la hermeticidad requerida en-este elemento.

3.- Los diques serán diseñados para soportar esfuerzos adicionales, origina--dos por la carga hidrostática del líquido , derramado en caso de siniestro.

4.- Altura de Diques:La altura del dique o muro de contención será como mínimo de 1 .20 m y la-altura máxima será de 1 .80 m ., con respecto al piso exterior e interior,-respectivamente . En los casos dónde se tengan terrenos accidentados, se -tratarán como casos especiales, que serán sometidos a la consideración deSeguridad Índustrial y de la Operativa correspondiente.En ningún caso se permitirá , que todos los muros del dique sean mayores de1 .80 m de altura, debido a que dificultan el escape de personal.Cuando se trate de terrenos accidentados y que el diseño esté obligado s-utilizar alturas mayores de 1 .80 m, se deberá tener como mínimo, un lado-del dique con muros que cumplan con este requisito ; de preferencia el máscercano al tanque, para facilitar el acceso de personalde mantenimiento;así como el escape de éste en caso de emergencia.

5.- Altura de guarniciones:Cuando se utilicen subdivisiones a base de guarniciones, su altura será -de 45 cm ó del 10% de la capacidad real del tanque, que encierran ó limi-tan, lo que resulte mayor .

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6.- Capacidad Volumétrica Mínima del Dique:

6 .1 .- La capacidad volumétrica mínima del dique será la misma para hidro-carburos sujetos a "ebullición súbita", líquidos inflamables y com-bustibles.

6 .2 .- Para uno o varios tanques de almacenamiento, en un mismo dique, el-cálculo de la capacidad volumétrica mínima del dique (CVM), será --igual a la capacidad real del tanque más grande (CRT), contenido --dentro del dique, más el volumen de otras construcciones que ocupenun espacio dentro del dique, hasta una altura de 1 .80 m (volumen --muerto = VM) (CVM = CRT + VM).

7.- Pavimento:El material a utilizar en el piso interior del área del dique debe apoyarse en factores técnico-económicos ; para lo cual se han realizado estudiosdentro de Pemex (ET-02/85) los cuales deberán mantenerse adecuadamente.

8.- Vías de escape y acceso:La localización de vías de escape y acceso para mantenimiento del área interior de los diques, debe analizarse cuidadosamente, con el fin de que -se ubiquen en lugares libres de obstáculos (Corredores de tuberías, cune-tas, guarniciones), para agilizar la salida del personal, en caso de emergencia.

9.- Sistema de drenajes:

9 .1 .- La áreas de almacenamiento y específicamente las comprendidas den--tro de los diques o muros de contención, deberán contar con un sis-tema de drenaje pluvial y aceitoso o químico, con sus respectivas -válvulas de bloqueo, con indicación de posición "abierto-cerrado" ycolocadas fuera del dique.

9 .2 .- El sistema de drenaje deberá permitir que se puedan enviar selecti-vamente las aguas al drenaje pluvial y al aceitoso 8- al químico se-gún se requiera ; mediante la interconexión de estos colectores, pormedio de válvulas de bloqueo, normalmente cerradas y operadas desdeel nivel del piso.

9 .3 .- Las copas y registros de purga del drenaje aceitoso o químico debe-rán estar diseñadas de tal manera,que evite se introduzca el agua -pluvial del área interior del dique.

9 .4 .- La tubería de los drenajes de purgas de tanques de almacenamiento -de crudo deberán tener venas de calentamiento, excepto en los casosdónde la Gerencia Operativa no lo considere necesario de acuerdo altipo de crudo que maneje.

9 .5 .- En el registro de entrega de cada colector de purgas de tanques a -la red de drenaje aceitoso, se instalará por seguridad un sello hi-dráulico .

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9 .6 .- Pueden utilizarse cunetas poco profundas dentro del área interior -del dique para la recolección de aguas pluviales y de contraincen--dio, así como de pequeños derrames del producto almacenado . La pen-diente mínima recomendable será de una milésima (0 .001 m de profun-didad por cada metro de longitud) para cunetas revestidas y de 2 milésimas (0 .002) para aquéllas que no tengan revestimiento . La pro--fundidad máxima recomendable de las cunetas será de 0 .30 m y el an-cho máximo de 1 .50 m.

9 .7 .- En el caso de que se utilicen subdivisiones a base de guarniciones-en el área interior del dique, deberá de proyectarse un sistema de-drenaje pluvial independiente para cada área subdividida.

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TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS DEL PETROLEO CILINDRICOS --VERTICALES ATMOSFERICOS:

Estos tanques tienen una capacidad nominal arriba de 54 .5 m3, empleándose -en refinerías y grandes instalaciones.

En general, los tanques que exceden esta capacidad se ensamblan en el sitioen que se utilizarán (ensamble en campo).

La forma usual de construcción es cilíndrica, de acero, vertical y de cora-zas soldadas de los extremos, pero pueden haber circunstancias especiales,-por ejem ., cuando no se dispone de mano de obra muy hábil, cuando la erec--ción de tanques seccionales (de pernos), pueda ser la única forma de cons-trucción, en . cuyo caso se requiera de supervisión cuidadosa, para asegurar-que las juntas se han hecho bien, y que el material de unión es resistente-al petróleo o productos del petróleo, y que no se secará originando una condición quebradiza . Los desarrollos en los métodos de pernos han reducido eltiempo y mano de obra en la erección de tanques, de manera que son posibleslos tanques seccionales en tamaños estándard, hasta 1590 m3.

Los tanques atmosféricos de techo fijo (de todos los tamaños), se diseñan -para soportar una presión interna de 66 Kg/m2 y un vacío de 63 .5 Kg/m2 - --(25.4 Kg/m2 de vació para tanques de más de 39 m de diámetro).

Los tanques a presión de techo fijo hasta 39 m de diámetro, son apropiados-para una presión interna de 203 Kg/m2 y 63 .5 Kg/m2 de vacío (más cargas_su-perimpuestas) . Puede requerirse una presión interna mayor a 203 Kg/m2, con-el objeto de reducir al mínimo la evaporación y las pérdidas en el llenado-de los productos más volátiles.

De acuerdo con la norma B .S . 2654, los tanques de techo fijo a presión que-no son mayores de 19 .5 m en diámetro, pueden diseñarse para una presión de-operación de 546 Kg/m2, asumiendo que las fuerzas permitidas dadas en la --norma, no se exceden . Debe mencionarse que aunque los tanques de esta cate-goría se llaman tanques a presión de techo fijo, las presiones de operaciónse aproximan a la atmosférica y no se comparan con las presiones de opera--ción internas permitidas de los tanques diseñados con los requerimientos dela norma API-620 (hasta 1 .05 Kg/cm2).

Tanques de techo flotante de todos tamaños, ésto es, tanques abiertos en laparte superior .

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FACTORES DE CONSTRUCCION GENERALES, PARA TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE ACERO-

SOLDADOS, CILINDRICOS VERTICALES.

1.- Los tanques de "techo fijo" pueden ser de forma de cono ó de domo, soportados ó sin soporte (cuando la carga del techo se soporta sólo en la pe-riferia del tanque).No se recomienda para tanques a presión un techo soportado por columnas-ó pendolones ó, en dónde se espere algún grado de hundimiento de cimien-tos, ya que ésto causaría que el techo soporte las columnas, en lugar deque las columnas soporten el techo.

2.- La construcción común del techo, es mediante láminas de acero con solda-dura de traslape de 3/16 puig . (4 .76 mm) de espesor mínimo, pero algunasveces las láminas del techo se sueldan de las puntas, por ejem ., cuando-el marco del techo está en el exterior de las láminas del techo.

3.- La coraza del tanque normalmente se construye soldando en los extremos,-una serie de tramos de lámina de acero.Debido a que la carga interna de la coraza del tanque es mayor en el fondo que en la parte superior, el espesor de la lâmina de la coraza aumen-ta de la parte superior a la inferior.El espesor mínimo para láminas de la coraza de tanques de 40 pies(12 .19 Cm), a menores en diámetro, es de 3/16 puig . (4.76 mm) y para tanques mayores a 40 pies (12 .19 m) en diámetro, 1/4 puig . (6 .35 mm) . El espesor máximo es i% puig . (38 .1 mm).

4.- La posibilidad de fractura por fragilidad de la lámina de acero, aumentaconforme la temperatura del acero disminuye y el espesor de la lámina aumenta, por lo que en climas templados, las láminas de acero arriba de --3/4 pulg . (19 mm) de espesor y, en climas fríos (isoterma de invierno --abajo de 0° C .), las láminas de 1/2 puig . (12 .7 mm) de espesor, deberíanser de calidad dúctil (B .S . 2762), aunque el acero dúctil puede también-especificarse por otras razones, tal como la mayor tensión a la que se -diseñan en la actualidad algunos tanques.

5.- El área principal al fondo del tanque, se hace mediante láminas de acerorectangulares, de soldadura de traslape (mínimo espesor 1/4 puig ;6.35 mm) . Las láminas de delineado (mínimo espesor de 1/4 puig ; 6 .35 mm)que forman el perímetro del fondo del tanque, también son soldadas de --traslape . Para tanques mayores a 40 pies (12 .19 m) en diámetro, se esti-pula generalmente en muchas especificaciones internacionales, un anillo-de lâminas segmentadas (espesor mínimo 5/16 pulg ; 7 .94 mm) debajo de la-lámina de la coraza ; aunque éste no es, un requisito en las especificaciones americanas API 650.

6.- La sección de los cimientos de un tanque es comunmente como sigue:

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La mezcla de bitúmen y arena sobre los cimientos del tanque debe ser impermeable y suficientemente firme, para soportar el tráfico y permitir el soldado -de las láminas del fondo.

Tal arreglo se ha encontrado satisfactorio para capacidades de soporte del --suelo arriba de 8,300 Kg/m2, pero para suelos blandos, puede ser necesario --distribuir la carga concentrada de la coraza y sus aditamentos, sobre una pa-red anular de concreto, construida debajo de la lámina de la coraza . La paredlevanta cualquier soporte desigual del suelo pobre, que sin ella, causaría --asentamiento perimetral diferencial y por lo tanto, distorción de la coraza -del tanque . Los tanques han dado servicio satisfactorio en suelos pobres, sinel soporte de pared anular de concreto, pero en estos casos, el asentamiento-ha tenido lugar uniformemente y no excesivamente.

Tendrá que considerarse cada caso con respecto a las cargas del suelo permitidas y a la uniformidad de estas cargas (ESTANDARD API 650, apéndice B, y autorización No . 1 del B .S . 2654, parte 1, 1965 . Para detalles completos de dise-ño y fabricación de tanques de almacenamiento soldados verticales, referirse-a éstos) .

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7 .- Aparte de la necesidad de que se tenga un amplio entendimiento de los prin

cipales factores de la construcción de tanques, el personal de operación,-

deberá estar principalmente capacitado en los aspectos del diseño de tan--

ques que son importantes desde el punto de vista de la operación segura, -

ya que la prevención de accidentes a través del conocimiento, es mejor que

los esquemas elaborados para tratar con fuegos, explosiones y liberación -

de sustancias peligrosas por su toxicidad.

Aún en eventos infortunados de fuego ó explosión, el entendimiento de los-

aspectos principales de seguridad, sobre construcción de tanques, es útil-

en la aplicación inteligente de medidas de lucha contra el fuego.

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PRECAUCIONES PARA ALMACENAMIENTO DE LIQUIDOS DEL PETROLEO, CON PUNTOS DE --

FLASHEO ARRIBA DE 60° C . (líquidos de volatilidad baja).

Incluyen la mayoría de los gasóleos, diesels, combustibles pesados, aceiteslubricantes y bitúmenes.

1.- Estos líquidos pueden almacenarse seguramente en tanques de techo fijo,sin que se formen mezclas de vapor inflamable-aire dentro del mismo.

2.- Cuando se forman mezclas inflamables, son generalmente, resultado de --algún accidente operacional ó negligencia ; por lo que se debe tener cuidado en la capacitación del personal, indicándoles que aunque los ries-gos sean menores, deben practicarse las medidas de seguridad que se re-quieren en estos casos.

3.- Para mejorar el bombeo de estos líquidos, muchos de los cuales son ex--tremadamente viscosos a temperatura ambiente, se aplica calor mediante-serpentines de vapor, colocados cerca del fondo del tanque , ó, el líqui-do se hace circular en el tanque después de bombearse a través de un intercambiador de calor . Generalmente se mantiene la temperatura abajo --del punto de flasheo del líquido y el tanque se aisla para mantener el-calor ; las tuberías también se enchaquetan con vapor para mantener la -temperatura del líquido.

4.- Puede penetrar agua al tanque por venteos abiertos en el techo, por la-condensación de vapor de agua en el aire, que entra al tanque durante -su respiración y en periodos de bombeo de extracción, por fugas en las-tuberías del vapor, ó por serpentines de vapor internos . El agua se ---asienta en el fondo del tanque, de dónde debe ser regularmente drenada.

5 - Se han presentado erupciones severas dentro de tanques debido al cambiosúbito (flasheo) de agua a vapor, cuando el líquido del petróleo a una-temperatura de 100° C . (212° F), se pone en contacto con una capa de --agua en el tanque . La naturaleza severa de las erupciones, se origina -debido a que la capa de líquido de 2 ó 3 pulgadas (5 a 7 .5 cm) del fon-do de un líquido caliente, es generalmente bastante más fría que la temperatura general del contenido del tanque . De esta manera, la temperatura total del líquido puede elevarse arriba de 100° C . (212° F), antes -de que la capa de agua alcance su temperatura de ebullición y en este -punto, cualquier disturbio puede liberar una gran cantidad de energía.-El flasheo de agua a vapor, se acompaña por un incremento en volumen, -de aproximadamente 1600 veces la presión atmosférica.El efecto del flasheo rápido de agua a vapor, causa gran cantidad de espuma que rápidamente llena el tanque y generalmente rompe el techo.Un nivel bajo de líquido del petróleo en un tanque, es un factor que favorece las erpciones, y con una cantidad reducida arriba del agua, el -agua hervirá a una temperatura menor que cuando el tanque está lleno.

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Precauciones para prevenir erupciones:

5 .1 .- Checar fugas de vapor en serpentines internos, enchaquetados ó vapor dosificado.

5 .2 .- Mantener cerradas escotillas de calibración, puertos, ó cualquierotra apertura en el techo ; excepto durante medición, para preve--nir ingreso de agua.

5.3 .- Extraer regularmente el agua por la conexión de drenado, del fon-do del tanque.

5.4 .- La temperatura del líquido del petróleo en el tanque ó que entraal tanque, no deberá excederse de 100° C . (212° F) . Habiendo comoexcepciones, los productos residuales ; por ejemplo ciertos gradosde bitúmens que deben calentarse a una temperatura mucho mayor a-100° C ., para alcanzar la viscocidad necesaria para el bombeo.

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FACTORES DE CONSTRUCCION PRINCIPALES, DE TANQUES DE "TECHO FIJO" ATMOSFERI-

COS Y A PRESION:

1.- Los principales factores de construcción de tanques de techo fijo sin -presión y a presión, son semejantes, pero debido a las presiones inter-nas ligeramente más elevadas, el techo a presión generalmente se limitaa diámetros de tanques hasta 39 m (128 ft), y al ángulo curvo del techode la coraza, que es el ángulo de hierro periférico soldado a la parte-superior de las láminas de la coraza y que se hace mayor, ó apropiada--mente reforzado.

2.- El venteo normal de tanques de techo fijo sin presión, es de la forma -de venteos atmosféricos de flujo libre, que permiten el flujo al exte--rior, sin impedimentos ; al mismo tiempo previenen que la lluvia y polvoatmosférico penetren al tanque.

3.- Los tanques de techo a presión, están provistos con venteos de respira-ción que tienen 2 importantes funciones : minimizar las pérdidas de va--por de los líquidos volátiles que pudieran haber por venteo libre y proteger al tanque de presión excesiva (ó sobre-vacío).El venteo de respiración proporciona seguridad en el almacenamiento de-líquidos volátiles, tales como gasolina, ayudando a mantener una atmós-fera muy rica en el espacio vacío del tanque.La capacidad normal de venteo para tanques sin presión y a presión, se-obtiene en la guía API para venteo de tanques, (RP 2000-Guide ForTank--Venting. API, 1271), que permite capacidades que sean determinadas me--diante el conocimiento de:

. Proporciones máximas de llenado y vaciado.

. Capacidad del tanques.

. Punto de flasheo del líquido.

. Presión de operación (para tanques a presión).

8.- Si un venteo se sobredimensiona o se fija para liberar a muy alta pre--sión, la sobrecarga puede originar un daño permanente y debilitamiento-de la unión entre el ángulo curvo de la parte superior y el techo . La -carga de presión interna excesiva, puede también observarse como distorción y colapso parcial del ángulo curvo de la parte superior, junto conun englobamiento del techo.

9.- El dimensionamiento correcto del alivio de vacío, es también importan--te, se calcula el máximo vacío permitido por la resistencia del tanque-a romperse, ésta depende de muchos factores como pueden ser : el tamaño-del tanque, espesor de la coraza, soportes internos y cargas externas -como la nieve.Los tanques que conforme a la norma B .S . 2654, parte I, están diseñadospara soportar los límites de vacío aquí especificados, pero en dónde pudieran haber condiciones fuera de lo normal de carga externa, por ejem.localizaciones de velocidad de viento alta ; el comprador debe discutir-con el fabricante, qué reforzamientos del tanque pueden ser necesarios-para prevenir un colapso, cuando el tanque esté vacío.

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6 - Se ha sabido que la operación normal de venteos de respiración ha falla-do por la formación de depósitos cristalinos y cerosos ó hielo, en los -asientos de los diafragmas de la válvula ó en el interior de la conexióndel orificio sobre el cual se monta la válvula . Se ha tomado por lo mis-mo como precaución, durante temporadas o en climas fríos, quitar los diafragmas de la válvula, de manera que el ensamble del respirador se com--porte como si fuera un venteo abierto . A pesar de ésto, se encontró en -el caso del paraxileno, que los vapores se condensaban en el interior dela pieza del vástago1 en la que se montó la válvula ; el líquido se cristaliza y el crecimiento del cristal eventualmente bloquea completamente lapieza del vástago, las extracciones subsecuentes de líquido de paraxile-no del tanque, crearon un vacío en el espacio de vapor del tanque, que -al romper el interior y el anillo del fondo del tanque, hizo que se sa-liera de sus cimientos de concreto . La acción de prevención a este inci-dente fué aplicar trazas de vapor y aislar el ensamble de la válvula de-respiración.

7.- El periodo de mayor riesgo por la formación de hielo en los diafragmas -de las válvulas, ocurre después de que un tanque ha sido probado con =--agua y llevado a uso durante un periodo de tiempo de heladas . En estas -circunstancias, como medida de precaución, se sugiere, quitar los dia---fragmas de la válvula por un periodo de 2 a 3 semanas, hasta que el ni-vel de humedad en el tanque se ha reducido a lo normal.Algunos materiales como el politetrafluoroetileno, empleados en la fabricación de diafragmas, parecen dar menos problemas debido a no mojarse.

8.- Los venteos atmosféricos y de respiración, algunas veces se adaptan con-arrestadores de flama como una parte integral del ensamble del venteo, -para prevenir propagación de flama en el tanque . Hay muchos tipos, como:de platos perforados, aperturas finas en un bloque de metal, tela de ---alambre (no corroible), metal enrizado ó agrupamientos de tubos metáli--cos angostos.

9.- Un arrestador de flama que se tape por el polvo, pintura, incrustacionesdepósitos cerosos ó cristalinos, u otra materia extraña, puede situar altanque en una condición peligrosa, interfiriendo con la operación normalde los venteos . Por lo tanto, se requiere de mantenimiento regular, lo -cuál es un trabajo pesado en una instalación en que puede haber muchos -tanques . De hecho, algunas empresas han quitado los arrestadores de fla-ma de los tanques, debido además de las posibles consecuencias que se --crean por el bloqueo, a que no están convencidos de su utilidad como un-dispositivo de seguridad, particularmente si el tanque se adapta con venteos de respiración.

10.- Cuando los venteos de respiración se cierran, la flama no puede pasar -por éstos . Durante la salida de respiración por un venteo, ajustado a,-ó arriba de 1 pulg. de agua manométrica (25 .4 Kg/m2), la velocidad de--la mezcla vapor-aire, será mayor que la velocidad de la flama del vapordel hidrocarburo en aire y por lo tanto, la flama no podría entrar al -tanque durante la respiración al exterior . Además, para líquidos del petróleo volátiles, tales como gasolina, el vapor dentro del tanque durante respiración al exterior sería demasiado rica para encenderse ; los vapores podrían prenderse sólamente después de que se emitan del venteo -de alivio de presión y se mezclaran con más aire.

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Los arrestadores de flama, tienen su aplicación más importante en tanques --que se usan para almacenar líquidos que tienen puntos de flasheo dentro del-rango de la temperatura ambiente, como son las gasolinas para turbinas, en -que la mezcla vapor-aire, en un tanque de techo fijo, puede estar dentro delrango de inflamabilidad por periodos largos.

Una alternativa más segura puede ser : almacenar tales productos en tanques -de techo flotante, ó en tanques de techo fijó "sin presión", equipados con -cubiertas flotantes internas .

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ALIVIO DE PRESION 0 VENTEO DE EMERGENCIA:

1.- Cuando un tanque se expone al fuego, las capacidades de venteo basadas-en una respiración normal, pueden ser inadecuadas para enfrentarse a lamayor cantidad de evaporación del líquido contenido, por lo que los venteos normales deben incrementarse en tamaño para combatir tal situaciónó debe proporcionarse alguna otra forma de alivio de presión.

2.- Debido a que los tanques de "techo fijo" verticales para líquidos del -petróleo, se diseñan para soportar tan sólo unas cuantas pulgadas de --presión de agua manométricas, la forma más satisfactoria de alivio de -presión que se ha encontrado es un techo que esté sólo ligeramente uni-do a la coraza, de manera que bajo presión interna excesiva, el techo -se separe de la coraza dejando a ésta y a su contenido intactos.El techo se une al ángulo curvo de la parte superior de la coraza, me-diante una soldadura de tira, que es considerablemente más ligera que -las juntas ó unión soldada de la coraza, al fondo del tanque.

3.- Los tanques diseñados de acuerdo al estándard B .S . 2654, incorporan es-tá unión débil de techo .a :.coraza, y no-se:proporciona-ninguna otra for-ma de venteo de emergencia . La efectividad de esta medida de seguridad-de construcción, se ha demostrado ampliamente cuando los tanques han sido sujetos, a sobrépresióñ'interna; .por ;exposicióñ al'calor ; expiosióñ ` óerupción del producto contenido.

4.- Se ha demostrado ampliamente, que el daño a tanques se ha limitado generalmente al techo y a la parte superior de la coraza ; debido a que el -techo se diseña para fallar en esta forma, la colocación de dispositi--vos de aplicación de espuma fijos, cerca de la parte superior de la co-raza, es de dudoso valor, en vista del riesgo de que se dañen . Las fa-llas más abajo en las costuras del fondo de la coraza, son excepciona-les .

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"PRECAUCIONES EN LA OPERACION DE TANQUES DE TECHO FIJO" PARA SUSTANCIAS IN-FLAMABLES Y/O EXPLO.SIVAS.

1.- Si es posible, deberá excluirse del tanque todo aparato eléctrico, ó deotra manera, sólo deberá permitirse equipo eléctrico intrínsecamente se

guro.

2.- Evitar llenado de chorro, ésto es, llenando por la entrada superior concaida libre del líquido.

3.- Mantener la velocidad de entrada al tanque baja, hasta que la entrada -se encuentre completamente sumergida.La velocidad de entrada al tanque no debe exceder de 1 m/seg . (3 pies/-seg), hasta que la entrada esté completamente sumergida).

4.- Para evitar excesiva turbulencia y salpicado, que conducen a la genera-ción de estática, si las conexiones de entrada están cerca del techo,--debe proporcionarse un recibidor inferior, arreglado de manera que su salida esté cerca del fondo del tanque y que el líquido W .: descargue horizontalmente con flujo suave.

5.- Se pueden presentar igniciones estáticas que se cree, son provocadas --por la entrada de aire producto del burbujeo del mismo, con burbujas --eléctricamente cargadas en la interfase aire-líquido y que se elevan a-la superficie del líquido.El aire puede jalarse en las tuberías después de que se pierde la suc--ción de la bomba, y si este aire no se expulsa y se purgan la línea y -

la bomba, no sólo se dificultará el arranque de la bomba, sino que pue-de burbujearse una cantidad sustancial de aire en el tanque.

6.- Por lo expuesto anteriormente, no se recomienda la limpieza de las tuberías con aire ; ésta forma de limpieza ó desalojo de tuberías se ha practicado, pero sólo porque se ha tenido gran cuidado para prevenir que --llegue el aire al tanque, por medio de sistemas de purgado de líneas antes de éste ; ya sean sistemas operados manual ó automáticamente . Sin embargo el riesgo es aún apreciable y deben emplearse otros. métodos de --limpieza de líneas.

7.- Drenar regularmente el agua del tanque, ya que debido a ésta, se aumen-ta la proporción de carga estática durante el flujo en la tubería (car-ga en la línea ) ; además debido al asentamiento de las gotas de agua a-través del líquido, se tiene otro mecanismo de carga que se agrega a lacarga total del líquido.

8.- No usar agua para desalojar tubería, ni para separar diferentes tipos -de sustancias ó grados del petróleo.

9.- Evitar la agitación del contenido del tanque con aire, vapor ó gas.

10.- No utilizar medidores manuales, cuando el líquido está en movimiento.

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11.- Dejar un tiempo de 30 minutos después de que el bombeo ha parado, para-mediciones manuales ; si parece haber apreciable contaminación con agua-este periodo debe extenderse a cuando menos hora.

12.- Los objetos metálicos que floten, por ejemplo : latas de muestreo ó medidores-flotantes metálicos, que hayan sido separados, deberán buscarse ysacarse del tanque.

13.- Usar calzado conductivo, por ejemplo : con suelas de piel ó suelas de hule conductoras, cuando se realicen calibraciones, muestreos ó se tomen-temperaturas.

14.- No realizar mediciones o muestreos de tanques, durante periodos de tor-mentas eléctricas ó, granizadas.Si una persona esta usando calzado de hule aislante, puede acumular unacarga en su persona, cuando camina por las superficies secas de los pa-sillos de un tanque ; está carga puede ser suplementada mediante cargas-inducidas en su cuerpo, por nubes de tormentas eléctricamente cargadas-ó por granizos eléctricamente cargados de la atmósfera superior.

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PRINCIPALES FACTORES DE CONSTRUCCION DE TANQUES DE TECHO'FLOTANTE:

1.- Un tanque de techo fijo a presión, diseñado para una presión máxima in--terna de operación de 8 pulg . de agua, manométricas (203 Kg/m2), aproxi-madamente bajará a la mitad en promedio, las pérdidas por evaporación, -en el almacenamiento de gasolina en climas con altas temperaturas, comparando con los tanques con venteo abierto . Los tanques de techo a presiónestán limitados ; sin embargo, a un diámetro máximo de 128 pies (39 m).Es posible mejorar la conservación de vapor, con la fijación de presio-nes mayores, en las válvulas de venteo de respiración, pero con mayor limitación del diámetro del tanque,

2.- Los tanques de techo flotante, han conseguido almacenamiento económico -de líquidos volátiles con un alto grado de seguridad . Se construyen ac-tualmente tanques de techo flotante de 250 pies (76 .2'm) y mayores de --diámetro, y de 72 pies (21 .9 m) de altura, capaces de almacenar la cargacompleta de un tanquero grande . El techo de acero flota sobre el líquidoy se mueve hacia arriba y hacia abajo mientras el petróleo se bombea ---hacia adentro o hacia afuera del tanque, siendo un factor significativo-del diseño del tanque, el sello apretado de vapor entre la periferia rí-gida del techo flotante y su coraza.

3.- Una ventaja secundaria, es el aumento en la seguridad operacional por laaucencia de espacio de vapor arriba del líquido y la disipación inmedia-ta por el techo flotante, de cualquier carga eléctrica estática en el 11quido.Estas consideraciones no se aplican cuando el techo flotante descansa ensus soportes, ésto es, cuando el tanque está vacío ó casi vacío . En estacondición el tanque debe considerarse con todos los aspectos de seguri-dad operacional ; como si fuera un tanque de techo fijo.

4.- En un principio, el techo flotante consistía de una cubierta simple con-un canto vertical en la periferia ; éste era el techo de tipo de sartén -que aún se usa, pero que ha sido sustituido por formas mejoradas, ya quelos techos de sartén tienen las siguientes desventajas.. Una fuga en el techo ocasionará que se hunda.. La estabilidad puede afectarse seriamente por cargas superimpuestas denieve, hielo ó lluvia.

. No son apropiadas para almacenar líquidos del petróleo con presión de-vapor Reid (PVR), mayores a 5 Lb (0.35 Kg/cm2) (esto es debido a que -la conducción del calor solar del techo al líquido puede causar que --los líquidos muy volátiles hiervan).

5 .- El principio del techo de sartén, está siendo introducido con una nueva-forma para proporcionar una cubierta flotante relativamente económica, -protegida con un techo fijo libremente ventilado.Se dió además al techo, mayor movimiento flotante fijando un pontón anu-lar alrededor, de la periferia.

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Este pontón se construyó como una serie de compartimientos, de manera --que no se afectara la estabilidad indebidamente por el desarrollo de fu-gas en un compartimiento . Ya que el aire es un buen aislante del calor,-el líquido debajo del pontón está prevenido para que no hierva y mantie-ne contacto con éste ; pero debajo de la cubierta central, la radiación -solar puede causar la ebullición de líquidos muy volátiles ; por esta ra-zón, la cubierta central se pandea ligeramente hacia arriba, pero el va-por se retiene por el sello de líquido debajo del pontón ; cuando la cu--bierta central se enfría, el vapor atrapado se condensa y obtiene su po-sición original de contacto sobre el líquido.Los techos de pontón son apropiados para los líquidos volátiles con ----P .V .R. hasta 12 Lb (0 .84 Kg/cm2).

6.- Más desarrollos del techo flotante se hicieron en relación a la máxima -flotación y estabilidad, proporcionada por una construcción de doble cu-bierta.Por el tamaño del espacio de aire de aislamiento entre las dos cubiertassobre prácticamente la total superficie del lfquido, la transferencia decalor solar se disminuye en tal forma, que sólamente las gasolinas natu-rales muy volátiles, son susceptibles de hervir.La presión inmediatamente debajo del techo flotante es más o menos atmosférica y por esta razón, no se recomiendan los tanques de techo flotantepara almacenar líquidos cuya presión de vapor exceda la presión atmosfé-rica a la temperatura de almacenamiento.

7.- El techo flotante rígido, ya sea de sartén, pontón, o de doble cubierta,debe ser capaz de moverse libremente hacia arriba y hacia abajo con el -líquido . Es necesario un espacio vacío razonable entre el cantó del te--cho y la coraza del tanque, para permitir cualquier distorción y salida-del centro de la coraza, pero si este espacio no se sella efectivamente,habrá una pérdida seria de vapor.Una cantidad de métodos se han aplicado exitosamente para sellar este espacio anular, que permitan el movimiento lateral del techo del tanque --dentro de límites razonables ; los sellos pueden ser de los siguientes tipos:

7.1 .- Sello de anillo metálico:El espacio entre el techo flotante y la coraza del tanque, se cie-rra mediante una serie de zapatas de acero galvanizado unidas paraformar un anillo . Se coloca un material de tela flexible entre la-parte superior de las zapatas y el canto del techo flotahte, las -orillas superior e inferior de la tela se aseguran con remaches a-las zapatas y el canto del techo flotante . Es esencial que la telasea fuerte, impermeable al vapor, impermeable al agua y resistenteal ataque de los vapores de los líquidos del petróleo.Se han usado satisfactoriamente recubrimientos de hule sintéticos-sobre telas de asbesto y nylon.La efectividad del sello depende del mantenimiento de un contacto-superficial constante entre la zapata del sello y la , coraza del --tanque .

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Es necesaria una ligera presión, para que la zapata se sostenga contra -la coraza aún permitiendo que ésta monte sobre cualquier protuberancia -local de la superficie de la coraza, sin abrasión severa. Una forma de -soportar la zapata y ejercer esta ligera presión, es por medio del sus--pensor de pantógrafo . En otro tipo de soporte de zapata, la presión se -mantiene con resortes ajustables asegurados al techo del tanque, en estetipo, ninguna parte del mecanismo está dentro del espacio de vapor entrela tela de sello y el líquido y, por lo tanto, hay menor riesgo de igni-ción de vapor inflamable por descargas estáticas asociadas con tormentaseléctricas.

7 .2 .- Sellos de tela:Con este tipo de sellos, el espacio anular entre el techo flotantey la coraza del tanque, se cierra con una tela resistente a los 11quidos del petróleo, en forma de tubo, llenando el tubo con líqui-do ó gas bajo ligera presión (aprox . 2 pulg. de agua manométricas)(50 .8 Kg/m2) . Este tipo de sellos son atractivossor su habilidad -para tomar la forma del tanque, de manera que cuando está correctamente colocado, no debe haber vapor de petróleo en el espacio en--tre el techo y la coraza ; arriba del sello de tela . La tela se ha-ce de un material fuerte, por ejem . nylon, recubierto con hule sintético resistente a los líquidos del petróleo, y el líquido de 'relleno puede ser petróleo ó el producto líquido del tanque . Una de-bilidad del diseño del sello de tela, es la posibilidad de que la-tela sea picada por alguna protuberancia filosa de la coraza, por-lo que deberá examinarse completamente antes de instalar el sello.Para evitar esta posibilidad ; se ha desarrollado un sello elásticohecho de una tela de espuma de uretano, que tiene la resistencia -deseada a los vapores de hidrocarburos.Todos los tipos de sellos de tela, se protegen del clima, a la caida de escoria de herrumbe, etc ., mediante protectores de clima me-tálicos bisagrados, que también sirven para proporcionar un paso -de conducción eléctrica entre la cubierta del techo flotante y la-coraza del tanque.

8 .- Soportes para el techo flotante:El techo se soporta, cuando no está flotando, por un número de patas tu-bulares ; cada pata es libre de moverse dentro de una manga unida al te--cho, fijando la posición de la pata a uno o 2 puntos por medio de un al-filer de seguridad ; un punto de fijación corresponde a la altura mínima-del techo del tanque en la posición inferior de operación, 2% pies (0 .76 m), arriba del piso del tanque ; el otro, soporta el techo 6 pies -(1 .83 m) arriba del fondo del tanque, que es el espacio libre mínimo en-tre el techo del tanque y el piso, para que se lleve a cabo el trabajo -de mantenimiento.Venteos de sangrado en el techo, permiten el escape del aire cuando un -tanque vacío ó casi vacío, se está llenando y antes de que el tanque --esté flotando . Estos también sirven para proteger al tanque contra la extracción de vacío, ya que están diseñados para abrir automáticamente justo antes de que el techo descanse en sus soportes.

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9.- Drenes del techo:La lluvia que cae sobre el techo flotante debe retirarse al exterior deltanque, hay varias formas de hacerlo por ejem:

9 .1 .- El agua se dirige a un drén en el centro del techo, del cual pasa-a través del producto, al fondo del tanque, de dónde es periódica-mente extraido ; los drenes del techo de este tipo no son apropia--dos si la especificación del producto estipula que debe estar l i-bre de agua.

9 .2 .- El agua se dirige del techo por una manguera flexible, ó tubo metalico con juntas articuladas, a una válvula de compuerta cerca del-fondo de la coraza.La válvula de compuerta se mantiene cerrada en forma apretada, ex-cepto cuando es necesario drenar agua después de lluvia . Durante -tiempo muy frío, pueden causarse daños serios al sistema de desa-güe por el congelamiento de agua que haya quedado en él, ya que --puede romperse cuando se congela el agua . Y cuando el hielo se funde con una elevación de temperatura, el líquido del petróleo puedeentrar al desagüe ; si en este momento no está cerrada con seguri-dad la válvula de compuerta, el líquido del petróleo puede inundar.el área circundante al tanque.El flujo del líquido del petróleo por el drén al techo, se previe-ne normalmente mediante una válvula sin retorno en el mismo drén.Las temperaturas de congelación, también pueden causar que una ---manguera flexible se congele en el interior de cualquier hielo quese tenga en el fondo del tanque, para posteriormente sufrir daños-serios conforme se eleva el techo con la entrada del líquido del -petróleo ; por lo tanto, no se recomiendan los desagües de mangue--ras flexibles en regiones en que se puedan alcanzar temperaturas -de congelación con frecuencia ; tampoco son apropiadas, cuando el -producto almacenado tiene una proporción alta de hidrocarburos aromáticos que tienen una acción solvente sobre los hules sintéticos,de los cuales se fabrican generalmente tales mangueras.En caso de bloqueo, el techo flotante del tipo de pontón, soporta-rá muchas pulgadas de agua sobre toda su superficie antes de que -se vuelva inestable.

10.- Acceso al techo flotante:El acceso a un techo flotante se proporciona mediante una escalera de -rodillos ; una terminal de ésta se cuelga en la plataforma de los medidores, en la parte superior de la vía de acceso de la escalera, y el otroextremo está libre para moverse sobre rodillos, en una corredera fijadaal techo, conforme éste se mueve hacia arriba y abajo.Se proporcionan las escaleras de rodillos, cuando el diámetro del tan--que es mayor a la altura de la coraza, pero no se consideran esencialespara tanques pequeños, aproximadamente menores a 30 pies (9 .14 m) de --diámetro, en dónde los descensos ocacionales al techo, pueden hacerse -con escaleras portátiles, y la lucha contra el fuego puede conducirse -sin gran dificultad, desde la parte superior del descanso de la escale-ra, ó desde el nivel del suelo.

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El acceso al techo no es comunmente necesario, durante las operacionesdiarias y puede desalentarse por lo siguiente:. Existe riesgo de que el personal inhale gases o vapores que pudieranestarse escapando de un sello fijado de manera imperfecta, arriba --de la pequeña cantidad del venteo intencional en el canto . Cuando eltecho está a un nivel bajo, la ventilación natural es pobre y pudie-ran estarse escapando vapores del líquido del petróleo del sello, ésto tenderá a persistir, en vez de disiparse.

. Una corrosión inesperada puede causar debilitamiento local de una --placa del techo, de tal forma que una porción de éste pueda caer ba-

. jo el peso de un hombre.Por estas razones, no se deberá permitir a nadie descender a un techo,a menos que esté utilizando un aparato de respiración apropiado y una-cuerda de seguridad, la cuál estará sujetada por otra persona, en la -plataforma de los medidores.Las mediciones manuales pueden hacerse rápidamente y con exactitud, --desde una plataforma de medición-colocada en la parte superior del ac-ceso del descanso de la escalera.Las mediciones automáticas de volúmenes de líquidos se dispersan, aún-con la necesidad de escalar hacia la parte superior de la escalera. Elequipo automático varía considerablemente en detalles, pero ya sean para medir grandes cambios en volumen, o para pequeños incrementos y descensos, están disponibles medidores automáticos con un grado de exactitud igual y a veces mejor, a los requeridos por las Autoridades.

11 .- Abrazaderas de viento:Los tanques que se abren por la parte superior, deben tener anillos dereforzamiento, llamados abrazaderas .de=viento ; cuando elAanque-semete a fuerzas del viento . Algunas veces, las abrazaderas de viento seusan para caminar sobre ellas ó como medios de acceso para lucha con--tra el fuego, en cuyo caso, ésta deberá tener un espesor de no menosde2 .4 pulg . (0 .6 m) de claro, del ángulo de la curva, en la parte supe--rior de la coraza del tanque ; además, no deberá estar a menos de 3 -pies 6 pulg . (1 .06 m) de la parte superior de la coraza y deberá prote .gerse con agarraderas (rieles de manos) en el lado abierto.

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" PRECAUCIONES EN LA OPERACION DE TANQUES DE TECHO FLOTANTE " . PARA SUSTAN-CIAS INFLAMABLES Y/O EXPLOSIVAS.

En operación normal, la cuál incluye los raros periodos en que el techo descanza en sus soportes (cuando el tanque puede ser considerado como si fueraun tanque de techo fijo), hay un alto grado de seguridad, con relación a --riesgos de salud y fuego, debido a la ausencia de espacio de vapor del lí-quido y al hecho de que el techo de metal conedtado a tierra, flotando so-bre el líquido, previene"_:cualquier acumulación de cargas estáticas en la interfasei.metal-líquido.

El principal riesgo de fuego ha sido por encenderlo directamente al tanque-ó en su proximidad, pero las medidas de seguridad ampliamente adoptadas en-la actualidad, evitan por completo estas causas.

1.- No hay riesgo de que un medidor se llene de gas, si todas las medicio--nes manuales se llevan a cabo, desde una posición en la plataforma de -medición colocada en la parte superior de las escaleras. del tanque, conmedidores automáticos para el nivel del líquido y temperatura.

2.- Sólo es necesario trabajar en la parte superior del tanque, para tomar-muestras ó para lecturas de mediciones manuales, como una revisión de -los medidores automáticos.

3.- Deberán darse instrucciones firmes para prohibir al personal descender-al techo de los tanques, a menos de que alguna circunstancia especial -lo haga necesario, en cuyo caso, se deberán utilizar aparatos para res-pirar y cuerdas de seguridad, siendo sostenida esta cuerda por otra persona que se encuentre parada en la plataforma de la parte superior del-tanque .

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TANQUES DE TECHO FIJO CON CUBIERTAS FLOTANTES INTERIORES:

1 .- Con el objeto de dar características de pérdida de vapor, comparables --con los tanques de techo flotante, se coloca una membrana plástica que -flota sobre el líquido en el interior del tanque de techo fijo . Las pri-meras membranas ó cubiertas, se desarrollaron en Francia y se hicieron -en forma de hojas continuas de cloruro de polivinilo flexibles, sujeta--das por debajo con pequeños flotadores hechos de PVC y pegados a la mem-brana . Se tenía una rejilla anti-estática debajo de la membrana, hecha,-de un cable de acero inoxidable continuo, conectado mediante cable flexible a la coraza . La membrana cubría la superficie libre del líquido, ---excepto el pequeño espacio anular entre la periferia de la membrana y lacoraza del tanque, para permitir la instalación de un sello de vapor queconsiste de una camisa flexible elevada con forma de Z.Mediante un diseño ingenioso de hoja de trébol, de un diafragma flexiblepuede tomarse una muestra ó introducirse un medidor por la membrana con-el mínimo de exposición a la superficie del líquido.Muchas de las cubiertas de PVC originales están aún en uso, pero el diseRo se ha ido mejorando para evitar algunas de las dificultades inicia—les . Actualmente se cuenta con materiales que tienen resistencia supe---rior a ser atacadas por los hidrocarburos aromáticos, comparadas con el-PVC . Las cubiertas de espuma rígida (poliisocianato), que flotan por sí-solas por su estructura de celdas cerradas, se han desarrollado enE .U.A . . Una de las principales dificultades con las cubiertas de plásti-co, era el englobamiento, y .que se doblaban por el aire y vapor que en--traba al tanque durante el llenado ; muchosdispositivos patentados han dado mejor funcionamiento, tal es el caso de una extensión de tubo perforado al tubo de llenado, para dispersar la salida de vapor y aire ; y válvulas de venteo en las membranas.Un desarrollo más reciente (Francés), es la construcción de una plataforma flotante, que consiste de un ensamblado de paneles hechos de hojas deuna aleación de aluminio, de 8 a 10 pies (2 .4 a 3 .04 m) de largo por 1 -pie 8 pulg . (0 .5 m) de ancho, remachada al ángulo periférico y a un mar-co de viguetas.El sello periférico de forma de Z, se hace'con fibra de vidrio recubier-ta con resina poliéster, escogida por su resistencia a los ataques :con•-hidrocarburos aromáticos . La flotación de la plataforma se asegura me---diante flotadores de aluminio a prueba de fugas.Aunque el primer propósito de una cubierta interna flotante es la conservación de vapor, éstas tienen otras ventajas, como las siguientes:. Mantienen la limpieza del producto.. Reducen la corrosión interna.. Permiten que los productos altamente volátiles se almacenen a presión-atmosférica .

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2.- Si un tanque de techo fijo contiene gasolina y poseé venteos de respira-ción pero no tiene una cubierta interna, la atmósfera en el espacio va--cío será en la mayor parte del tiempo sobre-rica ; si se instala una cu--bierta flotante y se reemplazan los venteos de respiración por puertos -de ventilación libre en el techo, frecuentemente se encontrará una atmósfera inflamable, en una zona dentro de una corta distancia arriba de la-cubierta, pero en la parte superior del espacio del tanque es más fre---cuente que esté debajo del limite inflamable, y las mezclas de vapor----aire que salen del tanque serán débiles.En trabajos recientes de E .U .A ., se indica qe dando buena ventilación -de aleros (aperturas de no menos de 0 .2 pies por pie de diámetro), las-concentraciones de vapor inflamables arriba de la cubierta interna, se -presentarán sólo cuando el nivel del líquido esté debajo del nivel de lacubierta y el siguiente llenado desplace el vapor saturado . En otros mo-mentos en que la cubierta estaba flotando, no se encontraron concentra--ciones de vapor arriba de la cubierta.

3.- Por otro lado, cuando se fija una cubierta interna en un tanque que con-tiene un líquido, como la gasolina de turbinas, que a temperatura ambiente es susceptible de formar una mezcla inflamable arriba del líquido, lainterposición de una cubierta entre al líquido y el espacio del tanque,-reducirá en tal forma la formación de vapor, que el espacio nunca contendrá una mezcla de vapor inflamable.

4.- Una cubierta flotante, que está apropiadamente equipada con medios para-la descarga de corrientes eléctricas estáticas en la superficie del 1í--quido a tierra, por la coraza del tanque, evita el riesgo de ignición estática, asociada con superficies líquidas altamente cargadas, en los tanques de techo fijo .

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Además, si el techo sin ninguna presión, fuera volado por una explosiónen el espacio dentro del tanque arriba de la cubierta flotante, sería -pequeña el área superficial libre del líquido disponible para encender-se.

5.- Un desarrollo reciente en el diseño de tanques, que combina las venta--jas de los de techo fijo y flotante, es uno que tiene una cubierta flo-tante de acero, semejante a un techo flotante del tipo de sartén(aunquesin el elaborado sistema de desagüe), que está protegido por un techo -de cono ó domo, con ventilación de aleros, para permitir el venteo de -la pequeña cantidad de vapor que escapa de los sellos de la cubierta --flotante . Este tipo de tanque es particularmente apropiado, para almacenar gasolinas para turbinas, en regiones de caída de nieve excepcional-mente pesada.

6.- Otros métodos de conservación de vapor en tanques que operan a aproximadamente presión atmosférica, de líquidos del petróleo volátiles ; son:. Techos de elevador con sellos de agua ó secos.. Diafragmas flexibles.. Esferas pequeñas que flotan sobre el líquido.

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f .

- ;, TANQUE QUE OPERAN A PRESION DENTRO DEL RANGO DE 0 .035 A 1 .055 Kg/cm2 (0 .5 A15 Lb/pulg2) MONOMETRICAS.

En un tanque que opera a (6 alrededor) de la presión atmosférica, un líqui-do muy volátil, hervirá cuando su presión de vapor iguale ó exceda la pre-sión atmosférica absoluta, o sea 1 .033 Kg/cm2 (14 .7 Lb/pulg2) . La gasolina-natural es un ejemplo de estos líquidos volátiles ; tiene una presión de va-por Reid dentro del rango de 0 .98 a 1 .83 Kg/cm2 (14 a 26 Lb/pulg2), y si sealmacena en un tanque que opera a presión atmosférica, se evaporará rápida-mente, a temperaturas del líquido abajo de 37 .8° C . (100° F) . La evapora---ción excesiva de gasolinas naturales y líquidos volátiles similares se pre-viene aumentando la presión en el espacio de vapor arriba del líquido, así-la presión en el espacio es mayor que la presión de vapor del líquido.

Para un tanque con gasolina natural, de presión de vapor Reid de 11 .4 Kg/--cm2 (20 Lb/pulg2), la presión de operación requeriría ser de cuando menos -0 .42 Kg/cm2 (6 Lb/pulg2) manométricas, para prevenir serias pérdidas de va-por a 37 .8° C . (100° F).

1.- Los tanques apropiados para el almacenamiento de estos líquidos muy vo-látiles a presiones de 0 .035 a 1 .055 Kg/cm2 (0.5 a 15 Lb/pulg2) manomé-tricas, deben diseñarse y construirse de acuerdo con la norma 620.A .P .I ., en que se indican las Reglas Recomendadas para Diseñar y Cons-truir Grandes Tanques de Almacenamiento a Baja Presión.

2.- La forma ideal para un tanque que contiene un líquido y vapor bajo pre-sión, es esferoide, para soportar en cualquier , punto de su superficie -la .máxima .presión hidrostática del líquido y-la . máxima-presión de vaporinterna ; estos tanques deben soportarse uniformemente en el suelo, ajustando las válvulas de alivio de vacío y presión en el espacio de vapor-para operar dentro de la máxima presión ó-wacíó .-dédiseñá :en-.:e1".tanque.

3.- Aunque los tanques esferoides son apropiados para trabajar a presiones-normales dentro del rango de 0 .35 a 1 .05 Kg/cm2 man . (5 - 15 Lb/pulg2 -man .) ; algunos se han diseñado para operar regularmente hasta 1 .76 Kg/-cm2 man . (25 Lb/pulg2).En los rangos inferiores, hasta 0 .35 Kg/cm2 man . (5 Lb/pulg2 man), la -construcción usual tiene forma hemisferoide.

4.- Algunas veces se agrega a ambas formas un nódulo, para aumentar la capacidad sin pérdida de resistencia.Idealmente, los tanques de estas formas poco usuales, proporcionan almacenamientos excelentes para líquidos muy volátiles, en áreas en dónde -hay considerable variación en la temperatura ambiente diaria y en dóndehay relativamente poco movimiento de la sustancia almacenada, hacia ---adentro y hacia afuera del tanque.

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TANQUES A PRESION QUE OPERAN CON PRESIONES ARRIBA DE 1 .05 Kg/cm2 MAN .(15 Lb/pulg2 man).

Algunos líquidos del petróleo como el butano y propano, son tan volátiles --que a temperaturas y presiones normales son gases.

La presión de vapor del n-butano a 21° C . es aproximadamente de 2 .25 Kg/cm2-abs . (1 .2 Kg/cm2 man .) y la del propano es alrededor de 8 .79 Kg/cm2 abs . ---(7 .74 Kg/cm2 man) . Dentro del rango de temperaturas ambientes normales, es--tos líquidos deben mantenerse en tanques en que la presión de vapor sea apreciablemente mayor a 1 .05 Kg/cm2 man., para prevenir que el líquido hierva --manteniéndolos en estado líquido.

1.- Para ésto, se deben diseñar tanques que sean capaces de soportar con se-guridad, la presión de vapor del líquido a las mayores temperaturas que-puedan alcanzarse en el almacenamiento.

2.- La sobrepresión de los tanques, debida a exposición a fuego, se previe-ne, proporcionando dispositivos de alivio apropiados.

3.- Los requerimientos detallados para las especificaciones de diseño de tanques que operan a presiones arriba de 1 .05 Kg/cm2, se dán en las normas:ASME para tanques y calderas a presión, B .S .S . 1500 y 1515- Tanques a --presión soldados a fusión para uso en industrias químicas, del petróleo-y asociadas y la norma API 2510 ; para el diseño y construcción de insta-laciones de gases del petróleo licuados en terminales de tuberías y marinas, plantas de procesamiento de gas natural, refinerías y almacenamien-tos de tanques a granel.

4.- La presión en los tanques de almacenamiento de gas licuado, será la pre-sión de vapor del material a la temperatura de almacenamiento, más la --presión parcial de cualquier gas permanente que se encuentre presente .--Por lo tanto, antes de poner el tanque en servicio, deberá removerse ---cualquier cantidad de aire inicialmente presente en un tanque de almace-miento, ó gases inertes que se encuentren después de las operaciones de-purgado ; de no ser así, las presiones de almacenamiento serán falsas y -excesivas.

5.- Las formas de almacenamiento sobre la tierra, de gases líquidos del pe-tróleo pueden ser:

. Almacenamiento a temperatura ambiente y a presión.

. Completamente refrigerados (alrededor de la presión atmosférica).

. Refrigerados y a presión .

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ARREGLO (POSICIONAMIENTO) DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO A PRESION:

En el Código de Seguridad del Instituto de Gases del Petróleo Licuados - --(de Inglaterra), se recomiendan distancias para almacenar tanto en refine--rías, como en plantas a granel, en que la capacidad de tanques individualespuedan exceder de 136 m3 y en establecimientos comencialesy domésticos en-que la capacidad de tanques individuales sean generalmente menores a 136 --m3 :

1.- Los tanques, deben colocarse de manera que no se expongan peligrosamen-te al fuego que pudiera presentarse en áreas adyacentes ó carreteras y-en consecuencia ; debe tomarse en consideración la naturaleza de la pro-piedad aledaña, cuando se fije su posición.

2.- Una barda límite, deberá referirse como el lugar en que puede presentarse una fuente de ignición en cualquier momento, a menos que la propie-dad del otro lado de la barda, esté bajo el control de la misma administración.

3.- Los tanques de almacenamiento a presión, no deberán localizarse dentro-de áreas en que se almacenen tanques con sustancias inflamables y/o ex-plosivas, ó arriba de tanques de almacenamiento refrigerados enterra- -dos, debido al ,posible riesgo de exposición de tanques a presión, al --fuego de líquidos .

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MEDIDAS DE SEGURIDAD, PARA PREVENIR SOBRELLENADO DE TANQUES:

1.- El volumen de líquido almacenado en un tanque, deberá limitarse para --permitir suficiente espacio para expansión térmica . El volumen máximo -(v), de gas líquido a cierta temperatura (°C .), que puede cargarse en -un tanque, se determina mediante la siguiente fórmula:

V = D X WGXFX100

en dónde:

W = Capacidad de agua del tanque de almacenamiento a 15 .6° C.

D = Máxima densidad de llenado.

G = Gravedad específica del gas licuado a 15 .6° C.

F = Factor de corrección de volumen del líquido, de la temperatura T (°C .)-a 15 .6° C.

La densidad de llenado es la relación en porciento, del peso del gas licua-do en un tanque, al peso de agua requerida para llenar el tanque a 15 .6° C.Se requiere un factor de corrección (F), debido a que entre más baja sea --la temperatura del líquido, abajo de la ambiente, en el momento de llenar -el tanque, será mayor la expansión cuando la temperatura del líquido alcan-ce la ambiente . Los factores de corrección del volumen se obtienen de ta---bias publicadas.

2.- Para prevenir el llenado en exceso del volumen máximo permitido, el tanque debe estar provisto de uno ó más medidores de nivel . Los medidores-de nivel más usados son:

2 .1 .- El medidor de tubo fijo .- Consiste en un tubo fijo que tiene su -terminal abierta dentro del tanque, al máximo nivel de llenado --permitido ; se coloca en el otro extremo del tubo, una pequeña vá1vula de venteo fuera del tanque . Durante la operación de llenado,hay una descarga de sudor a través del orificio de venteo, hasta-que el nivel de líquido alcanza la terminal abierta del tubo fi--jo, cuando el líquido aparece en el orificio de venteo.

2 .2 .- Tubos rotatorios .- Tienen un principio similar al anterior ; a un-tubo con una terminal abierta, se le da vueltas manualmente en elexterior del tanque, dentro de un vástago con forma curveada ; el-vapor ó líquido, se libera por un pequeño orificio, fijado con --una válvula de cierre de disparo, fuera del tanque, de acuerdo --con la posición de la terminal abierta del tubo dentro del tan---que . Así, puede establecerse la interfase líquido/vapor y leerse-de un disco calibrado que muestra el volumen del líquido.

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2 .3.- Otros dispositivos para medir el nivel del líquido, son los medidores magnéticos, espejuelos medidores del tipo de columna, e indicadores de nivel flotadores, del tipo de lectura directa o de-transmisión de señal.

Suelen usarse dos controles de medición de volumen de líquido, como por -=-ejemplo : un tubo fijo para prevenir el llenado más allá del nivel máximo --permitido y un medidor magnético, para una revisión continua de la cantidadde llenado ó cuando va a cargarse una cantidad menor a la del nivel máximo-permitido.Con un medidor magnético del nivel cambiante del líquido ; actúa un flotadorque mueve un magneto a través de una unión entre un engrane y una aguja.Se monta un disco registrador con apuntador magnetizado en el exterior del-tanque, y el apuntador sigue los cambios de nivel que va presentando el lí-quido .

2 .4 .- Debe revisarse constantemente, el funcionamiento de los indicadores, de nivel, ya que una aguja magnética puede pegarse, un ori-ficio de venteo puede bloquearse, ó un nivel de flotador puede -despegarse de su unión.El sobrellenado se evita mediante el cuidado y atención razona--ble de estos aspectos.

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PREVENCION DE ESCAPES ACCIDENTALES MAYORES DE LIQUIDOS 0 VAPORES.ALMACENAMIENTO A PRESION "GASES LICUADOS DEL PETROLEO".

1.- Si una manguera flexible ó tubería, conectada al tanque de almacenamiento a presión sufre algún daño, puede ocasionar el escape de vapor o lí-quido, lo cual a su vez, daría origen a situaciones serias si el flujo-no se controlara rápidamente.Para prevenir el flujo fuera de control de tanques de almacenamiento, -se recomiendan ampliamente dispositivos automáticos que actúan rápida--mente en todas las conexiones, excepto en las válvulas de alivio, las -cuales siempre deben mantenerse para descargar a su completa capacidad;así como en accesorios como medidores fijos, deslizantes ó tubos rotatoríos, que están diseñados para permitir una descarga de sudor a través-de un pequeño orificio.

2.- Pueden usarse válvulas de flujo en exceso, válvulas check de presión deretorno y válvulas de cierre de control remoto, operadas hidraúlicamen-te ó con aire, ya sea por separado ó en combinación, para lograr el control deseado ó el cese del flujo de líquido ó vapor.Una válvula de flujo en exceso, está normalmente diseñada para cerrar -cuando el flujo es 50% mayor que la cantidad operacional máxima, ó cuando una presión diferencial (predeterminada) se excede en la válvula.La válvula no corta el flujo de vapor ó líquido completamente, un pequeño sangrado permite que la presión suba en el lado de presión baja de -la válvula cuando la falla ó ruptura ha sido rectificada, la válvula entonces, se reajusta automáticamente.

3.- Reportes de accidentes han demostrado en ocasiones, que una válvula de-flujo en exceso ha fallado en operar debido a que la tubería, manguera-ó accesorio se ha roto en tal forma, que se impide el escape del líqui-do ; y la cantidad de flujo aunque seria, no ha sido suficiente para ac-tuar la válvula de flujo en exceso . Ya que algo menor que una línea completa puede fallar para actuar la válvula de flujo en exceso ; es buena-práctica proporcionar seguridad adicional, como puede ser : válvulas de-presión de retorno, ó válvulas de paro (hidraúlicas ó neumáticas), que-pueden operarse remotamente desde una posición segura . Se usan válvulascheck de presión de retorno para protección de una apertura del tanque-cuando el flujo normal del líquido está entrando a éste (por ejemplo, -para una conexión de llenado) ; la válvula se mantiene en la posición decerrado mediante un resorte de poténcia, y así no hay posible salida deflujo del tanque.Cuando comienza el llenado, la presión del líquido en la línea sobrepa-sa la presión del resorte y abre la válvula . Tan pronto como se para elflujo, la válvula check se cierra . Pueden usarse válvulas de paro de --emergencia, operadas a control remoto, hidraúlicas ó neumáticas, ya seasólas ó en conjunto con válvulas de flujo de exceso . Estas válvulas, --que son particularmente valiosas cuando es imposible alcanzar un cierremanual, se colocan tan cerca como sea posible a la conexión de salida -del tanque.

4.- Puede ser necesario de tiempo en tiempo, drenar el agua que se ha colectado en el fondo de un tanque de almacenamiento a presión . Es importan-te no drenar toda el agua presente, ya que ésto podría originar un escape de LPG en el drén :

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Por lo tanto, la operación de drenado debe hacerse observando la inter-fase de agua/LPG desde la posición de drenado, ó drenar sólamente una -cantidad conocida de agua . Si escapa LPG de la válvula de drenado, pue-de formarse hielo (o si el LPG ha recibido un tratamiento caústico ; ---cristales de sosa caústica) en el asiento de la válvula ; debido a la --caída de presión en la válvula, originándose su cierre apretado, por loque es importante proporcionar 2 válvulas en la salida del drenado ; la-válvula en la posición interior, se dejará abierta durante la operaciónde drenado, mientras la válvula hacia el exterior se usará para contro-lar la operación . La salida del drén, nunca deberá localizarse debajo -del tanque de almacenamiento.

PAREDES DE DIQUES ALREDEDOR DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE GASES LICUADOS--DEL PETROLEO A PRESION:

1.- No se acostumbra construir paredes de diques alrededor de tanques de al-macenamiento a presión, debido a que es muy raro que se presenten gran--des volúmenes de fugas y porque la probabilidad de falla de un tanque --diseñado de acuerdo con las presiones autorizadas por las normas corres-pondientes ; y que se mantengan y operen adecuadamente, es remota . Ademásde que se deberán tener dispositivos de seguridad tales como válvulas deflujo en exceso', válvulas de presión de retorno, válvulas de bloqueo operadas remotamente y válvulas de doble drenado localizadas apropiadamen--te ; los cuales proporcionarán los medios para controlar ó parar por com-pleto un escape mayor de líquido.

2.- Una pendiente de concreto, gradúada:suavemente en una distancia aproximada de 6 m del tanque, evitará que cualquier derrame fluya lejos de éste,también puede proporcionarse un área superficial grande, que ayude a la-evaporación, con un lecho de grava o guijarros de aprox . 1 m de ancho --por 1 m de profundidad, alrededor del desnivel de concreto ; en el caso -de tanques de almacenamiento grandes, éstos son aquéllos con capaciades-mayores de 136 m2.

3.- Puede colocarse una pequeña pared de separación de unos 0 .4 m de alto, -fuera del lecho de grava, si existe algún riesgo de daño accidental al -tanque por vehículos ó por operaciones asociadas con las tuberías, ó si-hay tanques de líquidos inflamables en los alrededores de los que pudie-ran ocurrir derrames hacia el tanque de almacenamiento a presión.

4.- Para tanques a presión menores de 136 m3 es normalmente suficiente una -capa de guijarros o pedacería de piedra de unos 15 a 23 cm . alrededor --del tanque .

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TECNICAS DE TRANSFERENCIA DE GASES LICUADOS DEL PETROLEO.

1.- La gran volatilidad de los gases licuados del petróleo, conlleva técni-cas de transferencia diferentes a los sistemas convencionales de bombeo,usadas para líquidos del petróleo menos volátiles . Estos gases, pueden -transferirse por gravedad, por bombeo ó por presión diferencial entre --los espacios vacíos del contenedor que se descarga y del contenedor re-ceptor, ó mediante una combinación de éstos métodos.

2.- El flujo por gravedad se usa raramente para transferir gases licuados --del petróleo, por ser lento e inflexible.El frente de gravedad es una consideración importante en la transferen-cia por bombeo, ya que es necesario un frente de succión mínimo en la --entrada de la bomba; sin embargo, debido al peligro para el personal quepuede originarse por la acumulación de vapor por posible fuga del producto de la bomba, situando ésta debajo del nivel del suelo, con el objeto-de aumentar el frente de gravedad, no es aconsejable ; a menos que se to-men medidas apropiadas para asegurar buena ventilación del lugar en que-se encuentre.

3.- En el método de bombeo, se recomienda introducir los gases licuados al -tanque receptor por la parte superior, a través de una garganta perfora-da en forma de aspersión, ya que las gotas de líquidos absorben calor y-la elevación de presión en el tanque receptor es menor, que con el llenado por el fondo.El llenado por aspersión se ha aplicado exitosamente en numerosos siste-mas de bombeo de una sóla línea.Las dificultades encontradas por el bombeo en sistemas de una sóla línease evitan, igualando las presiones en los espacios vacíos del tanque quese está vaciando y el que está recibiendo el líquido, mediante una líneade retorno de vapor, con la que el vapor desplazado por el tanque recep-tor pasa al tanque alimentador, ayudando a mantener el frente de succióndeseado en la bomba. Este sistema de 2 líneas es el más común, junto conel llenado por aspersión.En el lado de descarga de la bomba se tendrán válvulas de paso -by-pass-para aliviar la presión, en caso de que se cierre accidentalmente una --válvula de descarga ó por bombear en un tanque lleno . La válvula de pasodescarga en la succión de la bomba ó de regreso al tanque de almacena---miento y deberá ser controlada manualmente ó ajustarse para 'operar a unapresión diferencial predeterminada . El reciclaje de parte de la descargaal almacenamiento, previene el sobrecalentamiento de la bomba durante --periodos de cantidades de llenado bajas y hace posible que la bomba ope-re a velocidad constante, bajo condiciones de llenado de líquido al ----100% ; así, logra mantenerse fría por el líquido recicaldo.

4.- La diferencial de presión ó temperatura en el espacio vacío de los tan--ques alimentador y receptor pueden derivarse de:

4 .1 .- Diferencia en presiones de vapor de las sustancias cuando se efec-túan mezclas .

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4 .2 .- Diferencia en temperaturas entre los tanques por calentamiento --ó enfriamiento de los mismos tanques o de los productos . Debe mantenerse un estricto control en las temperaturas, para evitar excesivas presiones de vapor.

4 .3 .- Llenado por aspersión.

4 .4 .- Compresión .- Se extrae vapor del tanque receptor, se comprime y -se descarga en el espacio del tanque alimentador . Con el bombeo -del líquido se requiere un cierto frente de succión positivo ----(NPSH) en la entrada de la bomba, para evitar cavitación ; ésto --es, formación de cavidades de vapor en el líquido por evaporaciónparcial . Tales dificultades no afectan la transferencia por com-presión de vapor y los compresoresde vapor, no se afectan por serbombas de líquido,mediante temperaturas locales altas que puedan-ocasionar aprisionamiento de vapor en bombas.Una ventaja adicional de los compresores sobre las bombas de l í-quido, es su habilidad para recuperar el vapor del tanque alimen-tador ; ésto se efectúa cambiando las conexiones del compresor al-final de la operación de descarga, de manera que el vapor se ex--traiga del tanque, se comprima y se descargue al tanque receptor.El vapor sacado por el compresor del tanque alimentador se comprime y se descarga en el espacio vacío del tanque receptor, por lo-tanto el líquido es empujado del tanque receptor al alimentador .-Cuando el tanque receptor se vacía, se cambian las conexiones, girando la válvula de cuatro posiciones.Las válvulas en la línea del líquido se cierran y el vapor se sa-ca del tanque receptor, comprimido, regresando al tanque alimentador por la línea de descarga de recuperación de vapor.Haciendo estas operaciones al contrario, los productos líquidos -pueden transferirse del tanque alimentador al tanque receptor . U-sualmente se tiene una presión de vapor diferencial de 0 .35 a ---0 .7 Kg/cm2 man. para la mayoría de las operaciones de descarga.

RECOMENDACIONES PARA ASEGURAR UN PROCEDIMIENTO CORRECTO:

1 .- Para prevenir un error operacional, deben escribirse las instrucciones-específicas de carga y descarga,cualquiera que haya sido el método se--leccionado para transferencia, ya que los aditamentos del tanque (por -ejem . conexiones de llenado y retorno de vapor), no siempre son del mismo tipo o no se encuentran en la misma posición.Cuando se carga un carrotanque, usando la bomba de líquido y el sistemade línea de retorno de vapor, deberán darse las siguientes instruccionesal chofer : A) Después de poner en posición el vehículo ; poner frenos, apagar el motor, luces, radio, etc.B) Deberá permanecer pendiente durante las operaciones de carga, para -

caso de que el vehículo tenga que ser desconectado y llevado lejos -en una emergencia.

C) Una vez terminada la carga y antes de llevarse el carro tanque, revisar que las mangueras se hayan desconectado y que se han quitado lostopes de las llantas y barreras.

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2 .- Se deberán dar instrucciones al operador encargado de cargar el carro -tanque de lo siguiente:A) Revisar que no se está fumando y que no hay luces descubiertas en el

área de carga.B) Después de que el vehículo se ha puesto en posición correcta, colo--

car topes en el frente y atrás de todas las llantas.C) Colocar barreras de caminos en posición "cerrado",en las cercanías -

al área de carga.D) Hacer las conexiones de las mangueras de vapor y líquido al vehícu--

3 .- Antes de que se comience la carga, se deberán hacer las siguientes revisiones:A) Que esté abierta la válvula de la línea de retorno de vapor.B) Que el medidor de flujo se ajuste en cero y que esté ajustado para -

que pare al volumen máximo permitido.C) Que no haya fugas en las conexiones.

4 .- Se comemzará la carga abriendo cuidadosamente la válvula en la línea dellenado . Permanecer atentos durante toda la operación de carga y llevara cabo las siguientes revisiones:A) Rechecar si hay fugas (si existen, se deberá parar la carga).B) Revisar que los medidores visuales (sobre todo magnéticos) están tra

bajando correctamente.C) Reducir la proporción de carga cuando se está terminando.D) Cerrar la válvula en la línea de llenado, cuando se ha alimentado la

cantidad correcta.E) Desconectar la manguera de retorno de vapor.F) Desconectar la manguera de líquido.Generalmente habrá una válvula de sellado automático, al final de la --manguera que cierre cuando la manguera se desconecte, dejando la manguera llena de líquido . La manguera puede guardarse llena de líquido, si -hay unaválvula de alivio en la línea, ó el líquido puede ventearse, ya-sea por un veteo atmosférico de alto nivel 6 por una línea de mecheros-(de acuerdo con las facilidades disponibles).Si se ventea la manguera en el área de carga, puede ser peligroso y no-deberá permitirse.G) Quitar los topes de llantas y barreras.

5 .- Instrucciones semejantes, deberán establecerse para descargar a un almacenamiento fijo, prestando particular atención al chequeo de fugas, al-conectar e inmediatamente después de que se ha comenzado la descarga.

6 .- Puesto que la mayoría de los accidentes se originan por error humano, -por la operación incorrecta ó fallas en hacer una operación esencial, -todos los puntos de seguridad vitales deberán escribirse en instructi--vos detallados y explicarse a los operadores encargados de la carga ó -descarga, por más elementales que parezcan ser.Debe hacerse referencia al cuidado que se debe tener en drenar el agua-de los tanques de almacenamiento a presión.

lo.E) Ajustar el medidor al nivel máximo permitido.

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ALMACENAMIENTO COMPLETAMENTE REFRIGERADO : "GASES LICUADOS DEL PETROLEO".

Estudios realizados en E .U.A ., especialmente por la Asociación Americana --del Gas (American Gas . Association), han demostrado las ventajas económicas-del almacenamiento refrigerado, sobre el almacenamiento a presión, cuando -el volumen excede de 1'000,000 de galones (3,785 m3) y cuando el gasto es -bajo, comparado con el volumen total del líquido almacenado.

1.- Para enfriar abajo de la temperatura de ebullición y mantener el líqui-do en estado frío, es posible almacenarlos en tanques diseñados para --operar ligeramente arriba de la presión atmosférica (para requerimien-tos de diseño, puede verse la norma de Seguridad de Gases del Petróleo-A .P .I .).

2.- Los tanques son generalmente de construcción de pared simple o doble . -En construcción de pared simple, se usa acero especial para bajas temperaturas, que mantiene su ductibilidad y resistencia al impacto, a la --temperatura de diseño . Este está rodeado de una capa aislante de fibra-de vidrio, espuma de poliuretano ó un material equivalente que puede --ser mantenido en su lugar por una cubierta de lámina de hierro galvani-zado, por una chaqueta de aluminio, d por un recubrimiento de mástique.

3.- Con construcción de doble pared, el tanque se encierra mediante otro --tanque exterior, construido de acero al bajo carbón ; y el espacio anu--lar entre los tanques se llena con un material aislante como la perli--ta. Como una medida de seguridad, el espacio anular puede contener ni--trógeno seco a una presión ligeramente arriba a la del tanque interior,la respiración del gas inerte, como resultado de los cambios de tempe-ratura ambiente, se pasa a un retenedor de gas nitrógeno, separado.

4.- Para prevenir congelación y consecuentemente mayor carga sobre el sue-lo en que descansa el tanque, el fondo exterior del tanque se coloca -sobre una losa de concreto aislada, soportada por pilotes, con un espacio de aire entre los pilotes y el suelo . Alternativamente, el tanque-puede soportarse por una pared anular de concreto, con elementos calentadores, controlados termostáticamente, enterrados en la vecindad . La-temperatura del líquido se mantiene constante balanceando el ingreso -de calor por las paredes del tanque y por aislamiento contra la pérdi-da de calor por evaporación . El vapor de ebullición puede usarse como-un gas combustible ó más comúnmente, éste se relicúa por compresión y-se regresa al tanque de almacenamiento.Alternativamente, la cantidad de evaporación puede controlarse enfriando el líquido en una unidad de refrigeración y recirculando al almace-namiento, en cuyo caso, el refrigerante usado puede ser uno de muchos-tipos comerciales, ésto es, que•no necesariamente sea el líquido que -se va a enfriar.

5.- Comúnmente no hay venteo de vapor a la atmósfera, sino que es un fac-tor de seguridad del almacenamiento refrigerado (ya presión) ; ya que -los tanques están diseñados para operar a, ó justamente arriba de la -presión atmosférica, deben tomarse medidas para proporcionar dispositivos de liberación de presión para prevenir sobrepresiones que puedan -resultar de :

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. Excesivo vapor de ebullición.

. Fallas en el equipo de licuefacción.

6.- Es esencial un paso sin obstrucciones a la atmósfera para el venteo de-vapor de las válvulas de alivio.Las líneas de venteo para alivio no deberán estar conectadas en líneas-de alivio de líquido, y el sistema de venteo deberá arreglarse de mane-ra que no se cree un sello de líquido que podría establecer una presiónde retorno peligrosa en el tanque . Los tanques de techo de domo, normalmente tendrán una junta de coraza a techo débil, para venteo de emergencia en eventos de exposición a fuego.

7.- Debido a la gran dificultad que se presentaría para combatir el fuego -que pudiera presentarse, por ignición de un escape considerable de gas-licuado refrigerado en el área del dique, los tanques refrigerados deberán espaciarse (Código de Seguridad De Gases para Gases Licuados API) ;-así como prevenir la dispersión del líquido de un tanque a otro, mediante paredes de separación.Las espumas y aspersiones de agua, serían poco efectivas en el combate-del fuego, debido a la gran volatilidad del líquido ; mientras que se requierán grandes cantidades poco prácticas, de sustancias químicas secaspara poder controlar algo el fuego, lo cual puede no ser suficiente porla probabilidad de reignición.

PAREDES DE DIQUES,' ALREDEDOR DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE GASES LICUADOSDEL PETROLEO COMPLETAMENTE REFRIGERADOS:

1.- Se recomienda construir paredes de separación, alrededor de tanques com'pletamente refrigerados, debido a que en general, éstos tanques son considerablemente mayores que los tanques de almacenamiento a presión.Además, debido a que operan aproximadamente a la presión atmosférica, -no se construyen de acuerdo a las normas de tanques a presión.Estos son similares en diseño a los tanques atmosféricos o de baja pre-sión, usados para almacenamiento de gasolina, excepto que los materia--les que se usan, se escogen para las propiedades de temperatura más ba-ja.

2.- Se proporciona alivio de presión, que se originaría como consecuencia -de una exposición al fuego severa en el caso de grandes tanques de te--cho de domo, en forma de juntas de techo a coraza débiles, para que se-permita la ruptura de las juntas en caso de sobrepresión seria en el --tanque.

3.- El contenido del tanque se enfría por debajo de su temperatura de ebu--llición, a presión atmosférica y por lo tanto, cualquier fuga se evapo-rará lentamente .

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4.- De preferencia, cada tanque deberá rodearse por su propia pared de sepa-ración, encerrando un volumen de capacidad efectiva igual a la máxima --capacidad de almacenamiento del tanque.

5.- Las restricciones de espacio pueden hacer necesario poner más de un tan-que dentro de una pared de limitación ; se recomienda una pared de con---trol de derrames baja, entre estos tanques, de manera que cuando menos -50% del contenido de cada tanque pueda mantenerse en cada subdivisión dela pared de limitación principal ; la cual deberá ser lo suficientemente-grande, para retener el contenido máximo del tanque mayor.

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ALMACENAMIENTO REFRIGERADO Y A PRESION (Almacenamiento semi-refrigerado) --

"GASES LICUADOS DEL PETROLEO".

El almacenamiento refrigerado y a presión de LPG, combina la refrigeración-parcial con baja o media presión.Un factor atractivo para este almacenamiento es su flexibilidad, haciéndoseposible que un tanque se use en diferentes momentos, para butano ó propa-no . Así, un tanque de almacenamiento diseñado para butano a presión, a tem-peratura atmosférica, podría usarse para el almacenamiento con enfriamientoy a presión dé propano, enfriando el propano y aislando el tanque de maneraque la presión de vapor no exceda la presión de operación del tanque.Este tipo de almacenamiento en esferas, tiene las siguientes ventajas, so--bre el almacenamiento con completa refrigeración en tanques cilíndricos de-fondo plano:

1.- El vapor se genera (vapor de ebullición para re-licuefacción) a una presión suficiente, para soportar la fricción de la línea, en dónde el e-quipo de refrigeración está lejos de la esfera.

2.- El almacenamiento elevado favorece las descargas por gravedad.

3.- Los soportes de pilotes eliminan las dificultades de congelamiento del-suelo.

4.- La relación de área superficial a volumen es :-menor y por lo tanto, la -fuga de calor de la atmósfera es proporcionalmente menor.

5.- La esfera se soporta independientemente del medio aislante, que puede -por lo tanto, ser quitado para inspección de la coraza.

6.- Por otro lado, el almacenamiento a presión atmosférica en tanques com--pletamente refrigerados, permite el uso de tanques mucho mayores.

PAREDES . DE DIQUES ALREDEDOR DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE GASES LICUADOS-DEL PETROLEO CON REFRIGERACION Y A PRESION:

1.- Las recomendaciones hechas en la parte de tanques completamente refrigerados, con respecto a paredes de diques, también se aplican a tanques -refrigerados y a presión, pero en vista de que el contenido de los tan-ques está enfriado y de que cualquier derrame, por lo mismo, se evaporará lentamente, se sugiere que se proporcione. alrededor del tanque, una-pared baja, capaz de retener cuando menos 50% del contenido del tanque.

2.- En todos los casos, el drenaje del piso del área encerrada por la pa---red, deberá quedar lejos de los tanques, y el drén del encasillado deberá estar provisto de una válvula fuera de la pared del dique, que se --mantendrá cerrada, excepto cuando se tenga que descargar agua.

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TANQUES DE ALMACENAMIENTO SUBTERRANEOS.

1.- Se acostumbra en algunos lugares, mantener productos del petróleo (in--flamables) en tanques subterráneos para permitir libertad .:de movimien-to de vehículos y en dónde no hay suficiente espacio disponible.Tal práctica, deberá aprobarse por las Autoridades correspondientes, --con respecto a los detalles de construcción del tanque y método de enterrado.

2.- Deberá, asegurarse de que no se contamirará el agua por productos alma-cenados subterráneamente y se harán estudios cuidadosos sobre corrosiónde tanques y su prevención, con el objeto de dar el mayor grado posiblede protección.

3.- Estudios de corrosión han demostrado que se dá un alto grado de protec-ción a la superficie externa de tanques enterrados y tuberías, con un -bitúmen aplicado en caliente, . . reforzado con fibra de vidrio ó sintéti-ca, y rodeando el tanque tratado con un relleno de arena seleccionada .-Se cree que una protección así, es superior a la dada por una película-

. sólida de concreto fino, ya que son posibles pequeñas fisuras en el concreto, por contracción y hundimiento . Tampoco se considera que sean completamente efectivas para prevenir fugas, las cámaras de concreto y ta-bique.

4.- De acuerdo con la localización geográfica puede requerirse una norma deprotección mayor, en la que se tendrá que suprimir la actividad corrosi.va de la tierra en pequeñas áreas de superficies de tanques no protegi-dos ; mediante protección catódica, con el empleo de " ánodos de sacrifi-cio.Mediciones efectuadas sobre la resistencia del suelo, así como de la --historia de corrosión local, determinarán cuándo se presentará la nece-sidad de esta forma adicional de protección.

PRUEBAS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO SUBTERRANEOS;

1.- Antes de usarse por primera vez, los tanques subterráneos deben probar-se para que no se presenten fugas, aplicando en el interior, aire a presión de 0 .7 Kg/cm2 durante 24 horas ; tanto a la coraza del tanque, comoa la tubería asociada.

2.- Las fugas en uniones deberán checarse con agua jabonosa.

3.- No se prescriben pruebas estándard para tanques subterráneos en uso, pero la mejor forma de detectar una fuga desde su aparición, es checándo-lo diariamente.

4.- El chequeo diario consiste en una prueba simple del espacio vacío y re-gistro de lecturas del medidor de la bomba.

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5.- Si la pérdida es mayor que las pérdidas por evaporación normales y hay-errores de medición, la impermeabilidad del tanque y su tubería asocia-da, algunas veces se prueban aplicando nitrógeno a una presión de - - -0 .7 Kg/cm2 por un periodo de 24 horas al tanque, cuando está vacío . Es-ta prueba sin embargo, no es infalible, de acuerdo a los accidentes quese han reportado.

La determinación de la, localización exacta de una fuga en un . tanque subte--rráneo puede ser difícil . Un procedimiento que se describe en la publica- -ción Fugas de Tanques Subterráneos Para Líquidos Inflamables y Combustibles(Leakage From Underground Flammable And Combustible Liquid Tanks, 1965, - -NEPA No . 329), ayuda a localizar la fuga, aislando la parte en exámen ; se -recomienda una prueba prolongada con el tanque completamente lleno con pro-ducto y todas las tuberías vaciadas hacia el tanque . Para revisar juntos eltanque y la tubería conectada, se usa el método del tubo puesto, en el que-se coloca un tubo a la tubería de llenado del tanque, el cual se llena, de-manera que el nivel del líquido esté en algún punto del tubo puesto, el ni-vel del líquido se checa luego durante un periodo de 24 horas.

Las fugas en las líneas de succión normalmente se mostrarán cuando se introduzca aire en la tubería durante el bombeo, y el producto se fugará cuando-se pare la bomba .

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PRECAUCIONES PARA EVITAR ACCIDENTES DE EXPLOSION, FUEGO 0 INTOXICACION POR -REPARACION Y MANTENIMINETO DE EQUIPO Y TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PETROLEOY SUS DERIVADOS.

1.- Todo trabajo de corte ó soldadura que vaya a efectuarse en equipo que --maneje o haya manejado estos productos, deberá estar: debidamente ampara-do con un permiso para trabajos peligrosos (PEMEX 13, FORMA No . 28.), en-el cual el personal de seguridad u otro personal autorizado, indique lasprecauciones , que deberán tomarse.

2.- Todo equipo o parte de él que vaya a ser reparado ó limpiado, deberá previamente aislarse, drenarse, lavarse y vaporizarse.

3.- Los recipientes que hayan contenido alguna sustancia inflamable y que sepretenda revisar, limpiar o reparar, deberán someterse a lo siguiente:3.1 .- Obtener el permiso para trabajos peligrosos.3.2.- Vaciarlos completamente.3 .3.- Aislarlo del resto de las instalaciones mediante juntas ciegas . '3 .4.- Deberán ponerse fuera de servicio todos los aditamentos eléctricos

ó culaquier equipo interior móvil.3 .5.- Siempre que sea posible, la limpieza de efectuará desde el exte==-

rior, teniendo abiertos los registros inferiores.

LIMPIEZA 0 REPARACION DE TANQUES.

1 .- La dependencia que opera los tanques señalará cuándo deberá suspenderse-la operación de un tanque para su limpieza o reparación.

2 .- En donde existe personal dedicado específicamente al mantenimiento oins

pección del equipo, el programa de reparación se elaborará conjuntamentecon los organismos respectivos, correspondiendo a quienes operan el tan-que la decisión final sobre el momento en que se podrá disponer de él.

3.- Para limpiar o reparar un tanque, se dará aviso a los organismos encargados de la inspección o reparación, sobre lo siguiente:a) La fecha en que quedó vacío el tanque, ó las providencias que deben -

tomarse para vaciarlo en caso de que las bombas que succionan de él,-no puedan extraer todo el líquido . También se indicará, si el redon--del está inundado.

b) Tipo de producto que se contenía en el tanque (deberá indicarse si --contenía tetraetilo de plomo u otra sustancia tóxica).

c) Volumen del producto que haya quedado en el interior.d) Estado en que se encuentra el tanque.e) Posibles reparaciones que se tengan que efectuar.f) Tiempo máximo que pueda precindirse de los servicios del tanque.

4 .- Una vez recibido el aviso, se deberá comenzar por aislar el tanque colo-cando juntas ciegas en todas las líneas de entrada y salida con excep---ción de las líneas contra incendio ó de líneas de agua, vapor y aire querequieran usarse durante la limpieza, exclusivamente en el transcurso desu uso .

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5.- Cuando se haya realizado el trabajo de incomunicación, se avisará a laspersonas encargadas de su operación ó revisión, a fin de obtener en conjunto un diagnóstico sobre el estado del tanque, la forma de efectuar -los trabajos previos de limpieza o reparación y las disposiciones de seguridad necesarias para ejecutar esos trabajos, de dónde se presentará-un programa de trabajo especificando lo siguiente:a) Fecha en que se iniciarán las labores en el tanque.b) Si es necesario, forma en que se extraerán los restos del producto -

líquido contenido en el tanque.c) Forma de eliminación de gases inflamables ó combustibles del inte---

rior del tanque, así como de todas y cada una dé sus partes.d) Precauciones y disposiciones de seguridad que deberán observarse.e) Cuando se utilice vapor de agua para eliminar los gases, deberá pro-

curarse que la conexión de entrada quede situada en la parte baja, -lo más cerca posible del fondo y, la salida quede por la parte supe-rior.

f) Momento en que deberá drenarse y lavarse la línea de protección con-tra incendios.

6 .- Después de lo anterior se hará una nueva reunión, de la cual se deriva-rá el programa de limpieza y reparación.

7 .- Como normas generales y con la elasticidad y limitaciones que la expe-riencia aconseja, se indicarán las siguientes disposiciones:a) Se designará siempre una persona que sea responsable de la ejecución

de los trabajos y que éstos se verifiquen estrictamente con las con-diciones señaladas.

b) Se determinará la frecuencia con que se deban efectuar pruebas de explosividad (ó los análisis, ó pruebas especiales que convenga llevara cabo), tanto en el tanque como en el área que lo rodea, así cómo -la protección contra incendio y las medidas de seguridad que sean necesario proveer.

c) Las pruebas de gas deberán hacerse, tomando una muestra representativa, a través del explosímetro en el interior del tanque . Por otro lado, se deberá verificar que los sedimentos y cascarilla no despren-dan gases inflamables al removerse.

d) Si es necesario hacer instalaciones eléctricas para los trabajos de-limpieza y reparación, se establecerá el tipo de instalación que de-berá usarse, así como una reglamentación para su uso, de acuerdo conlos principios que se indicarán más adelante.

e) En un pizarrón se anotarán los resultados de las pruebas de explosi-vidad (ó de los análisis d' pruebas especiales que se hayan llevado acabo) y la hora en que éstas se hayan verificado, así como los trabajos que se vayan realizando diariamente.

f) También se deberá anotar en este pizarrón, el nombre de la persona -responsable de los trabajos y los nombres de las que se encuentren -en el interior del tanque.

g) Se determinará el número máximo de personas que podrán permanecer --simultáneamente en el interior del tanque, el cuál no deberá excederse por ningún motivo.

h) Siempre que haya una ó más personas en el interior del tanque, debe-rá haber cuando menos una persona en el exterior, cuya misión será -la de vigilar que se cumplan todas las disposiciones de seguridad y-prestar ayuda (cuando sea necesario) a los trabajadores que se en---cuentran en el interior .

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i) Cuando sea necesaria la entrada de trabajadores en el tanque, las --operaciones de reparación o limpieza sólo se ejecutarán en días hábiles, durante . las horas de trabajo de la jornada ordinaria . Cuando --sea necesario contravenir esta disposición se solicitará la anuenciade la superioridad.

j) Cuando la concentración exceda del 50% del límite inferior de explo-sividad, no se llevarán a cabo trabajos en los tanques, a menos que-la atmósfera se vuelva inerte mediante la adición de la cantidad su-ficiente de vapor de agua.

k) Si los trabajos que se vayan a efectuar en el interior del tanque requieren el empleo de fuego, además de la prueba de explosividad, de-berá verificarse que no existan hidrocarburos atrapados en : las co--lumnas tubulares, debajo del fondo, pontones en el caso de tanques -de cúpula flotante, etc.

1) Deberá humedecerse el tanque interior y exteriormente, manteniendo -vigilancia con personal contra incendios durante el tiempo en que nose haya eliminado el óxido dentro ó fuera de él y en especial, cuan-do el tanque aún tenga gas.

8 .- La colocación y el empleo de instalaciones eléctricas, durante los -trabajos de limpieza y reparación de los tanques de almacenamiento,-deberán sujetarse a las disposiciones siguientes, encaminadas a evi-tar el uso de extensiones eléctricas improvisadas, inadecuadas ó de-fectuosas:

a) Toda instalación eléctrica que se utilice en estas labores, deberá -prepararse y colocarse por un operario electricista autorizado, ----quien deberá estar presente en el momento en que se pruebe la insta-lación.

b) Las extensiones eléctricas con enchufes a prueba de explosión, debe-rán ser construidas en talleres autorizados y garantizarse mediante-un sello que se coloque en ellas . Este tipo de extensiones, se m an--tendrá disponible en una bodega autorizada, en la cual se encargaránde revisarlas con frecuencia y de enviarlas al taller para repararsesi hay alguna evidencia de que su eficacia 6' buen funcionamiento se-han alterado.

c) Todas las extensiones deberán ser aprueba de explosión, con las únicas excepciones que sean señaladas expresamente por una persona autorizada para ello.

d) Las extensiones a prueba de explosión, se construirán usando un en--chufe adecuado para ese tipo de trabajos, cable blindado o cable pa-ra "uso rudo" y una lámpara a prueba de explosión.

e) Cuando exista una atmósfera explosiva en el interior del tanque, no-deberán utilizarse extensiones eléctricas.

f) Si es necesario introducir una extensión eléctrica en un tanque con-atmósfera explosiva, deberá pedirse autorización.

g) A partir del momento en que se haya terminado la limpieza de un tan-que, que se haya comprobado que está incomunicado y que no existe =-una atmósfera inflamable, podrán emplearse extensiones eléctricas comunes y corrientes, para llevar a cabo las reparaciones que se re---quieran . Sin embargo, siempre que se necesiten instalaciones eléctricas, deberán prepararse por un operario electricista y probarse en -su presencia.

h) Todas las instalaciones eléctricas que se utilicen, deberán contar -con un interruptor adecuado, situado en un lugar accesible ; el cual-sólo deberá operarse personalmente por el encargado del trabajo.

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i) Las instalaciones eléctricas que se coloquen para facilitar las labo-res, siempre deberán quedar desconectadas, durante los periodos en --que se interrumpa el trabajo.

9 .- Precauciones en relación con la electricidad estática, durante limpieza-y reparación de tanques de almacenamiento.a) Tanto las mangueras de agua a alta presión, mangueras de vapor, venti

ladores tipo vénturi y en general cualquier equipo que se instale dentro ó cerca del tanque y que como resultado de su funcionamiento genere corriente estática, deberá conectarse correctamente a tierra.

b) Si por alguna circunstancia especial hay necesidad de vaciar los hi--drocarburos que contenga el tanque mediante pipas o procedimiento se-mejante, deberá conectarse a tierra, el chasis del camión y las man--gueras.

c') En caso de que la limpieza se vaya a efectuar mediante el empleo de -boquillas con chorro de arena, éstas deberán conectarse a tierra.

10 .- En caso de que el tanque de que se trate, haya estado destinado al almacenamiento de unasustancia inflamable ó combustible mezclada con otra -tóxica, como el tetraetilo de plomo, además de adoptarse las medidas indicadas deberá atenderse lo estipulado en la norma DIII-21 de Pemex.

11 .- Todos estos procedimientos para la reparación y mantenimiento de tan---ques de almacenamiento, pueden aplicarse para cualquier otro tipo de e-quipo ; tomando en cuenta las indicaciones particulares adicionales, pa-ra cada caso en particular, que indique el departamento responsable de-la seguridad de la planta,de acuerdo con las normas establecidas ; así -como a la experiencia .

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ALIVIO DE PRESION EN EQUIPO DE PROCESAMIENTO Y AUXILIAR:

La ruptura de un intercambiador de calor puede originar una secuencia de --acontecimientos cuyo resultado puede ser catastrófico, por lo que el diseñoapropiado del alivio de presión,no tan s610 del equipo principal de procesamiento, sino también del auxiliar ; está entre los problemas más importantesa los que se enfrentan los ingenieros.

1.- La sobrepresión en los equipos de procesos puede resultar de una simplecausa ó combinación de causas ; deben analizarse cada una de ellas por -separado para determinar la máxima cantidad de flujo (capacidad de ali-vio pico), que debe liberarse de un equipo para protegerlo de ser some-tido a sobrepresión. Las propiedades físicas empleadas para calcular lacapacidad de alivio, deberán ser las de la presión fijada en el dispositivo de alivio y la temperatura de equilibrio correspondiente . En estascondiciones, las propiedades físicas son bastante diferentes a aquéllasque se tendrían a condiciones normales de operación.

2.- Cuando por ejemplo, se analiza una columna de destilación a vacío, cuyodispositivo de alivio se fija á una presión mayor que la atmosférica, -se puede concluir que su contenido-no hervirá a la presión fijada por -el dispositivo de alivio ; sin embargo, el dispositivo de alivio debe tener las dimensiones para la descarga de vapor, debido a que puede espe-rarse evaporación súbita (transformación instántanea de líquido a va---por), severa.

3.- Tipos de dispositivos de alivio de presión:

3 .1 .- Válvulas de seguridad de alivio:

. La norma ASME de equipos a presión, requiere que se dimensione un dispositivo de alivio primario para prevenir una elevación de presión --que exceda 110% de la presión de diseño, cuando la sobrepresión resulta de causas normales (tales como forzado de los tubos de un intercambiador), y 120% de la presión de diseño cuando se origina por contac-to con fuego.

. Cuando se descarga un gas ó~ un líquido de evaporación súbita (flas--hing), una válvula de alivio está completamente abierta al 105% de lapresión fijada y logra una capacidad máxima de alivio a 110% de la --misma, (debido a que la presión diferencial adicional aprovecha la velocidad del vapor.

. Cuando se descargue un líquido subenfriado (sin precipitación súbi--ta), una válvula de alivio no está completamente abierta hasta que lasobrepresión alcanza 125% de la presión fijada.

. Por lo tanto, si una válvula de alivio debe prevenir una sobrepresiónque exceda 110% de la presión fijada, su capacidad de diseño debe ---ajustarse mediante un factor de corrección de 0 .6, ésto es, su capacidad real deberá considerarse de 60% del valor del diseño.

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. La mayoría de las válvulas de alivio constan de asientos y discos me-tálicos . A presiones de corrientes de flujo de 90% o más, de la pre--sión fijada, tales'-asientos se fugan . La Norma API 526, establece quepara un tamaño de orificio de F o más pequeño, la fuga máxima permitida sea de 40 burbujas/min ., y 20 burbujas/min para orificio G ó ma---yor . Los asientos suaves minimizan las fugas, sin embargo, el elastó-mero debe ser compatible con los materiales del proceso y temperatu-ras,

. Un tiempo de respuesta mínimo para una válvula de alivio activada porresorte, va de 10 a 50 milisegundos (de cerrada a completamente abierta).

. Después de que ha comenzado el flujo, el-fluido co'rr.iente abajo de laválvula impondrá una presión de retorno variable en su asiento . Si esta presión excediera la presión en 10%, la fuerza combinada de la preSión de retorno y la resistencia del resorte, cerrará la válvula, ya-que la presión en el equipo se eleva ; como consecuencia, la válvula -se abrirá de golpe, sólo para cerrarse nuevamente cuando se origina -la presión de retorno.Este ciclo cuando se repite, causa golpeteo severo que dañará la vál-vula y la tubería.

. El golpeteo también ocurrirá si la válvula se sobredimensiona gruesa-mente, de manera que su capacidad de descarga sea mucho mayor que la-de generación de vapor . Las válvulas de alivio son estables debajo de1/3 de su capacidad fijada.

. Para sistemas en que la presión de retorno deba exceder 10% de la presión fijada, debe seleccionarse una válvula de alivio de fuelles ba-lanceados . Cón fuelles balanceados, la presión de retorno no deberá -exceder 40% de=1á presión establecida ; :. esta presión debe ser descontada de la presión de alivio nominal, para determinar las dimensiones -de la válvula, apropiadas.

3 .2 .- Discos de ruptura:

. El material del disco debe ser más resistente a la corrosión (no se -hace tolerancia de espesor para corrosión) . y debe ser capaz de soportar mayores tensiones que el material del cual está construido el ---equipo a presión.

. Debe haber margen suficiente entre la presión de operación normal y -la presión de ruptura de un disco, para asegurar que el metal del disco no se fatigará por las variaciones de presión ó se someterá a ten-sión hasta el punto en que se tome una posición permanente . Tales es-trechamientos ó flexionamientos causarán la ruptura del disco abajo -de su razón de diseño . Para su longevidad en servicio, sin pulsacio--nes, el rompimiento del disco debe ser 150% de la presión de opera---ción normal . Para presiones pulsantes, el rompimiento debe ser 2 ve--ces la presión normal.

. Un tiempo de respuesta típico para la ruptura de un disco, es de 1 a-2 milisegundos . Un disco puede fallar prematuramente debido a la fatiga causada por estrechamiento y flexionamiento, d por una pulsación -de presión de tan corta duración, que no se muestre en los instrumen-tos del proceso .

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. Algunos discos de ruptura se diseñan para soportar flujos de retor---no . A diferencia de los discos convencionales, que se . montan con el -lado cóncavo hacia la presión, un lado convexo del disco de flujo de-retorno, encara la presión . Considerablemente más gruesos que los discos convencionales, los de flujo de retorno se rompen cuando la pre--sión en exceso, invierte el domo convexo mediante una acción instan--tánea que forza el disco en contra del filo de un cuchillo . Este dis-co es menos susceptible de flexionarse y fatigarse, y puede ajustarsea una relación de ruptura de 90% de la presión de operación normal yenservicio sin pulsaciones.

. El código ASME que restringe la sobrepresión, ya sea a 110% ó 120% dela presión de diseño, no deberá violarse . En caso de un nuevo reci---piente, éstas recomendaciones deberán seguirse en la selección de su-presión de diseño . Si el caso es el de un recipiente, éstos requisi--tos pueden no ser alcanzados (una condición que podría resultar en elflexionamiento frecuentemente anormal de un disco de ruptura).Deberá consultarse al fabricante de los discos, para pedir recomenda-ciones sobre el intervalo de reemplazo apropiado para un disco.

3 .3 .- Combinación de discos y válvulas de alivio:

. Cuando un equipo de proceso contiene una sustancia peligrosa o corro-siva, frecuentemente se protege de las sobrepresiones con un disco deruptura, seguido por una válvula de alivio, la ventaja de tal arreglo-es que el disco de ruptura puede hacerse de un material resistente a-la corrosión y la válvula de alivio de acero al carbón . El beneficio-adicional, es que el disco de ruptura asegura que el fluido del proceso, no se fugará por la válvula de alivio.

. El código ASME, requiere que se aplique un factor de corrección de capacidad, de 0 .8 en cálculos de combinación de discos de ruptura/válvulas de alivio, ésto es, la capacidad de la válvula de alivio debe re-ducirse 20%, a menos que la combinación especificada haya sido proba-da y se haya establecido un factor de capacidad de combinación, certificado por el vendedor.

. El área de apertura proporcionada por el disco de ruptura, después deque se ha roto, debe ser suficiente para que pase la capacidad de flujo de la válvula de alivio.Esta área no debe ser menor al área de entrada de la válvula de ali--vio, a menos que se haya probado y aprobado la combinación específicadel disco de ruptura y válvula de alivio.

. Si una fatiga causa una fractura de forma capilar, ó la corrosión un-orificio de piquete en un disco de ruptura y comenzara a fugar, como-resultado, se formará una presión de retorno entre el disco y la vál-vula . Esto creará una condición peligrosa, debido a que el disco no -se romperá hasta que la presión diferencial a lo largo del disco, seaigual a su capacidad de ruptura . En tales circunstancias, la presión-de ruptura real del disco puede exceder enormemente la presión de di-seño del equipo .

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Para prevenir tal condición, el código ASME requiere que el espacio en-tre el disco de ruptura y la válvula de alivio, se provea de un medidorde presión del venteo libre de tripurgado b un indicador de la medida -de presión.

. Cuando el contenido del equipo no es peligroso, se recomienda que la 11nea de venteo se deje abierta (si el disco de ruptura se rompe y la válvula de alivio se abre, el fluido continuará escapándose por la línea -de venteo hasta que se cierra el tripurgado) . Cuando el material en el-equipo es peligroso, como es el caso de sustancias inflamables, explosivas y,o tóxicas, se debe emplear un medidor .de presión, con un interruptor de alarma en el cuarto de control.

4 .- Tubos de descarga de los dispositivos de alivio:

4 .1 .- Para que una válvula de alivio opere con propiedad, debe instalarse verticalmente, de preferencia en un orificio en la parte supe-rior del equipo 6 en una "T" conectada arriba de una tubería . El-tubo interior deberá ser cuando menos, igual al tamaño del dispo-sitivo de alivio, y su longitud minimizada, para reducir la caidade presión ; así como los momentos de curvatura que resultan tie --las fuerzas que se desarrollan cuando la válvula o disco está descargando a completa capacidad.

4 .2.- Si se instala una válvula de 3 vías antes de la válvula de ali---vio, deberá ser cuando menos del tamaño de una línea mayor . En --cualquier,caso, la caida de fricción en la línea interior deberá-ser menor al 3% de la presión establecida.

4.3 .- La configuración de la tubería depende del material que será des-cargado . Si el material no es peligroso, la tubería de descarga -puede dirigirse verticalmente, terminando a una altura suficientearriba de los niveles de operación, para proteger al personal . Siel material es peligroso deberá descargarse a un sistema cerrado,tales sistemas de colección involucran considerables longitudes -de tuberías con numerosos dispositivos de alivio, que descargan -a un colector de tubos común . La caida de presión a través del --sistema, debe calcularse, particularmente cuando las descargas --pueden ser simultáneas.Si hay dispositivos de alivio convensionales en el sistema, la --presión de retorno en . líneas de descarga individuales, no deberá-exceder 10% de la presión establecida, y 40% de la presión esta--lecida para válvulas de alivio de fuelles balanceados.

4 .4 .- Cuando un dispositivo de alivio descarga gas o vapor, el gas al-canza velocidades sónicas cuando pasa por una válvula de alivio -o por la tubería, corriente abajo del disco de ruptura . Esto sig-nifica que el gas estará en flujo crítico, de manera, que las 1í-neas de descarga deberán dimensionarse para flujo comprensible mediante un método adecuado.

4 .5.- Para liberaciones de líquidos, el diseño de la tubería de descar-ga puede ser aún más difícil.

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Si el líquido está subenfriado, la tubería de descarga puede dimensionarse mediante fórmulas estandarizadas de caida de presión de =líquidos.

4.6- Si el líquido en el equipo está a ó cerca de su presión de satura-ción, el dispositivo de alivio y la tubería de descarga deberán dimensionarse para flujo de dos fases ; ya que mientras el líquido pasa por el dispositivo de alivio, la caida de presión inducida cau-sará que se evapore súbitamente (flasheo), de manera que el tamañodé la válvula y la tubería de descarga, deberá incrementarse para-acomodar un volumen mayor.Cuando la evaporación súbita (flashing) continúa en la tubería, corriente abajo, acelerará la mezcla gas-líquido, por varios regíme-nes de flujo de 2 fases . Si ésto no se abate, se desarrolla más elflujo de bala en algún punto de la línea y se puede esperar algún-daño mecánico.

4 .7 .- Sólamente fluirá vapor por la válvula de alivio instalada en la --parte superior de un equipo (espacio de vapor) . Sin embargo, cuan-do la presión en el equipo disminuye, el líquido en él, hervirá --creando burbujas de vapor ; las burbujas pueden expander la fase 11quida en forma de espuma y se descargará líquido por las válvulas-como espuma ; a menos que la válvula de alivio se localice suficientemente alta, arriba del nivel del líquido, para asegurar espacio-de'desalojo.

4.8 .- Cuando fluye un líquido por una válvula de alivio, su pérdida de -presión es normalmente 50% de la presión establecida, por lo que -cuando se descarga un líquido saturado, ocurrirá considerable pre-cipitación súbita (flashing) en la válvula de alivio, y ésto continuará, mientras el fluido atraviesa la tubería de descarga.Sin embargo, corriente abajo de un disco de ruptura, la presión --del fluido es igual a la presión establecida y toda evaporación súbita ocurrirá en la tubería de descarga, por lo que el criterio dediseño de la tubería de descarga es bastante diferente en estos 2-casos . En ambos casos, el diseño debe tomar en cuenta la localiza-ción de la onda de choque, proporcionando el refuerzo para recibirla.

5 .--Empuje en orificios y tubería:

Cuando un dispositivo de alivio descarga, se desarrolla un empuje en di-rección opuesta a la descarga del fluido . Este empuje se transmite por -la válvula a la entrada y salida de las conexiones de la tubería . Depen-diendo de su magnitud, las tensiones causarán fallas en el equipo o fu--gas en uniones.Un análisis de las tensiones, puede requerir que se adicionen esquinalesu otros reforzantes a las conexiones interiores y que la tubería de des-carga se refuerce o se instale de manera que se generen fuerzas que con-traactúen . El empuje generado por un dispositivo de alivio puede calcu--larse por procedimientosestablecidos, las sumas de fuerzas en cada do---blez de tubería y cada conexión de unión, deberán ser consideradas.Un estimado conservador de este empuje, puede obtenerse multiplicando lapresión de alivio por el área del orificio de la válvula de alivio.

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6.- Sobrepresión por transtornos de procesos : ,

6 .1 .- En fraccionamiento en serie (ésto es, lo que sale del fondo de laprimer columna, alimenta a la segunda, y lo de la parte inferior-de la segunda a la tercera, etc .), la pérdida de calor a la pri--mer columna puede ocasionar que se produzca sobrepresión en la segunda columna . Esto puede pasar debido a que algunos de los componentes de temperatura de ebullición baja, de la primer columna, -se transfieren a la segunda, como alimentación. Si la capacidad -de condensación de la segunda columna no pudiera manejar la cargade vapor adicional, se producirá excesiva presión en ella.

6 .2 .- Los evaporadores o rehervidores, se diseñan para una capacidad --específica .de transferencia dé calor, cuando las .superficies es-tan sucias ; por lo que un intercambiador nuevo ó recientemente --limpiado transferirá más calor que para lo cual fué diseñado.El dispositivo de alivio debe dimensionarse en base a su eficien-cia de transferencia de calor cuando están limpios.También el equipo asociado deberá checarse para asegurar que la -eficiencia de transferencia de calor del intercambiador limpio nobajará significativamente el nivel del líquido, debido a una ma-yor cantidad de evaporación.

6 .3 .- Si el nivel base de una serie de tanques de flasheocae, debido -ya sea a aplicación anormal de alta temperatura ó a una falla en-el control del nivel, el vapor de un tanque de flasheoque opera-a una presión mayor, entrará a un tanque de menor presión . Si el-gasto del sistema de presión mayor es demasiado grande para el --sistema de presión menor ; se puede desarrollar rápidamente sobre-presión seria, a menos que los dispositivos de alivio se hayan dimensionado para manejar el flujo completo de vapor, a través de -la válvula de control del nivel del líquido.

6 .4 .- Por ser peligroso el fluido que pudiera liberarse del dispositivo.de seguridad, tendría que colectarse ; la economía indicará que latubería de descarga del dispositivo, se coloque a la menor eleva-ción posible . En el caso de columnas de destilación, el dispositivo de alivio se localiza a menudo en la parte superior de los re-hervidores ; ó en el espacio de vapor, debajo del primer plato.Aunque estén dimensionados para la descarga de vapor, los diposi-tivos de alivio podrían estar debajo del nivel del líquido si la-ebullición se perdiera y .la columna de destilación se drenara . Para tales circunstancias el dispositivo de alivio debe dimensionarse para liberar un líquido de evaporación súbita, a una capacidaden que se prevenga la sobrepresión.

7.- Otras causas de sobrepresión:

7 .1 .- Las fallas en sistemas auxiliares pueden también ocasionar sobre-presión ; una evaluación del efecto de sobrepresión, debida a la -pérdida de un auxiliar en particular, debe incluir la cadena de -desarrollos que podrían ocurrir y el tiempo de reacción involucrado .

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Por ejemplo, si se pierde el flujo de enfriamiento para un inter-cambiador de coraza y tubos que enfriará un líquido que llene un-reactor y la reacción sea exotérmica, el reactor se calentará elevando la proporción de la reacción, hasta que la reacción se vuelva incontrolable, aún después de que el flujo de enfriamiento se-haya restaurado.

7 .2 .- La sobrepresión puede también originarse por fuego . El reporte --API E 20, contiene recomendaciones de diseño que incluyen flujo -de calor debido a fuego . Después de que se ha determinado el flu-jo, puede calcularse la cantidad de evaporación, en Kg/hr y el --área del dispositivo de alivio con el calor latente de evapora---ción del fluido del proceso.

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DISEÑO Y OPERACION DE SISTEMAS DE MECHEROS:

Ningún elemento simple, relacionado con la operación segura y satisfactoria-de una planta de proceso, es más crítico que el diseño y operación de los --mecheros y sistemas de mecheros para liberación, durante la operación ó en -emergencia, de diversas cantidades de sustancias inflamables ó tóxicas en --fase líquida ó gaseosa, ó de ambas fases.

1.- Cuando existe la necesidad de liberación de presión en partes de ;In pro-ceso de operación, la necesidad es inmediata ó urgente en menor o mayor-grado, y puesto que las válvulas de liberación de presión están provis--tas para un estado de liberación requerida inmediata, se vuelve entoncesfunción de los mecheros, sacar el producto liberado sin impedimentos ni-interferencia.

2.- Si los productos, mientras se liberan se encuentran en fase gaseosa ó estan a un nivel de temperatura en que causen evaporación súbita, el pro-blema es menos severo que en el caso en que la liberación del producto -ocurre en dos fases (gas y líquido), debido a que el cálculo de la caidade presión en un flujo de 2 fases, es extremadamente difícil cuando cam-bian los niveles de temperatura.

3.- Uso de recipientes de choque:

Se ha encontrado la forma de separar el flujo de dos fases tan pronto --como sea posible, después de ocurrida la liberación; mediante el uso de-recipientes de choque para separación entrampada de un líquido, y que --continúe el flujo de los gases al mechero a través del sistema.Se requiere que se entiendan las limitaciones severas de simplemente,---alargar una línea para remover un líquido . A menos que el recipiente es-té apropiadamente diseñado, una porción del líquido y aún, una porción -mayor, puede transportarse hacia el mechero, debido al gran estado de --turbulencia e inercias dentro del recipiente ; con las inercias en este -caso, debidas al movimiento . Existen casos, en que el sistema completo -del mechero se ha llenado con líquido, hasta derramarse como líquido y -como fuego.Si el recipiente se diseña bien para remoción de líquido, pero no hay --espacio de almacenamiento adecuado para el líquido removido, ó si el re-cipiente no está apropiadamente diseñado, puede haber descarga del líquido que se está quemando, del mechero, ocasionando un gran riesgo.

4.- Identificación de sustancias que puedan llegar al punto de rocío:

Pueden acumularse cantidades de líquidos sorprendentes, en el sistema --del mechero, debido a las características de punto de rocío de los pro-ductos quemados, de mezclas complejas de gases, que se pueden liberar a-temperaturas tan elevadas como 400° F (204° C .).Existe una caída aguda en la temperatura de los gases quemados mientras-se mueven por el sistema hacia el mechero.La caída de temperatura se debe a la pérdida de calor sensible, al acerodel sistema ; así como la pérdida de aprox . 5 BTU/pie2 a 10 BTU/pie2, porgrado de temperatura de diferencia, entre la temperatura atmosférica y -la temperatura del acero por hora . Una fuente principal de pérdida, es -la variación de la acción del viento.

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5.- Cuando ocurre el punto de rocío, los líquidos en este estado se encuen-tran como gotas del tamaño de micrones, que en flujo chocan con la su-perficie de los elementos del sistema del mechero . El líquido en la su-perficie interior se mueve con el flujo de gas, para acumularse ó des--cargarse por el mechero, par este motivo, la base del mechero debe ser-un eliminador de neblina bien diseñado para entrampar satisfactoriamen-te, líquidos en punto de rocío y como una parte del mechero, debe haberuna trampa de líquido para forzar el regreso del líquido atrapado . Ta--les mecheros, y eliminadóres de neblina están comercialmente disponi---bles.

6.- Dimensionamiento de líneas del mechero:

Si un sistema tiene como propósito la liberación rápida de grandes volúmenes de productos quemados, el dimensionamiento de líneas del mechero-deberá ser capaz de transportar los productos, con la mínima caida de -presión y a velocidades del orden de 200 pies/seg ., a la temperatura y-presión de flujo del valor máximo.No se deberá permitir que las condiciones económicas dicten el tamaño -de las líneas.

7.- Eliminar el aire del sistema:

Mientras que la aspersión por el mechero, del líquido quemándose es ra-ra, existe un estado de mucho mayor riesgo, cuando se permite entrar alsistema del mechero aire en cualquier cantidad significativa, en un mo-mento en que están operando los pilotos del mechero.El aire que entra por el sistema del mechero, se mezcla con los gases -del combustible, dentro del sistema y generalmente en forma tan homogé-nea, que no importa la cantidad de aire que pueda haber ni qué combustible haya en algún punto de la mezcla de gas y aire, el estado de la mezcla estará dentro del rango explosivo.La violencia de la detonación estará en proporción a la cantidad de --aire y al grado con que se llené el sistema, así como en la proporción-a las características del combustible.En un sistema que esté operando normalmente, la fuente de mayor riesgo-es la entrada o presencia de aire en cualquier punto del sistema del mechero, por lo que todas las fuentes de entrada de aire deberán ser cui-dadosamente revisadas para evitar el riesgo.Cuando el sistema del mechero está bastante estático y el flujo es muy-pequeño, o no exista flujo hacia el mechero y , además el sistema, inclu-yendo el elevador del mechero, está lleno con gases de bajo peso molecular ó a alta tamperatura, la descarga puede estar abajo de la presión -atmosférica en la base del mechero, a 2 pulg . de columna de agua, o ---más.Con presión menor a la atmosférica dentro del sistema del mechero, el -aire se meterá al sistema si existe una oportunidad . El mechero debe estar compactado de gas en todos los puntos y no deberá cubrise para dar-le servicio cuando los pilotos están encendidos.Debe notarse que la presión en la base del elevador del mechero, deberáser menor a la presión atmosférica, cuando el peso por pie3 del contenido de gas del elevador es menor al peso por pie3 de aire atmosférico, -ya sea por diferencia de pesos moleculares ó por diferencia de tempera-turas .

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Otra fuente de entrada de aire al sistema del mechero y particularmenteal elevador del mismo, se presenta cuando el elevador vertical se llenacon gases que son más ligeros que el aire, debido a diferencias en pe-sos moleculares ó diferencias de temperaturas, y existe una condición -de falta de flujo, ó de muy poco flujo dentro del sistema del mechero.

8.- Purga ó barrido de gases:

Los gases flotantes rehusan permanecer dentro del elevador del mechero-y se reemplazan con aire en flujo a contracorriente, mientras los gasessuben y el aire entra . En la industria se suministran gases al mechero-constantemente, para evitar una condición estática de flujo ; estos ga-ses se llaman gases de purga ó de barrido (éstos representan un costo -anual elevado).Los gases de purga pueden ser cualquiera que no pueda llegar al punto -de rocío bajo cualquier condición de operación del mechero, comúnmente-se usan : gas natural, gases inertes y nitrógeno ; el vapor no es del to-do satisfactorio como gas de purga.Deberán entrar al sistema del mechero volúmenes calculados de gas de --purga, al comenzar, de manera que se asegure el barrido completo del --sistema ; el volumen de gases de purga se incrementa por el contenido decalor del sistema delmechero y los gases que están dentro de él . Exis-ten divergencias en cuanto al volumen de gases de purga que se puedan -requerir ; sin embargo, se sugiere que sean en volumen tal, para crear -una velocidad de flujo de 0 .1 pies/seg en el elevador del mechero ; éstose hace en base a .gases a=témperatúra atmósférica- : .sólámenté, por lo quea temperaturas mayores, se requerirán volúmenes . de purga mayores . Por -otro lado, en una prueba realizada fué necesario un volumen de purga --hasta de 3 pies/seg para evitar la penetración de oxígeno en mecheros -en condición de espera.Las investigaciones muestran que la necesidad de gas de purga, varía --enormemente con la acción del viento, debido a la aceleración del vien-to sobre la terminal abierta del elevador del mechero y la zona de bajapresión así establecida.La prueba mencionada de un mechero de 200 pies de alto y 16 pulg . de --diámetro, se llevó a cabo en condiciones de velocidad de viento de ----20 mi/hr.

9.- Uso de sellos :

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Para ahorrar dinero, hay comercialmente sellos moleculares, que se ins-talan inmediatamente debajo del mechero en la parte superior del eleva-dor, lo cual evita riesgos por la entrada de aire al sistema, cuando elvolumen de purga admitido en la línea es de 0 .1 a 0 .15 pies/seg ; si el-volumen se admite al comienzo del sistema del mechero y a temperaturas-de gases quemados hasta 400° F.

10.- Cuando el sistema del mechero se llena con gases a alta temperatura, -al terminar los periodos de éste y cesar el flujo de gases quemados ; -en contenido de gases del sistema del mechero, inmediatamente comienzaa enfriarse y a comprimirse ; la experiencia muestra que el tiempo nor-mal para enfriamiento es de aproximadamente 15 min . Mientras el conte-nido del sistema se comprime al enfriarse, se absorbe aire hacia éste,en volumen igual al de la compresión.

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Si se admite gas de purgado al principio del sistema, en dónde este --gas frío puede absorber el calor de la tubería del mechero y de su contenido, el efecto de barrido se incrementa en proporción a la tempera-tura del sistema y su contenido ; habiendo constante movimiento hacia -el punto de descarga del mechero.

11.- Las demandas de seguridad indican que el gas de purgado sea admitido -al sistema del mechero cuando menos 24 horas antes de la ignición del-piloto y que el sistema completo del mechero sea así purgado . En esta-forma, el sistema no se convierte en un riesgo de explosión hasta el -momento en que el piloto se enciende ; si el purgado se hace seguro, elencendido de los pilotos, es también seguro.

12.- Arrestadores de flama:

Existe la tendencia de renunciar al uso de arrestadores de flama, comouna parte del sistema de los mecheros, debido a algunas característi-cas indeseables de las estructuras típicas de laberinto de éstos . En -algunos servicios, particularmante cuando los gases quemados son capa-ces de polimerización, hay una tendencia de los pasajes pequeños del -elemento del arrestador de flama, de taparse y obstruir el flujo . En -otros gases quemados que se encuentran sucios, existe la misma tenden-cia, de tal manera que los regímenes de limpieza anuales pueden ó no,-ser adecuados para permitir la descarga de la cantidad requerida de gases quemados a una caida de presión razonable.Los arrestadores de flama típicos no son capaces de parar un frente deflama en mezclas de aire con hidrógeno, acetileno, óxido de etileno y-disulfuro de carbono, por lo que con estas sustancias no son de ningúnvalor.Si hay una necesidad positiva para checar un frente de flama, en mez-clas de aire con estos gases, ésto debe hacerse con un sello de agua -adecuadamente diseñado . Nótese que un sello típico de agua de columna-de profundidad, no es satisfactorio para este servicio, debido a que -mientras la cantidad de flujo por el sello aumenta, existe un flujo degas ininterrumpido por el agua . La experiencia con mezclas de hidróge-no-aire, muestra que un frente de flama se moverá a contracorriente --con velocidad en exceso de 200 pies/seg ; esta velocidad de movimiento-de flama, se ha verificado repetidamente a pesar de velocidades de flama en mezclas de hidrógeno-aire publicadas, de 9 pies/seg a 16 pies/--seg.Con el objeto de que el sello. de agua sea efectivo para checar un frente de flama, el paso del gas por el agua debe ser como una serie de --burbujas separadas y distintas, con intervalos de agua entre las burbujas ; estos sellos de agua están comercialmente disponibles.Una característica indeseable de operación de sellos de agua diseñadosinapropiadamente, es su tendencia de agitación, en la que hay interrupciones violentas de flujo para crear surgimientos de presión rítmica,-en dirección y en contra de la corriente del sello de agua.Esta característica puede observarse en la operación de mecheros, en -dónde hay una quema violenta rítmica, seguida de extinción de la flamaen el punto de quemado del mechero, con un estampido irritante cuando-comienza el quemado en cada ciclo rítmico y en cada reignición . El usode vertederos de varios diseños ó patas profundas dentadas, no tienen-efecto en esta pulsación . Los sellos de agua que no agitan por comple-to, están comercialmente disponibles ; la agitación hace muy difícil laoperación del piloto establemente.

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Nótese que al querer suprimir el humo cuando el mechero está quemando,-el estado de flujo interrumpido de gases quemados, debido a agitación -en el sello de agua, se hace imposible.

13.- Operación de mecheros sin humo:

En la quema ,de gases tales como hidrocarburos, la tendencia de produc-ción de humo, es función de la relación en peso de hidrógeno a carbón-en los gases, pero no es directamente proporcional a los valores de --H/C en peso ; por ejemplo : el quemado de metano (H/C =0 .33) no produce-humo, mientras de etano (H/C =0 .25) ;próduce comparativamente poco humoy la quema de propano (H/C =0 .222) forma humo pesado ; mientras la relación H/C en peso baja, la intensidad del humo aumenta.Al quemar mezclas complejas de gases en dónde la relación H/C sea ma--yor a 0 .25, puede haber producción de humo considerable, debido a que-los gases que se queman no están homogéneamente mezclados y el quemadopor separado de los gases de menor H/C produce el humo, por lo que se-requiere que los gases estén mezclados homogéneamente ; sin embargo, cada mechero requerirá de estudios por separado para asegurar ésto . Debenotarse que a pesar de amplias opiniones sostenidas, de que hay buena-mezcla de gases en flujo turbulento dentro de la tubería en distanciascortas, la experiencia muestra que no la hay ó que ésta es muy peque-ña.Ya que los medios principales de supresión de humo involucran lás ca--racterísticas asociadas con las reacciones químicas de vapor de agua -con los componentes de la corriente de gases a quemar, han habido va--rios esquemas del transporte del agua a la zona de quémado ya sea comovapor o como aspersión de agua.Ha habido cierto éxito limitado, en inyección de agua para supresión dehumo ; pero se hace cuestionable, en zonas con climas diferentes a los-subtropicales, ya que existe el riesgo de congelamiento, además se tiene la molestia de aspersión de agua no evaporada que hay que graduar -en operación normal del mechero ; por éstas razones se usa casi univer-salmente vapor para supresión de humo en operación de mecheros.

14.- Mecheros a nivel del suelo:

Se usan para quema de cantidades relativamente pequeñas de gases sin -producción de humo . Son estructuras complejas con alturas de hasta 75-pies, recubiertos con refractario, equipados con quemadores y contro--les complejos, y con soporte pesado de acero para estabilidad ; se pue-de decir que su costo va de 2 a 4 veces el costo de un mechero eleva--do, para un servicio idéntico.En general, éstos mecheros descargan productos de combustión mucho máscerca del suelo, despachan éstos productos más rápido y en mayor gradoen dirección al viento.Pueden diseñarse para quemado sin humo, de cantidades limitadas de ga-ses, debido a que las condiciones de la descarga y temperatura favore-cen la combustión, no hay destello al quemarse los gases, no se requiere, ó se requiere muy poco vapor para supresión de humo (se prefiere -control automático de inyección de vapor).Para el control automático de vapor en zonas en que el control de la -contaminación es estricto, se usa un sensor de flujo, el cual detecta-el movimiento de gas con peso molecular de 29, en la línea del mecheroa 1/2 pies/seg y comenzará a admitir vapor para supresión de humo, de-acuerdo con el estado de flujo de gases a quemar.

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Es imposible obtener supresión de humo en condiciones de emergencia ; -sin embargo, hay retardo en la producción de humo.

15.- Identificación de sustancias tóxicas que se puedan emitir por el mechero:

Debe notarse que aunque el mechero sea completamente sin humo, mien---tras opera, puede haber problemas de emisión de gases que contienen --otras sustancias diferentes a los hidrocarburos (inflamables y/o explosivos) ; que mientras se queman pueden producir materiales peligrosos -por su toxicidad como son:S02, S03, HCL, HF, y otros ; por este motivo, debe asegurarse que se --completará la combustión de estos productos y el diseño de los meche--ros deberá contemplar este factor.Se requiere la combustión completa de amoniaco y de gases que contie--nen péqueñas cantidades o trazas de fosgeno, sulfato de hidrógeno, cianuro de hidrógeno, y otras sustancias que se hayan identificado con --propiedades de toxicidad grave.La altura del mechero, deberá basarse en las necesidades de los facto-res de contaminación del aire, en vez de factores del calor radiante -transportado por la combustión en el mechero ; para lo cual, se tendránque realizar cálculos de dispersión de contaminantes con modelos mate-máticos apropiados (Sutton Lowery y Bosanquet).

16.- Considerar el Calor Radiante Permitido:

Un valor universalmente aceptado, de máximo calor radiante que se pro-duce por el quemado de gases en el mechero, incluyendo la radiación solar, es de 1,000 BTU/pie2 . El factor solar es bastante significativo,-a la latitud de las Costas del Golfo es aproximadamente de 300 BTU/---pie2/hr.De esta manera, la radiación solar debe tomarse en cuenta y el valor -permitido para. radiación del mechero en las Costas del Golfo, será de-1000-300 = 700 BTU/pie2.A 1000 BTU/pie2, el tiempo de'escape del personal atrapado por un pe-riodo del mechero, en el área del mismo, es de 30 segundos ; si tiene -que evitarse el dolor (documento 57-SA-20, ASME K .J .K. Buettner) y se-ha encontrado aceptable . Con esta densidad radiante y con emisividad -graduada a 0 .80, la máxima temperatura al final de 2 minutos de exposición es de aproximadamente 375° F, pero al final de un minuto la temperatura de salida puede ser del orden de 195° F.Si el área del mechero está lo suficientemente lejos, tiene barreras -para la entrada del personal y se puede controlar la vegetación a sus-alrededores ; la radiación total de 1000 BTU/pie2, puede tolerarse.La radiación del mechero es mínima en la salida, cuando no hay viento-y la flama está vertical.La radiación máxima ocurre cuando la flama es soplada por el viento y-en áreas directamente abajo de ella.De manera que existe un área radial alrededor de la base del mechero,-que es estéril en flujo, de calor potencial . El radio del área ee sde -la longitud de la flama desde el mechero, más aproximadamente 10%.

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Es difícil el cálculo de la longitud de la flama, y la mejor estima---ción está basada en las características de combustión de los gases quese quemen, la fórmula para esta estimación es la siguiente:

LF= Q

A X 20 x 300,000

Q= Calor liberado basado en el valor calorífico superior.

A= Area del mechero en pies2.

El error es de aporx. 25%, ya que la velocidad de combustión de los gases -está influenciada por las características individuales de cada gas quemado.

17.- Considerar la Emisividad de Flama:

Las observaciones confirman que cuando la relación en peso es de H/C -de los gases quemados es mayor a 0 .5, la emisividad está cerca de ---0 .075, conforme la relación de H/C alcanza aproximadamente 0 .25 y con-forme la relación H/C se mueve hacia abajo, existe disminución en la -emisividad de 0 .12 a 0 .17 H/C.La emisividad baja después de un H/C de 0 .25 por dos razones . La primera es que abajo de un H/C de 0 .25 hay producción de humo, siendo este-humo carbón no quemado a 14,100 BTU/lb, así, "no se quema todo el com-bustible" . La segunda, es que el carbón forma una capa de absorción decalor alrededor de la flama, obstruyendo la radiación.

18.- Factores qué deberán tomarse en cuenta por la temperatura de los gasesquemados y la resonacia del viento:

Conforme se erigen y operan las estructuras de mecheros, hay dos pro--blemas que deben considerarse, uno es la temperatura de los gases cuando se queman, y el otro es la resonancia del viento o vibración de unaestructura vertical.Debido a que se expande la estructura del mechero cuando se calienta,-ésta debe permitir expansión sin daño ; ésto es particularmente críticoen mecheros sujetados, por la manera de asegurar los retenes ; así comopor el ángulo de aproximación y la cantidad de soltura tolerada en losretenes ; lo cual debe permitir la expansión . requerida.En estructuras soportadas por sí sólas, el arreglo externo de la tube-ría debe tomar ésto en cuanta.Si los gases cuando se queman, están dentro del rango de temperatura -criogénica, la metalurgia de la estructura del mechero debe ser apro--piada de acuerdo al máximo rango de temperatura . Cualquier temperaturatan baja como -50° F ó menor, requiere acero ' con resistencia al impac-to mejorada, para que la estructura sea segura.Los materiales para tales condiciones son aceros al Níquel ó cualquie-ra de las 300 series de aceros inoxidables, así como el aluminio.Ocurre resonancia de viento de una estructura vertical, cuando la ac--ción del viento establece fuerzas que causan que la estructura se vuelva resonante ó que oscile rítmicamente.

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En estructuras sujetadas, las juntas de los retenes pueden cancelar laresonancia . En estructuras soportadas por sí sólas, y si éstas están -compuestas, por cuando menos 3 diémetros diferentes elevando el efectode la resonancia, ésta puede cancelarse.En estructuras de un sólo diámetro, la resonancia puede cancelarse soldando rompevientos en algunas partes verticalmente y circunferencial--mente, para alterar las características aerodinámicas de la estructu--ra .

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FALLAS EN INTERCAMBIADORES DE CALOR:

1.- Los intercambiadores de calor de coraza y tubos, pueden fallar por un -gran número de causas, incluyendo martilleo de agua y vapor, corrosión,erosión, vibración, sobrepresión y transtornos de procesos ; pueden ha-ber otras causas, pero éstas son las más predominantes.Deben realizarse análisis cuidadosos de fallas para prevenirse desde laetapa de diseño.

2.- El martilleo de agua ocurre cuando una válvula de acción rápida en ser-vicio de líquido, cierra rápidamente y genera una onda de choque.El martilleo de vapor se emite cuando el colapso repentino de una burbuja de vapor (por condensación) origina una onda de . choque.Tales ondas de choque crean pulsaciones de presión, que exceden la pre-sión de diseño de un equipo . Generalmente la duración de una simple pulsación es tan corta que no daña ; la acción cíclica de las pulsaciones -es la que causa las fallas en el equipo.Los dispositivos de alivio no ofrecen protección en contra de estas pulsaciones cortas . Si no pueden evitarse las válvulas de cierre rápido, -deben instalarse amortiguadores de pulsaciones.

3.- En intercambiadores de calor instalados verticalmente, los gases tien--den a acumularse debajo de la parte superior de los tubos . Debido a queel agua de enfriamiento no hace contacto con las terminales superiores-de los tubos, se desarrolla una interfase de evaporación en la cual se-concentran las sales minerales . La corrosión debida al oxigeno .acumula-do y a las sales de cloro, conduce a las fallas en los tubos.Para prevenir ésto, la parte superior de los tubos deberá diseñarse de-manera que algo del agua de enfriamiento, fluya continuamente por ellos ; los gases se ventean y la longitud completa de los tubos se man=tiene húmeda.

4.- Deberá mantenerse suficiente velocidad en la parte de la coraza de los-intercambiadóres, para minimizar é1 depósito de sólidos suspendidos . Estos depósitos actúan como puntos para una corrosión del tipo de picadu-ra (relativa a una concentración diferencial entre el oxígeno disuelto-en toda el agua de enfriamiento y al oxígeno disuelto en la humedad ba-jo el depósito), que también conduce a una falla.Para evitar ésto, los intercambiadores deben diseñarse con velocidades-en el lado de la coraza, mayores a 2 pies/seg (0 .61 M/seg .)

5.- Las fallas en los tubos por vibración, se originan por mamparas de so--portede choque y adelgazamiento por uso . Aunque son de valor marginal,-los modelos teóricos para predecir vibración de tubos en intercambiado-res, éstos han sido utilizados.

6.- Si las válvulas de entrada y salida de un intercambiador que maneja lí-quido se cierran y el líquido bloqueado en el interior se calienta, la-expansión resultante puede generar sobrepresión excesiva.El dispositivo de alivio deberá dimensionarse normalmente para descargade líquido . Sin embargo, si el líquido es un refrigerante ó algún otro-líquido volátil, el dispositivo de alivio deberá dimensionarse para descarga de vapor .

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7 .- La transformación instantánea de líquido a vapor produce 1,000 veces ---aumento en volumen; las situaciones que pueden originar tal conversión,-como resultado de una ruptura de tubería son : una sustancia altamente volátil (tal como un hidrocarburo fluorinado como refrigerante ó gas del -petróleo licuado), que se está descargando en un sistema de baja pre----sión ; una sustancia muy caliente (tal como un medio de tranferencia de -calor), que se está descargando a un sistema líquido ; ó una fuga de una-sustancia en un medio muy reactivo(tal como agua en ácido sulfúrico con-centrado).Si en tales circunstancias llegara a fallar una tubería, el fluido a ma-yor presión descargaría al lado de menor presión del intercambiador . El-mezclado de los productos puede producir efectos secundarios que pueden-rápidamente ocasionar sobrepresión, no sólamente en el intercambiador, -sino en cualquier equipo asociado.Si uno de los tubos con gas a alta presión en una coraza llena de líqui-do, se rompiera, el gas saldría en forma de chorro hacia la 'coraza ; sin-embargo, debido a la inercia del líquido habrá un lapso de tiempo antes-de que la pulsación de presión alcance el dispositivo de seguridad . Bajoestas condiciones, la presión localizada en la coraza, instantáneamente-alcanzará la presión del tubo.Un análisis de un enfriador de interfase en un compresor de 6,000 lb/pulg2 man ; reveló que la elevación de presión de la coraza localiza4-da, por una ruptura total de tubería, podría ser de 8 milloneslb/pulg2/seg ; en menos de un milisegundo, la presión de la coraza sería-igual a la del tubo.En tales circunstancias los dispositivos de alivio no serían capaces de-prevenir una falla en la coraza.Para protección por sobrepresión debida a fallas en los tubos, el repor-te API 520, sugiere que el gasto en el lado de baja presión del equipo,-se base en el fluido que entra por una apertura que tenga un área igual-a dos veces el área seccional transversal de un tubo, y con un coeficiente de orificio de 0.7.

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MEDIDAS DE SEGURIDAD EN " COMPRESORES ".

Los compresores reciprocantes y centrífugos-se han desarrollado como una materia de economía . Estas máquinas tienen muchos tipos de accionadores primaríos, llamados : turbina de vapor, motores, y turbinas de gas.

1.- Se pueden prevenir los accidentes por mal funcionamiento y errores hurranos, con un entrenamiento apropiado y cada vez mejores prácticas de mantenimiento, por lo que es muy importante disponer de personal capacita-do para operar y dar mantenimiento, creando un programa uniforme de en-trenamiento en los aspectos prácticos y teóricos al respecto.

2.- Se deberá planear apropiadamente la programación para parar la maquina-ria para inspección, ya que la mayoría de las fallas ocurren por falta-de mantenimiento preventivo ; que deberá dividirse en dos partes:

2 .1 .- Menor : De rutina .- Checar la calidad de lubricación, filtros, usode cojinetes, alineamiento, revisión de bitácora de operación pa-ra detectar puntos de posibles problemas.

2.2 .- Mayor: Esta revisión deberá estar bien planeada y se deberá con--sultar al fabricante para tener disponible un ingeniero de servi-cio . Requiere del completo desmantelamiento de la unidad para ---proporcionar un examen de todas las partes componentes.Se debe examinar el eje para detectar posibles rupturas por ultrasonidos . También se revisarán las ruedas, aspas etc . por el méto-do de penetración de líquido para rupturas . Se deberá balancear -dinámicamente el rotor si se han hecho reparaciones o si la bitá-cora de operación indica que la vibración está arriba de lo nor--mal . Las partes que muestren uso excesivo deberán reemplazarse.

3.- Cada maquinaria deberá evaluarse de acuerdo a los factores notados de -uso y tensión.

4.- El monitoreo continuo de maquinaria de operación, previene muchas fa---11as.

5.- Con el objeto de proporcionar la mayor protección posible a un compre--sor, combinada con operación eficiente y económica, es necesario insta-lar cierto número de dispositivos de protección automáticos ; los cualesreducirán la posibilidad de error humano ó de desiciones incorrectas --por parte del personal de operación y para proteger al compresor contradaños extremos ó destrucción de partes componentes.

6.- Los dispositivos automáticos se dividen en dos grupos, dependiendo del-tipo de acción que inicia cada uno:

Grupo A .- Se pretende que éstos paren el compresor en un evento de tensión-en la máquina y que prevengan el arranque u operación en el caso-de una secuencia de arranque interrumpido, ó mal funcionamiento,-durante este periodo .

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Grupo B .- Estos son dispositivos de alarma, que son muy importantes en las-primeras etapas de una condición anormal, ya que dan aviso de im-pedimento de problemas al operador.

7 .- En relación al paro de emergencia, que ocurre con el grupo "A" de dispositivos automáticos, se actuará el relevador de paro con las siguientesfallas ó circunstancias.. Velocidad excesiva.. Presión de aceite lubricante inadecuada.. Temperatura interna excesiva.. Exceso de vibración del límite establecido.. Empuje axial excesivo.. Fuego en las proximidades del compresor.. Secuencia incompleta de cualquiera de los dispositivos de secuencia -automáticos.

. Accionamiento del botón de paro y arranque, en el tablero de control-para emergencia extrema, cuando de ninguna otra manera se pararía la-unidad.

8 .- Con los dispositivos de alarma se detectó una condición antes de parar,que generalmente permite acción correctiva ó ajuste de:. Presión del aceite lubricante baja.. Nivel del aceite lubricante bajo, en el tanque de suministro.. Temperatura alta de aceite ó cojinetes.. Pérdida de succión ó descarga.. Aire del instrumento bajo .

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ALGUNAS MEDIDAS DE PREVENCION PARA ARRANQUE E INSTALACION DE COMPRESORES.

1.- La operación normal de un compresor centrífugo es muy simple si se ha -instalado y arrancado correctamente ; además se requerirá llevar un re-gistro y programación en periodos regulares de su operación y manteni--miento, para tener un completo conocimiento de su condición operacionaly mecánica. Este registro deberá incluir : presión y temperatura inter-na, volumen, presión y temperatura de descarga, velocidad del rotor, --temperatura de entrada del aceite de soportes, presión de aceite de so-portes y temperatura de drenado de soportes.También deberá checarse regularmente el nivel y condición del aceite enel recipiente, particularmente por la presencia de agua.

2.- A menos que el aceite se encuentre en condiciones de primera clase, no-puede esperarse una operación satisfactoria en esta clase de equipo me-cénico . También se deberán evaluar las vibraciones una vez a la semana,durante su operación.

3.- Es especialmente importante revisar continuamente las temperaturas de -aceite de soportes y presiones, durante los primeros días en que se po-ne en servicio una unidad . El filtro de aceite deberá limpiarse frecuentemente durante las primeras semanas ó hasta que toda la materia extra-ña que pudiera haber quedado en el sistema de lubricación haya sido re-movida . Los enfriadores de aceite tendrán que limpiarse ocasionalmente-para mantener buena transferencia de calor, sólamente deberá usarse ---agua limpia en los enfriadores.

4.- Después de que el compresor ha parado de girar, las válvulas de entraday descarga deberán cerrarse y se permitirá que las bombas de aceite ---auxiliares corran por varias horas ; esto deja que el calor del eje se -disipe mientras se enfría la unidad.

5.- Deberá checarse periódicamente el-lubricante de copies (si lo hay), ya-que es importante tener lubricación adecuada todo el tiempo . Después decada exámen, deberá checarse la tensión de la junta y tapón del llena-dor, como en el arranque inicial.

6.- Si el compresor va a funcionar por varios meses sin parar, deberá arrancarse manualmente la bomba de aceite auxiliar por lo menos una vez por-semana, para asegurar que funcionará si se requiere que lo haga.

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INSTRUMENTACION Y DETECCION EN MAQUINARIA, PARA PREVENIR FALLAS MECANICAS ..

1.- Es esencial contar con instrumentación, con el objeto de correlacionar-el análisis con la prática y/o monitorear el funcionamiento del equipo;por lo tanto, en cualquier programa de prevención de fallas debe pres--tarse gran atención a la detección.

2.- El inicio de una falla de un componente, puede resultar en una falla --catastrófica del equipo completo, de esta manera, en el proceso de fatiga de una parte del equipo se tiene iniciación y propagación de la fa-lla . La iniciación puede ser en un componente que puede propagarse a --otro, y el mayor daño puede ser observado en otra parte del sistema .---Por lo que , casi toda falla conduce a numerosas fallas concomitantes,-en la cadena de reacción que le sigue.Por esta razón, es importante seleccionar el equipo de detección correcto y asegurarse de que es exacto, confiable y que se ha instalado en lalocalización apropiada, con el objeto de dar indicación pronta de la falla incipiente.Se obtendrán 3 beneficios directos de su uso:

2 .1 .- Evitar fallas catastróficas.

2 .2 .- Generar información de retroalimentación para mejoras de diseño -y/o modificación de procedimientos de operación.

2 .3 .- Proporcionar criterios más racionales para acción de mantenimien-to.

3.- El equipo de diagnóstico usado en detección de fallas puede ser internoó_externo a la maquinaria ; sin embargo, deberá existir relación entre -las mediciones internas y externas, con los parámetros de diseño.El siguiente diagrama muestra la relación que debe existir entre análi-sis, detección y control.

SISTEMAS DE DETECCION

MEDICIONESINTERNAS

CORRELACION

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4 .- MONITOREO Y DETECCION:

4 .1 .- La existencia de ruido (vibración, acústico, eléctrico, infraro-=jo, rayos X, ultra violeta y gama) de una subclasificación u ----otra, comunmente ocurre en todos los equipos y estructuras . La vibración es común en equipos estructurales y mecánicos ; el ruido -acústico y vibración son comunes en equipos mecánicos ó estructu-rales rotativos, reciprocantes y en movimiento ; el ruido eléctri-co es común en equipos eléctricos y electrónicos ; las subclasifi-caciones de infra rojo, rayos X, ultravioleta y gama, pueden apa-recer naturalmente y son bastante útiles cuando se inyectan arti-ficialmente.En maquinaria rotativa, los sonidos producidos son generalmente -audibles, sin embargo, pueden extenderse arriba del rango del oí-do humano y se producen por rotación y/o vibración . Los transduc-tores de vibración (piezoeléctricos), se emplean normalmente paramonitorear tales sonidos.

4.2 .- Con los transductores apropiados y suficiente amplificación, pue-den oirse los sonidos que emiten los metales bajo tensión (se ha-usado la frase : los metales lloran bajo tensión), lo cual se ha -empleado en diagnósticos . El monitoreo de estos fenómenos de rui-do, llamados emisión acústica, han sido útiles para definir áreasde tensión excesiva y aún para predecir fallas en equipos a pre--sión y otras estructuras . Se han empleado técnicas de triangula--ción para localización de partes altamente tensionadas ó con fa--llas.

4.3 .- Los ultrasonidos han mostrado ser una herramienta efectiva en la-detección de cambios en huecos, rupturas y discontinuidades en estructura cristalina ; y el flujo de plástico local, en ensambles -estructurales . Las técnicas incluyen la aplicación de energía, generalmente en forma de pulsaciones y el monitoreo de las pulsaciones de retorno, en función del tiempo y la amplitud.

4.4 .- El medidor de vida de fatiga, ha mostrado ser efectivo en la de-tección de fatigas y para determinar el tiempo de vida que le queda a la estructura bajo prueba.Este, es un pequeño sensor de resitencia adherible, similar en apariencia a un medidor de tensión de hoja metálica.Cuando se instalan en áreas críticas de un componente estructuralque está sujeto a una carga de fatiga, el medidor genera un cam--bio de resistencia permanente, como una función continua (acumulativa) de experiencia de fatiga . Puede interrogarse periódicamentepara leer su valor de resistencia acumulada y así determinar el -periodo de vida que le queda al componente estructural, cuando secoloca en el punto de tensión.

4 .5 .- Para medir parámetros mecánicos hay numerosos sistemas detectoresy de lectura, de desplazamiento, velocidad y aceleración ; los cuales están en la categoría de instrumentación sin contacto, e in--cluyen sensores capacitores, inductivos ópticos, etc.

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4 .6 .- Monitores de vibración:

La mejor práctica actual, es medir el movimiento de muñon a soporte ó vibración ; en lugar de lo más tradicional, que es la medi---ción con acelerómetro ó vibración en el montaje de los asientos.Generalmente se usan técnicas inductivas para medición de asien-tos de lubricación líquida, en dónde puede presentarse una regiónde cavitación o vapor.Se usan técnicas capacitivas en maquinaria de Ciclo deBráyton, -en dónde se presenta un simple fluido de fase.Se han desarrollado sondas de varios tamaños y formas en cada unade las áreas capacitivas, inductivas y ópticas, y están comercialmente disponibles.Se encuentra disponible, equipo simple y confiable para medir mo-vimientos de 0 .0001 de pulg., de una distancia de una pulg . y sensor de ángulo, para medir movimientos de menos de un segundo de -arco.

4 .7 .- Detectores de desgaste .- Estos se emplean para medir el cambio deposición relativa entre partes de empalme, usando sensores de desplazamiento . También puede incorporarse un sensor en la superfi--cie en desgaste, de manera que pueda cambiar alguna propiedad me-dible del sensor en una forma predecible, mientras ocurre el des-gaste . Un concepto de este tipo, es el detector de uso de resis--tencia eléctrica . El sensor puede ser de 0 .1 pulg de diámetro o -menor, y se instala al ras de la superficie en desgaste ; el detector se construye para que durante su desgaste, no dañe el miembrode empalme.El rango de sensibilidad y de desgaste total es variable, depen--diendo de la altura de la sección del resistor de desgaste y de -la selección del material de la película conductora.El desgaste puede medirse directamente, por ejem :, midiendo el --cambio de posición relativa entre las partes de empalme, usando -sensores de desplazamiento . 0 puede incorporarse un sensor en el-área libre de asiento . Si los asientos se lubrican bajo presión asu máximo, el grado de lubricación aumentará, conforme el desgas-te aumenta el espacio libre . Existen datos de diseño para establecer la relación necesaria entre el espacio libre y el grado de --flujo de lubricante, ya que los cambios en espacio libre ó el ---ajuste de las partes de empalme, generalmente ocasionan cambios -en la vibración y generación de ruido durante la operación . Si lanaturaleza de estos cambios se reconoce, las mediciones externas-de ruido y vibración, pueden correlacionarse con el desgaste de -un componente.Otro ejemplo de detector que puede usarse es el medidor de esfuerzo de miniatura y circuito de impresión, para medir el esfuerzo -local . Se han usado efectivamente medidores de 0 .015 pulg . de longitud, para medir concentración de esfuerzo en bandas.Uno de los desarrollos en instrumentación recientes más significativos, son los transductores de presión de Capacitancia lamina---dos ; se esperan que sean tan valiosos como el medidor de esfuer--zo . Este mide la presión local sin interrumpir el flujo, debido asu tamaño pequeño es apropiado para mediciones de presión y gra-dientes de presión, en hojas de lámina al aire, hojas de lámina -hidraúlicas, paletas de turbinas, propulsores y componentes simi-lares . Pueden medirse presiones estáticas y dinámicas con un sim-ple transductor .

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4 .8.- Medición de temperatura:

La medición de temperatura representa un parámetro crítico para -superficies lubricadas, que experimentan contacto directo ó quesean de naturaleza continua u ocasional . Esto es, debido a que --las películas de lubricación protectoras o de extremos, que producen fricción y desgaste bajos, son efectivas sólo hasta cierto límite de temperatura de la superficie ; más allá de esa temperaturalas películas se funden ó desadsorben, ó redisuelven en el total-lubricante.El concepto de temperatura crítica superficial para lubricación,-se correlaciona bién con datos de anotaciones de equipo de trans-misión ; sin embargo, aquí las velocidades son altas, por lo que -hay un aumento agudo en la temperatura de las superficies, cuandoéstas pasan por la región de contacto en esfuerzo. Deberá considerarse la temperatura total de la superficie, incluyendo la tempe-ratura media y la temperatura pico, dentro de la región de contacto.

4 .9 .- Para detectar el mal funcionamiento ó monitorear un equipo, se --han usado detectores de vibración, ruido, radiación, aceite y ex-pulsión ; éstas son generalmente, mediciones externas que deberán-correlacionarse con mediciones internas y parámetros de diseño.No hay un simple detector universal que mida todos los parámetrosde diseño de interés . Una cantidad míñima :.de detectores, localizados en lugares cuidadosamente seleccionados pueden proporcionar -información considerable para el análisis, diseño, control y medición de degradación ; por lo tanto, deberán ser parte de cualquierprograma de prevención de fallas.

4.10 .- Durante las pruebas de aceptación y el arranque de una planta, serecomienda que se saque la capacidad del transductor de medicio-nes críticas ; ésto asegurará el registro permanente de eventos --que tengan lugar, en caso de mal funcionamiento de equipo y de --que se requiera un diagnóstico.El análisis de los registros sacados puede incluir varias técni-cas, tales como : espectrales, sumatorias, despliegue de forma de-ondas, etc.

4 .11 .- La instrumentación de detección con capacidad de decisión, esta-blecida dentro del circuito, puede usarse efectivamente para monitorear y controlar la operación del equipo.

4 .12 .- Para diseñar los sistemas de monitoreo y/o control óptimos, es necesario que el fabricante de la maquinaria, correlacione lá :infórmación sobre la forma en que pueden fallar los componentes bajo -condiciones de operación, incluyendo tiempo de falla y toleranciade sobrecarga.La adquisición y correlación de la información completa relativa-a fallas, permitirá un equipo de detección de fallas más adecua--do, también conducirá a : :mejorar el diseño de componentes críti--cos, equipo superior, mejores programas de mantenimiento y even-tualmente reducción de fallas.

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4 .13 .- Para el desarrollo de un sistema adecuado de monitoreo y control,se deberán contestar las siguientes preguntas:

. ¿ Cuál es la secuencia de eventos que conduce a fallas ?

.

¿ Que efectos tendrían las variables de operación sobre el pro-ceso de fallas ?

. ¿ Cuál fué el efecto de las variables de diseño ?

.

¿ Qué mediciones son las más capaces en cuanto a sensibilidad -de fallas de impedimentos y qué grado de exactitud se requie-re ?

.

¿ Qué pasos pueden tomarse para detener el proceso de fallas, -una vez que se comienza ?

.

¿ Cómo afecta la operación total de una máquina o proceso, las-fallas de impedimento y las fallas que prosiguen ?

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PROTECCION DE EQUIPO MECANICO Y MOTORES.

1.- Las condiciones indeseables que pueden ocurrir con la maquinaria de ac-cionamiento, deben ser rápidamente remediadas para prevenir daños mayo-res.

2.- Se requiere de una guía para hacer posible la selección del dispositivoapropiado, de muchos disponibles en el mercado, para proteger los equi-pos y maquinaria de accionamiento.

3.- El equipo mecánico accionado por un motor primario puede dañarse por --cargas repentinas, sobrecargas ó agolpamiento. La prevención de tales -daños puede lograrse, simplemente desconectando el equipo de su accionador, usando un limitador de esfuerzo o embrague . El diseño y funciona--miento primario varía debido a que las condiciones indeseables de cargapueden presentarse en el arranque o durante operación normal.

4.- Deben considerarse los siguientes aspectos en la selección de un dispo-sitivo protector:

- Características de velocidad-esfuerzo del motor accionador.

- Propósito del dispositivo de protección de sobrecarga, arranque sua-ve, arranque de cargas de alta inercia.

- Cantidad y naturaleza de la carga accionada durante el arranque y du-rante operación normal.

- Frecuencia de arranque y operación del dispositivo.

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MEDIDAS DE SEGURIDAD GENERALES, EN RELACION AL "EQUIPO ELECTRICO".

1.- En áreas en que se encuentren o se tengan cerca sustancias peligrosas -por ser inflamables y/o explosivas, se requiere de equipo eléctrico a -prueba de explosiones ; éstos son, aparatos encasillados o encerrados enuna coraza y que sean capaces de soportar una explosión de un gas o va-

por específico que pudiera ocurrir dentro de ella ; así como de prevenirla ignición de un gas o vapor específico que rodee la coraza, que pudiera originarse por : chispas, destellos ó explosiones del gas ó vapor en-ella; además que opere a tal temperatura externa que en una atmósfera -inflamable no sea encendida por ésta.

2.- Se deberán evaluar apropiadamente los siguientes factores : temperatura,presión barométrica, humedad, ventilación distancia de la fuente en quese puedan desprender vapores ó gases peligrosos etc ; de dónde se podrá-seleccionar y localizar el equipo eléctrico que se requiera para una --instalación determinada.

3.- Para la selección de los equipos eléctricos deberá tomarse en cuenta losiguiente : los que incluyen interruptores, interruptores de circuitos,-arrancadores de motores, estaciones de botones que se oprimen ó enchu--fes y receptáculos ; pueden producir arcos ó chispas en operación nor---mal, cuando los contactos están abiertos o cerrados, lo que podría cau-sar ignición fácilmente.

4.- En equipos que producen calor, tales como material fijo de alumbrado y-motores, las temperaturas pueden exceder los límites de seguridad dé mu

chas atmósferas inflamables . Una lámpara floja en un enchufe fijo pre__

senta un doble riesgo, ya que puede combinar arqueo con producción de -calor.Muchas partes del sistema eléctrico son fuentes potenciales de igniciónen caso de fallas en el aislamiento ; este grupo, incluye alambrado ----(particularmente uniones en el alambrado), transformadores, bobinas de-impedancia y otros dispositivos de baja temperatura sin contactos de --abrir y cerrar.

5.- Para usar con seguridad el equipo eléctrico en áreas peligrosas, común-mente se acostrumbra lo siguiente:

5 .1 .- Sellado hermético . Con temperaturas externas seguras, que deberánmantenerse.

5 .2 .- Presurizar o purgar . Con aire limpio o gas inerte, manteniendo --temperaturas externas seguras.

5 .3 .- Inmersión en aceite . Removiendo el aire y manteniendo temperatu--ras externas seguras.

5 .4 .- Hacerlos intrínsecamente seguros . Incapaces de liberar suficienteenergía bajo condiciones normales o anormales, para causar igni--ción .

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5 .5.- Usar receptáculos aprobados por las normas de seguridad (API, ---R P 500'S).

6.- Ya que muchos equipos se usan en el exterior ó en atmósferas corrosi---vas, el material y terminado deberá ser de tal forma que se minimicen,-el mantenimiento y los cortes o paros inecesarios para reparación o mantenimiento.

7.- Deberá disponerse de laboratorios con instrumentos de prueba adecuados-para determinar si los aparatos y materiales empleados, son seguros pa-ra usarse en las áreas peligrosas para las cuales están diseñados y quecumplen con los requisitos establecidos en las normas correspondientes;además será necesario efectuar pruebas, debidas a la producción conti--nua de nuevas sustancias peligrosas, que tendrán que clasificarse e ---identificarse por su grado de peligrosidad, de manera que sea posible -la selección del equipo eléctrico seguro que se encontrará cerca de ---ellas.

8.- Seguridad intrínseca, para equipo eléctrico:

8 .1 .- Observar la posibilidad de utilización de circuitos intrínsecamente seguros ; éstos son aquéllos en que se limita la energía, aún -bajo condiciones anormales del equipo, a niveles en que no es po-sible iniciar una explosión. Esto no significa que el circuito nopuede producir una chispa, pero cualquier chispa que se produzca-no tendrá la suficiente energía para causar la propagación de unaflama.

Estrictamente hablando no hay un dispositivo o instrumento intrínseca--mente seguro, excepto para los dispositivos con propia potencia, tales-como aquéllos que tienen una batería interna . El dispositivo siempre debe considerarse como parte de un sistema seguro.

8 .2 .- Ya que el concepto de seguridad intínseca depende de las limita--ciones de energía, no puede aplicarse a potencia o circuitos de -alumbrado general . Sin embargo, puede adaptarse para control remoto de circuitos de potencia, para instrumentación y para circui--tos de comunicación y señales, en dónde la potencia es intrínsecamente baja.

8 .3 .- El equipo a prueba de incendio o que no crea chispas, no prenderáuna mezcla peligrosa de gases o vapores, si el equipo opera apro-piadamente ; sin embargo, si se rompe un alambre, ó si un componente es defectuoso, el equipo podría causar una explosión . En una -planta petroquímica los circuitos a prueba de incendio se restringen para usarse en áreas que son peligrosas.

El equipo intrínsecamente seguro no puede producir una explosión, si unalambre hiciera corto circuito, en forma abierta ó enterrada y aún, si-un componente se deteriorara con el tiempo ó fallara por completo.

8 .4 .- El equipo intrínsecamente seguro y los sistemas ; son además de seguros, convenientes y a menudo son económicos en costos de insta-lación .

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No se hacen inseguros por negligencia, sino sólo por acción deli-berada; sin embargo, este equipo, por conveniencia, debe mantenerse en buenas condiciones para que pueda abrirse para inspección -mientras está en operación, de tal manera que la revisión de la -calibración y ajustes, puedan hacerse con seguridad en el campo,-sin precauciones especiales.

8 .5 .- Para evaluar si un circuito es intrínsecamente seguro, se deberánseguir los siguientes pasos:

. Analizar el circuito para determinar la energía disponible bajocondiciones normales y anormales de operación . Estos valorespueden encontrarse probando los circuitos reales ó por computa-ción.

. Examinar el circuito, para ver si las peores condiciones encon-tradas en el paso anterior, producirán ignición.

. Evaluar el diseño mecánico.

8.6 .- Una vez que se ha probado y evaluado competentemente un circuito,y se ha autorizado como intrínsecamente seguro, no deberá haber -duda de que es seguro y que permanecerá seguro.

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MEDIDAS DE SEGURIDAD GENERALES EN "TUBERIAS Y ACCESORIOS".

1.- Deberá establecerse un procedimiento ordenado de mantenimiento de tube--rías y accesorios para prevenir problemas futuros.

2.- Es necesario hacer revisiones exhaustivas de todas las instalaciones de-tuberías, con sus accesorios, con el fin de remediar los males más ob---vios.

3.- En tuberías, al igual que con otros equipos, el mantenimiento apropiado-significa mantenimiento preventivo (arreglar las . cosas, antes de que se-rompan).Esto implica : organización, registros y bitácoras de inspección defini--das.

4.- El comienzo debe ser un juego completo de diagramas del sistema de tube-rías, en los cuales se puedan anotar los cambios y reparaciones, con lasfechas en que se hagan.

5.- Organización:

No es suficiente contener :buena mecánica de tuberías ; las deficiencias-en organizar el mantenimiento, pueden causar muchos problemas y gastos -innecesarios.Los diagramas completos del sistema con todos los cambios y las fechas -correspondientes indicadas, repetidamente evitará desmontar alguna piezapara redescubrir factores que deben estar archivados.Además, el registro de fechas de instalación de los elementos de la tubería indicará al ingeniero con experiencia en mantenimiento, cuando puede ,presentarse un problema debido a las causas diarias que conducen a fa---11as en las tuberías.Cuando ocurre una fuga ; la tubería adyacente debe estudiarse para localizar cualquier otra cosa que necesite reparación, de manera que todo el -trabajo se realice de una vez.

6.- Si el montaje es deficiente en uniones, o difícil de mantener, puede re-mediarse la situación, mientras se hacen reparaciones necesarias.El personal de inspección de rutina general debe checar : fugas, buscar -señales de corrosión ó debilitamineto, asegurarse de que las anclas es--tán sosteniendo bien y que las juntas de expansión operan libremente ; debe revisar los ganchos de alineación y distribución de carga.

7.- Temperatura:

La inspección de un sistema antiguo debe considerar cualquier presión ó-temperatura que se haya incrementado, después de su instalación debido aque éstas pueden exceder los límites de seguridad de los materiales ins-talados . La norma ANSI "Pressure Piping" B 31, establece los límites su-periores de temperatura para todos los materiales de tuberías utilizadosen plantas industriales .

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8.- Enroscado de tuberías:

Cualquier discusión del mantenimiento de tuberías debe comenzar con el -enroscado de éstas ; porque hacer las juntas enroscadas mal, aumenta el -mantenimiento y pone en riesgo la operación de la planta . Las juntas en-roscadas bien son principalmente consecuencia de hacer adecuadamente lasroscas, ésto requiere un entendimiento claro de la forma y medidas apro-piadas de la cuerda deseada y de la terminal ó cabeza de corte que laforma.Existen normas para los esquemas generales de tuberías Americanas con dimensiones de cuerdas.Las especificaciones completas para tuberías se pueden consultar en el -Código ANSI para tuberías a presión.

9.- Bridas:

Estas se diseñan para asegurar una unión apretada que puede romperse convenientemente, para cambios de tuberías y reparaciones . La selección de-ficiente de bridas, pernos ó empaques junto con la realización de la ---unión sin cuidado, pueden originar problemas en las terminales . Una vez-que se ha seleccionado la cara deseada ; las dimensiones y materiales de-las bridas, se establecen en el Código ANSI para tuberías a presión.Los pernos de bridas acostumbrados para tuberías a baja presión son con-cabeza cuadrada, con tuerca hexagonal y cuerda gruesa de estándares Ame-ricanos de las series de cuerdas.Arriba de 160 Lb/pulg2 y 450° F se usan a menudo postes de aleación de -acero con tuercas hexagonales en ambas terminales ; éstas tuercas son ge-neralmente de acero al carbón ó mejor aún, una aleación menos fuerte quelos postes ; no se requiere demasiada resistencia y la diferencia entre -metales de contacto reduce los cambios por congelamiento de cuerdas.A menudo se usan para alta presión postes de bridas de la serie de cuer-das de extremo 8, que proporcionan 8 cuerdas por pulgada para todos los-pernos de 1 pulgada ó :mayores:El calibre de los barrenos de bridas estándard viene en 4 ó múltiples --orificios (4, 8, 12, 16, etc) ; los orificios de bridas en válvulas y ac-cesorios se establecen para posicionarse en una línea central ; de las caras de bridas, algunos ingenieros prefieren las realzadas ó de tubo de -traslape, con un empaque de anillo, debido a que estas uniones (a dife-rencia de la de machos-hembra y lengüeta ranurado) no tienen que ser ---apartadas de golpe para romper una unión ó quitar un empaque.La uniones de ranurado con empaques gruesos, suaves, se usan a menudo para juntas hidraúlicas a baja temperatura y alta presión, con juntas de -macho-hembra ó lengüetas ranura, el empaque debe ser más delgado que la-concavidad para evitar formación de hongos.

10.- El principal paso en cualquier programa de mantenimiento de tuberías involucra la eliminación, tanto como sea posible, de condiciones básicas-que hacen necesario el mantenimiento excesivo, ésto puede incluir corrosión severa, martilleo de agua ó distribución de tubería deficiente.En el caso de corrosión y martilleo de agua, puede hacerse poco, hasta-que se comprende la causa .

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10 .1 .- Corrosión:

Probablemente el mayor problema del mantenimiento de tuberías -es la corrosión, se ha escrito mucho sobre su teoría pero loimportante es que la corrosión interna de tuberías generalmentese origina por oxígeno atmosférico disuelto en agua y se detie-ne, cuando se remueve el oxígeno ó se cónsume durante el ataquesobre el metal . El agua que entra al sistema, siempre está saturada con oxígeno y el proceso de corrosión se presentará hasta-que se haya consumido el oxígeno ; ésto es por lo que las líneasde agua de servicio (que se suministran siempre con agua frescay oxígeno) se corroen más rápido que las líneas de agua para calentamiento ; en dónde siempre recircula la misma agua.En plantas de potencia entra aire disuelto (oxígeno) en el cir-cuito de vapor y agua, por el agua de compensación y por fugas-en partes del sistema a vacío ; la medida aceptada en minimizar-tales fugas mediante el mantenimiento de juntas y empaques, ydespués deárear el agua de alimentación en un calentador diseñado apropiadamente.Algunas veces, se usa sulfito de sodio para remover las últimastrazas de oxígeno . La corrosión de líneas de condensados de lossistemas de calentamiento se origina generalmente por el aire -que entra (por venteos, alivios y juntas) en puntos en que el -sistema está bajo vacío.La corrosión externa puede ser rápida en dónde la tubería está-frecuentemente húmeda por transpiración u otra humedad y parti-cularmente si la superficie húmeda se expone al aire que contiene vapores ó gases sulfurosos ó ácidos . Como una medida para --evitar ésto, se debe remover la causa de la transpiración ó se-impermeabiliza la tubería.La tubería enterrada a menudo se corroe sobre todo si la tierraes húmeda y ácida . Una protección práctica es una cubierta con-tra agua, generalmente de asfalto u otro material similar, aplicada directamente a la tubería, ó con una envoltura en espiral-de una tela resistente.Normalmente la tubería con perforaciones ó grietas de corrosiónu otras causas, se reemplaza de una vez ; cuando ésto no es posible por condiciones de operación, los parches de emergencia pueden evitar un paro, éstos se usan en tuberías de hierro ó ace--ro ; sin embargo, se considerará que ésto sólamente debe ser temporal . Una práctica de la Armada de los Estados Unidos para re-paración con latón de fugas con tuberías de cobre ó latón es como sigue : dimensionar el parche de cobre del tamaño necesario ;-limpiar las superficies de contacto con una lima, tela de esme-ril y ácido clorhídrico ; sujetar con alambre en el lugar ; ence-rrar con ladrillo para continuar el calor ; calentar con un so-plete de acetileno, pero sin quemar el parche ó la tubería ; soldar con cinc ( con fundente de boro) entre las superficies ; mantener girando la tubería hacia atrás y hacia adelante para que-el cinc corra por todas las partes del latón ; cuando el parche-está frío, probar con presión de agua.Un pequeño orificio en tuberías de latón ó cobre puede cerrarsecon un remache ó tapón de tornillo . Las áreas débiles pequeñas-pueden ser temporalmente reforzadas envolviendo con alambre completamente soldado en capas, para hacer una banda sólida.

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10 .2 .- Martilleo de líquido:

Esto ocurre cuando una colúmna de líquido en movimiento en una-tubería, repentinamente se para ó se retarda . Si la causa es elcierre demasiado rápido de una válvula ; el remedio es un límitede velocidad mecánico en la válvula ó un etiquetamiento de in-sistencia de manejo precavido.Cuando una tubería está siendo constantemente martilleada por -equipo reciprocante conectado, anclar la tubería firmemente y -tratar de aliviar el choque mediante cámaras de aire, columna -de oscilaciones, o dispositivos similares.

Drenaje .- Las fallas para remover condensados de líneas de va--por es una causa principal de martilleo de líquido ; drenar to-dos los depósitos de vapor ; asegurarse de que las trampas estánoperando y que no hay declives de tuberías tan grandes como pa-ra crear un depósito, tener cuidado con los condensados capturados encima de válvulas cerradas, en líneas verticales ó detrás-de válvulas de globo, en líneas horizontales.Si el martilleo ocurre sólo cuando se admite vapor en un siste-ma frío, indica que el sistema no está adecuadamente inclinado-ó entrampado, para hacerse cargo de la gran condensación ini---cial . El precalentamiento gradual, puede facilitar la situa----ción.Cuando el martilleo ha continuado por un tiempo dado, inspeccionar las guías de la tubería, anclas y paredes adyacentes, para-ver si tienen fisuras serias.

11 .- Empaques:Los materiales de empaques ampliamente usados son desde hule suave pa-ra agua fría hasta anillos de hierro sólido angostos, para juntas de -vapor a alta presión ; se pueden ver en tablas sus usos y temperaturas-limitantes.Los empaques cortados a mano para bridas de caras realzadas deben ajustar cerca de los pernos interiores y extenderse hasta la orilla de la-apertura de la tubería ; si la junta tiene que romperse frecuentemente,recubrir una parte del empaque con grafito, para prevenir que se pe---gue . Cuando una unión se ha hecho nuevamente con empaque suave, comen-zar con los pernos después de que la línea ha sido calentada por un --tiempo.Los empaques delgados parecen reventarse menos que los gruesos ; si lasbridas fallan en cumplir, puede ser riesgoso llenar el hueco con un --empaque blando grueso . Es mejor usar un llenador metálico, empacado enambos lados.Las caras realzadas de las bridas son a menudo dentadas ; éstas con forma de corrugaciones en empaques y el uso de empaques angostos, son me-dios para aumentar la presión del empaque por pulg2, reduciendo el ---área de contacto . La mayoría de las juntas que fugan, son la consecuencia de insuficiente tensión de los pernos y presión del empaque ; por -lo que ésto deberá observarse para cada uso, de acuerdo con el mate---rial del empaque .

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Como en las fugas de tuberías ; las de juntas de bridas crecen rápidamente ; por lo que hay que arreglarlas de inmediato ; una causa frecuente esel deficiente alineamiento de la tubería. Deben alinearse las bridas --cuidadosamente antes de empernar, para prevenir excesiva tensión de lospernos en válvulas, accesorios y bridas de tuberías ; el uso de lubricante en cuerdas disminuye la fricción, protege las cuerdas y hace que lasjuntas se quiten más fácilmente para la reparación necesaria.

12 .- Reparaciones de emergencia de fugas de tuberías:

1) Sellar la grieta del tubo, aplicar cemento para hierro y unirlo fuertemente con una hoja metálica.

2) Abrazar con un medio corte de un tubo del tamaño sj.guiente y sellar-con cemento ó empaque suave.

3) Para una junta de tubería de emergencia, deslizar las terminales de-un tubo mayor y calafatear con cemento para hierro.

13 .- Reparación de uniones enroscadas:

1) Pueden aplicarse como pastas ó masilla, cementos para hierro espe---cialmente compuestos para sellar juntas y rajaduras ; el cemento usa-do delgadamente es un buen lubricante de cuerdas nuevas.

2) Para mejores resultados las juntas de plomo deben rehacerse con ce--mento ; de otra manera, el cemento puede meterse debajo de la abraza-dera del tubo a lo largo de cuerdas con fugas.

3) Otra reparación de fugas en cuerdas involucra rodear con alambre _--blando, alrededor de la masilla de cemento en la fuga ; permitir que-el cemento se endurezca antes de usarse.

4) En una emergencia, un tubo enroscado puede cementarse en una brida -de tamaño de tubo mayor.

5) Apretar el cemento sólidamente en su lugar.

6) Las grietas en accesorios se sellan con cemento apoyado por una lámina metálica.

7) Los soportes exteriores para agua y vapor se abrazan a la tubería sobre orificios taladrados para hacer conexiones de ramales de emergencia ; los soportes pueden empacarse con empaques suaves ó cemento.

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MEDIDAS DE SEGURIDAD PARA LOGRAR LA DURACION Y EVITAR FUGAS Y DERRAMES, POR

"VALVULAS".

Las válvulas son simples en concepción y se han desarrollado varios diseñosderivados de una idea, ésta consiste en colocar un disco sobre una aperturacon asiento, de tal forma que se cierre apretadamente ; esta idea se dividióen 3 diseños básicos de válvulas, llamadas : de globo, check (de retén) y decompuerta.Cada diseño sitúa el disco sobre el asiento de manera diferente.

1.- Las válvulas generalmente se hacen de uno de 3 diferentes metales, por-las siguientes razones:

1 .1 .- Bronce .- Para temperaturas hasta 550° F ; el bronce es resistente-a la corrosión, para una gran mayoría de fluidos y es fácil de vaciar y maquinar.Estas válvulas son generalmente de 3 pulg . y más pequeñas.

1 .2 .- Hierro colado .- Para temperaturas hasta 450° F ; es más barato queel bronce, por lo que el costo de las válvulas de este material -arriba de 2 pulg. de tamaño, se reduce . Estas válvulas tienen ge-neralmente una moldura ya sea de bronce o de hierro ; Las de moldura de broncese llaman I .B .B .M . (cuerpo de hierro, montado en bronce), mientras las válvulas con moldura de hierro se llaman A .I . -(toda de hierro) ; éstas últimas se usan para soluciones que ata--can el bronce pero no el hierro, tales como sosa caústica y ácidosulfúrico concentrado.

1 .3 .- Acero colado .- Para temperaturas hasta 1050° F ; el acero es más -fuerte a temperaturas más elevadas, que el bronce ó el hierro co-lado.Además de estos 3 diseños y metales básicos, las válvulas están -disponibles para varios valores de presión de vapor, como se indica a continuación : 125, 150, 200, 300, 350, 600, 900, 1500, 2500-y 4500 lb/pulg2 . Por ejemplo, hay una línea de válvulas de 125 --lb en bronce, disponibles en globo, check y de compuerta en tama-ños de 1/4 a 3 pulg. Hay también una línea de válvulas I .B .B .M. -de 125 lb, disponibles en globo, check y de compuerta en tamaños-de 2 a 24 pulg . Los tamaños mayores de 14 pulg., los hay sólamen-te en válvulas de compuerta ; éstas válvulas I .B .B .M ., se hacen --con terminales de tornillo ó de pestaña . En forma similar, exis--ten otras líneas de válvulas para otras presiones.Como un dispositivo mecánico, una válvula debe instalarse y seleccionarse apropiadamente para hacer el trabajo que se espera de --ella; ésto dará un servicio duradero antes de que comience a fu--gar ó a gastarse.

2.- Debe entenderse como válvula, un dispositivo mecánico generalmente usa-do en conexión con un receptáculo que contiene presión, que pare completamente ó regule un flujo.Cuando se muestre desgaste ó fuga se requerirá mantenimiento para res--taurar la válvula, a su efeciencia original.

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3.- El desgaste ocurre más frecuentemente, en las válvulas de globo y check-y se construyen algunos rasgos en éstas, para facilitar su mantenimien-to ó la remoción de partes . Las válvulas de compuerta se instalan en --dónde no se operen muy frecuentemente y por consiguiente, no se desgas-ten rápidamente, ya que éstas no poseen los rasgos de mantenimiento co-mo las anteriores.

4.- Los dispositivos mecánicos deben operarse ocasionalmente.

5.- Las válvulas que están colocadas en líneas y después se olvidan, puedenvolverse duras para operarse, ésto es especialmente así, en líneas de -agua caliente ó cualquier otra línea en que haya una tendencia a depositar incrustaciones ó sólidos.Se sabe que las válvulas se pueden incrustar tan mal, en un periodo de-años que tienen que ser desensambladas y limpiadas antes de volverse a-usar.

6.- Hay varias conexiones disponibles, tales como terminales de tornillo, -de pestaña, con cara plana'óreálzáda, de sóldádura de tope, de soldadura de enchufe (6 encaje), de soldadura y de unión . La selección de la -conexión apropiada de una válvula, frecuentemente elimina en una gran -medida el mantenimiento.

7.- Hay muchos tipos de receptáculos a presión, algunos de los más comunes-son : calderas para vapor, compresores, torres de agua elevadas, pozos -a presión de gas natural, etc . Cada uno de estos medios de transportar-presión-vapor, agua, aire y gas, requieren consideración sobre el tipo-de válvula que se deberá usar.Cada uno requiere diferente construcción de válvulas, para que funcio--nen adecuadamente.Nótese que cada uno de estos medios deben considerarse en el grado de -presión de la válvula.

8.- Las válvulas se valúan por presión de vapor (valuación S P), así como -de agua, aceite y gas (valuación WOG) . La valuación WOG, géiiéralmehte -es aproximadamente 2 veces la valuación de presión de vapor, debido a -que la temperatura más alta reduce la tensión de uso en los materiales-de las válvulas . Considerando la temperatura a la cual va a operar una-válvula, puede bajarse frecuentemente el costo de instalación, usando -la valuación WOG de la válvula en líneas frías.

9.- La fijación de una válvula para usarse en parar completamente ó regularun flujo, merece consideración, ya que ésto indica, cuándo,se usará unaválvula de globo ó una de compuerta.Una válvula de globo se usa para regular flujo y una válvula de compuerta debe usarse en dónde el servicio requiere que la válvula esté en po-sición completamente abierta ó cerrada.

10.- Existen otras variaciones en los tipos de válvulas básicas, con dife--rentes métodos de operación : Válvulas de flotador y válvulas de aleta.

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10 .1 .- Las válvulas de flotador tienen las siguientes ventajas:. Ofrecen el flujo sin obstrucción, de la válvula de compuerta.. Ofrecen el cierre apretado de contención de una válvula de --globo.

. Ofrece el accionamiento rápido ; operación de giración de un -cuarto.

Una válvula de flotador, es una válvula de compuerta con asien-to y disco también renovable . Están disponibles en muchos meta-les parâ válvulas, con muchos elastómeros de sello y en muchos-diseños ; vienen en tamaños de 1/4 hasta 24 pulg . y mayores.Su mantenimiento es simple ; si la válvula mostrara fugas, pue-den reemplazarse fácilmente los asientos, sellos y flotadores ;-dando una válvula nueva.

10 .2 .- Las válvulas de aleta son básicamente de dos tipos, las del ti-po de cuerpo, que generalmente tienen conexiones de ranura ó derosca, para conectarse a las tuberías y las de tipo de sello, -que se colocan con pernos en la tubería, entre bridas de cara -completa, de hierro colado, de acuerdo con la clase 12S de los-estándares ANSI ó bridas de acero clase 150 de ANSI . Las venta-jas de una válvula de aleta son las siguientes:. Son compactas y sus dimensiones de cara a cara son muy cor---tas ; por ejem ., una válvula de sello mide 2 1/8 pulg . de caraa cara y pesa aproximadamente 27 lb.

• Cierran 'rápidaménte un cuarto de vuelta, opera,de posición --abierta a cerrada.

. Se usan manijas en las vávúlas-.pequeñas y se recomiendan-ac-tuadores de engranes en válvulas de 8 pulg . y mayores.

. La graduación de presión generalmente es de 150 lb/pulg2 WOG.

. Son económicas con respecto a su costo, instalación, manteni-miento y reparación.

Estas válvulas pueden obtenerse con varias inserciones de me---tal, molduras y materiales de asiento ó elastómeros,dependiendode la instalación específica; la selección apropiada puede ha--cerse con el conocimiento de la presión, temperatura y fluido -a manejarse.Su mantenimiento es bastante simple, no necesita lubricación, -hasta el tiempo en que los anillos del vástago requieran reem--plazo . Los discos y vástagos están disponibles para reemplazar-se, ya que son anillos de disco y asientos resilientes reempla-zables ; el reemplazo del asiento resiliente unido es un trabajode fábrica ; pero generalmente cuando ese tipo de asiento se de-tereora, es más económico comprar una nueva válvula, debido a -su bajo costo.

11 .- Cuando es necesario reemplazar partes ; el primer problema que surge esidentificar la parte y el segundo es identificar la válvula ; por esta-razón, la mayoría de los catálogos de válvulas tienen ilustraciones --con los nombres de las partes . Los nombres de cada parte de una válvu-la no son idénticos con los diferentes fabricantes . La mayoría de los-catálogos también muestran vistas de corte de las válvulas, con cada -parte ilustrada, lo cual hace más fácil la identificación de la parte-deseada .

12.- Como ya se mencionó anteriormente, deben tomarse en cuenta varios fac-tores para seleccionar los materiales de los interiores de una válvula;a fin de prolongar su duración efectiva, como son : las altas o bajas --caidas de presión y las temperaturas extremas, que acortan la vida de -los interiores, dos fenómenos también muy importantes son lacorrosión-y la erosión.

13.- Si un fluido estuviese muy limpio, la caída de presión tendría poca in-fluencia en la duración de los interiores, es decir, se podría usar acéro inoxidable 316 hasta caídas de 1 .000 lb/pulg2, pero la mayoría de --los fluidos contienen partículas microscópicas que actúan como contami-nantes . La influencia de la presión en la vida de los interiores, se debe a esta contaminación del fluido y no estrictamente a su caída de preSión.Se sabe qué temperatura es más adecuada para los distintos materiales,-la selección se facilita mediante tablas y gráficas . Otros aspectos a -considerar son las expansiones térmicas y aquéllas situaciones en que -las temperaturas pueden variar bruscamente . El análisis de todas estas-variables permite seleccionar el material correcto.

14.- Muchas veces hay problemas de corrosión cuando un fabricante de válvu--las no ha recibido toda la información adecuada sobre el proceso (velo-cidad, concentración, etc), lo cuál deberá especificarse aunque parezcainsignificante.

15.- Hay diferencias básicas entre corrosión y daño por cavitación ; la corroSión es muy generalizada y el interior completo muestra el mismo daño ;-la cavitación que es un tipo de erosión, es localizada.

16.- En la "fracturación por esfuerzos de la corrosión", los compuestos quí-micos del fluido producen una precipitación de carburos en las áreas --del material que se encuentra a altas tensiones y el interior de la valvula pierde su integridad estructural.La combinación de corrosión y erosión es otro problema . Cuando la válvula maneja condensado a cierta presión y temperatura, el agua puede eva-porarse a través de la válvula, al hacerlo, las partículas de agua en -el vapor que se forma se aceleran y actúan en varias áreas, causando daño considerable.El acero al carbono es extremadamente susceptible a este fenómeno;otros materiales, como el cromo molibdeno ó el acero inoxidable 316, resisten este ataque . El efecto de la corrosión en el acero al carbono y-el efecto de las partículas de agua a alta velocidad causan este problema.

17.- La erosión es más difícil de controlar que la corrosión . La metalurgia-es una ciencia que puede suministrar materiales que impiden la corro---sión ; sin embargo, cuando hay erosión, a veces la única solución es mo-dificar las condiciones del proceso.

18.- El tipo de erosión llamado "cavitación", es imposible de controlar con-materiales especiales . Si una válvula cavita, eventualmente habrá un fallo en los interiores . Se ha experimentado con recubrimientos de carbu-ro de tugsteno, diamante y otros, pero el resultado ha sido negativo, -sólo previniendo la cavitación con el uso de materiales adecuados durante la fabricación, pueden evitarse problemas de erosión en los interio-res .

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19.- Se han diseñado diferentes tipos de válvulas para combatir problemas deerosión que no incluyen la cavitación, por ejemplo : válvulas rotatoriascon interiores de Stellite o carburo de tugsteno y válvulas de paso an-gular para aplicaciones, que van mucho más allá de la capacidad de las-válvulas convencionales . Estas son ideales para condiciones en dónde seencuentran altas presiones, altas caidas de presión, altas temperaturasy evaporación.

20.- Prácticas recomendadas de válvulas en tuberías:

20 .1 .- Limpiar el interior de la tubería antes de instalar ó reparar --una válvula, ésto puede remover errumbre,incrastaéiones,gbtas-de soldadura y mugre que podría acarrearse dentro de la válvula-y causar problemas.

20 .2 .- No remover protectores de pestañas ó de cuerda de la válvula, --hasta que esté lista para instalarse.

20 .3 .- Cuando se enrosque la tubería, no cortar las cuerdas demasiado -largas ; las cuerdas muy largas, permiten que el tubo entre en laválvula muy profundamente y distorciona el asiento ó puede gol--pear el diafragma.

20 .4 .- Aplicar lubricante para tuberías ó cinta de teflón a las cuerdasmacho, sólamente cuando se esté haciendo una unión.

20 .5 .- Cuando se instale una válvula de terminal de tornillo, no utili-zar suficiente fuerza para distorcionar el cuerpo de la válvula.

20 .6 .- Permitir que una válvula nueva se caliente gradualmente.

20 .7 .- Los empaques se ensamblan con presión manual en la fábrica y du-rante la instalación, deben tensarse sólamente lo suficiente pa-ra prevenir fugas.

20 .8 .- En líneas de terminal abierta y de drenado, se recomienda que --las válvulas de globo se instalen con la presión en la parte su-perior del disco.

20 .9 .- Es muy importante que se cierre apretadamente una válvula, a ma-no sólamente ; no usar una llave u otra herramienta.

20 .10 .- La mugre debajo del disco, generalmente se sacará, operando la -válvula varias veces.

20 .11 .- Una válvula que se abre con chasquido, está sujeta a las más se-veras condiciones posibles de tirantez ó estrangulamiento, disminuyendo la vida de la válvula y aumentando el mantenimiento.

20 .12 .- Cuando se instale una válvula de globo ó de ángulo a una tube---ría, la dirección de flujo debe ser de manera que la presión es-té debajo del disco, excepto en líneas de vapor en las que la --presión debe estar en la parte superior del disco.

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20 .13 .- Cuando se instalen válvulas check en líneas de líquido,-se sugiere que además se considere la siguiente guía:

. Las válvulas check deben instalarse tan lejos como seaposible de la descarga de la bomba.

. No usar una válvula check de columpio en bombas de lí-quido reciprocantes, usar siempre una del tipo de ele-vador vertical.

. En caso de martilleo de agua, ruido ó golpe, durante -el cierre de una válvula check de columpio ; se reco---mienda que ésta se cambie a una del tipo de elevador -vertical, pero incrementar el tamaño de manera que la-caida de presión permanezca igual para el mismo flu---jo . Si el ruido es aún excesivo, puede agregarse a la-línea un amortiguador de gas-sobre-líquido, insertandouna T y un tubo vertical tan alto como sea posible ; --él tubo debe ser de 2 a 3 veces mayor que la tubería -de suministro ; puede instalarse un amortiguador del tipo de acumulador en dónde el golpe sea crítico.

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CONTROL DE LOS VAPORES DE UN DERRAME DE UNA SUSTANCIA TOXICA LIQUIDA.

Este puede hacerse de tres formas.

1) Sellando físicamente la superficie del liquido para retardar su evapora-ción.

2) Agregando un material que reaccione rápidamente sin que genere mucho ca-lor, ni que forme otros productos tóxicos.

3) Quemando la sustancia química siempre y cuando sea posible.

Un aspecto importante del problema del derrame, es la disposición del mate-rial, después de que se han controlado los vapores ; para lo cual tendrán --que observarse todas las alternativas posibles y se deberá seleccionar la -que evite con mayor eficacia los problemas de contaminación del aire, agua-y suelo .

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COLOCACION DE MUROS DE CHOQUE:

Las áreas en que puedan ocurrir explosiones, por los materiales que se mane--jan, así como por las características de las operaciones que se llevan a cabo(reacciones a P y T, etc), pueden exponer a un riesgo mayor en cuanto a libe-ración de sustancias tóxicas y/o inflamables, que no son en si de tanto ries-go, por su proximidad a éstas ; por lo que se deberán delimitar las áreas de -mayor riesgo con paredes contra choques que prevendrán explosiones o fuego y-el vuelo de proyectiles que puedan dañar otras áreas adyacentes ; esta pared -tendrá que construirse en función a la carga de presión que pudiera liberarsede un incidente de explosión debido a la cantidad y tipo de sustancias que semanejen ; considerando su equivalente a cantidad de TNT.

- Naves de control:

Las naves de control de operaciones y procesos, deberán colocarse fuera de-las áreas de riesgo ; de esta manera los hombres encargados del control, conlas paredes de choque no podrán tener supervisión visual constante del á=-=rea ; por lo que pueden colocarse sensores ultravioleta en las áreas de ma-yor riesgo, que hacen sonar una alarma en la nave de control, en casos de -pequeños fuegos en cualquier parte de esas áreas.

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MONITORES EN AREAS EN QUE SE ENCUENTREN SUSTANCIAS PELIGROSAS:

1 .- Existe actualmente una amplia variedad de técnicas, que se emplean en instrumentos de lectura directa para monitoreo de gases y vapores, los cua--les deberían emplearse para detectar la fuga de sustancias químicas peli-grosas y para evaluar la efectividad de las medidas de control de ingeniería ; así mismo cambios en los procesos ; ó si se está exponiendo al perso-nal a cierto nivel de concentración de alguna sustancia con característi-cas toxicológicas.

2.- Otro propósito básico en el muestreo y monitoreo en ambientes ocupacio-nales, es el indicar si hay algún riesgo de explosión ó fuego por la liberación de sustancias que sean fácilmente inflamables ó explosivas.

3.- Para los gases o vapores que forman mezclas inflamables con aire u oxí-geno, hay concentraciones máximas y mínimas por arriba y abajo de las -cuales,-,no ocurre la propagación rápida de flama, en contacto con una -fuente de ignición ; éstos se conocen como límites inferior y superior -de explosividad y generalmente se expresan en términos de porcentaje envolumen.Debido a que el límite inferior de explosividad de una sustancia, es muchos cientos de veces mayor que su valor límite de umbral (TLV) en relación a su grado de toxicidad ; los detectores de gases inflamables no necesitan ser tan sensibles como los detectores de gases tóxicos ; sin em-bargo, se requiere adicionalmente que estos instrumentos sean "intrínsecamente seguros".

4.- Debe considerarse que los valores de TLV, se proporcionan tan sólo comouna guía y no son la línea de división entre concentraciones seguras y-peligrosas . Si el nivel de una sustancia se aproxima a su valor límite-de umbral ó valor de techo, ésto debe relacionarse con la indicación deque se están presentando condiciones anormales, que de persistir, pudieran salir al exterior de los límites de la planta.Los estándares de calidad del aire ambientales son generalmente, muchasveces menores que los estándares ocupacionales, por ejem : en Inglaterrase opera sobre la base de que estas concentraciones no deben exceder de1 a

1 del TLV-TWA.30

40

5.- Por lo expuesto anteriormente, se recomienda que el monitoreo para de--tectar fugas de vapores ó gases, se realice tanto en el interior de la-planta (ocupacionalmente), como en el exterior mediante instrumentos --adecuados para cada tipo de sustancia que se considere inflamable, ex--plosiva y/o tóxica, con dispositivos de alarma que indiquen que se es--tan rebasando los niveles que pudieran considerarse seguros.

6.- Una vez que se haya detectado mediante este tipo de instrumentos, la liberación de alguna de las sustancias consideradas como peligrosas, se -procederá de inmediato a atacar las causas de dicha liberación, siguiendo un plan de emergencias, conforme avance el evento ó eventos, que pu-dieran conducir a un accidente mayor ; en casos en que no sea posible --reestablecer las condiciones normales de operación del sistema fuera decontrol de inmediato .

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7 .- Los principales instrumentos de monitoreo de lectura directa de gases yvapores, pueden ser de las siguientes técnicas:

. Indicación química.

. Colorimetría.

. Infrarrojos.

. Quemiluminiscencia.

. Detectores de ionización de flama.

. Captura de electrones.

• Cromatografía de gases.Para gases y vapores inflamables, la técnica más comúnmente utilizada -es la consistente en un. sensor catalítico que cuando se calienta elec--trónicamente, quema cualquier sustancia inflamable presente aumentando-su temperatura y por lo tanto, su resistencia eléctrica ; este cambio enresistencia eléctrica se mide y es aproximadamente proporcional a la --concentración de gas . Los elementos dé este instrumento (Pellistor), --pueden hacerse sensibles a gases específicos, pero factores eléctricos-ó químicós pueden limitar su funcionamiento.

8 .- Para determinar concentraciones de polvos peligrosas, en áreas ocupaciohales, hay dos tipos de muestreos:

. Muestreo de partículas totales suspendidas.

. Muestreo de polvo respirable.Los métodos más comúnmente usados para determinar la concentración de -polvos son gravimétricos.Recientemente se han desarrollado instrumentos de lectura directa para-medir polvos totales ó respirables, utilizando una variedad de técnicascomo las de sistemas de cristal piezoeléctricoy de absorción de radia-ción ill.

9 .- Se recomienda el uso de instrumentos de medición directa para monitoreode sustancias peligrosas ; localizados en puntos estratégicos durante unperiodo de 24 horas ; cuya información deberá registrarse y validarse --estadísticamente ; con sistemas automáticos de alarmas.

Modelos de Predicción:

Deberánutilizarse modelos físicos o . matemáticos de simulación-de acci-dentes para predecir su alcance, con lo cual será posible implementar -planes de contingencia de acuerdo a la gravedad de los posibles eventosque pudieran ocurrir en determinado establecimiento.

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DISTRIBUCION DE SUSTANCIAS PELIGROSAS POR TUBERIAS.

1.- La construcción de tuberías comerciales que cruzan el País deberán auto-rizarse por la Secretaría correspondiente (SEDUE).

2.- Para decidir si se autoriza la construcción, la Secretaría deberá estu--diar la necesidad 6' no, de la tubería propuesta, tomando en cuenta los -puntos de vista de las Autoridades locales, cuerpos estatales, de los --propietarios de la tierra, residentes locales y otros grupos particula-res que pudieran se afectados.

3.- Una autorización de construcción especificará la ruta de la tubería y --los límites a los cuales la tubería debe desviarse de su ruta.

4.- Por razones de seguridad se puede :-prohibir la construcción y uso de una-tubería que no cumpla con los requisitos de:

. Métodos de construcción.

. Materiales de construcción.

. Consideración de dispositivos de seguridad.

. Profundidad de cubierta.

. Exámenes, reparación, mantenimiento, ajuste y prueba.

. Inspección de la ruta.

. Presión de operación máxima.

. Sustancia que se transporta.

13.-Los requisitos de seguridad pueden ser impuestos, pero normalmente se --formulan durante la autorización, cuando la ruta ha sido finalizada y sehan preparado los detalles de diseño.

14.-Se deberán especificar los requisitos de monitoreo, para seguridad de tuberías.

15.-Se deberá mantener contacto regular con los propietarios de tuberías y -operadores, ejerciendo control sobre todas las etapas en la vida de una-tubería.

16.-Se deberán presentar reportes de operación e inspección por lo menos unavez al año ; junto con información de lo siguiente:

. Comienzo de uso.

. Cambio de uso.

. Cese de uso.

. Recomienzo de uso.

. Abandono.

. Accidentes de fugas y/o fuego.

. Cambio de propietario.

9 .- Los propietarios de tuberías deberán estar obligados a entregar a la Se-cretaría correspondiente, mapas en que se muestren las rutas de las tuberías ; de manera que si se propone algún tipo de desarrollo en las vecin-dades de una de ellas, se puedan tomar en cuenta para decidir si se otorga permiso al desarrollo .

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10.- No deberán construirse edificios o estructuras a menos de 3 .05 m

(10 pies) de distancia de una tubería, sin el consentimiento de la Se-cretaría correspondiente.

11.- Los dueños de las tuberías deberán estar obligados a hacer arreglos conlas Autoridades del agua, brigadas de fuego, policía, bomberos, etc ., -para que sean notificadas inmediatamente de cualquier accidente que in-volucre fugas, derrames ó fuego . Este arreglo, deberá tomar la forma deun "Manual De Procedimientos De Emergencia", el cual sé-diseñará de co-mún acuerdo con la Secretaría, antes de que se comience el uso de una -tubería .

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NORMAS DE DISEÑO Y CONSTRUCCION DE TUBERIAS.

1 .- Las normas básicas practicadas son:

British Standard Code of Practice CP 2010 part 1 "Installation of Pipeli-nes in Land" ; CP 2010 part 2 "Désignand Construction of Steel Pipelines -in Land", y. el modelo del Instituto del Petróleo, "Model Code of Safe ---Practice in The Petroleum.Normas Nacionales Américanas ANSI ; "Code for Pressure Piping B .31 .4 : 1974Liquid Petroleum Transportation Pipeline Systems y B .31 .8 : 1975 Gas Transmission and Distribution Piping Systems.Todas éstas normas son de uso internacional:yy deberían consultarse para -el diseño y construcción de tuberías en que se transportan sustancias pe-ligrosas por su volatilidad y/o toxicidad.Institutos de Ingenieros Gaseros, en Europa, recomiendan que para el ----transporte y distribución de gases a alta presión se use tubería de acero(ICE/TD/I).

2.- La tubería debe diseñarse con tubo de paredes más gruesas que las que se-piden en los estándares.

3.- La máxima tensión en la tubería, debe limitarse a 60% del esfuerzo de operación mínimo especificado (EOM) de la tubería de acero, aunque la norma-B .S . CP 2010 permite tensiones de 72% de EOM para tuberías de líquido, --72% de EOM para tuberías de gas en campo abierto y 60% de EOM para tube--rías de gas cerca de construcciones . En áreas en que se sospechan riesgosde posibles daños externos, se recomienda que se incremente el espesor dela pared de la tubería a 50% del EOM.

4.- Se propone que las pruebas de presión hidrostática se lleven a cabo bajo-un procedimiento que haya sido evaluado por Autoridades en tuberías.

5.- En relación al control de calidad aplicado a tuberías desde su fabrica---ción, para cumplir con los requerimientos del Instituto del Petróleo Ame-ricano (API spec . 5 LX), cada longitud de tubo deberá sujetarse a una inspección independiente en la fábrica, para asegurar que se encuentra con--forme a las especificaciones.

6.- Las tuberías deberán ser completamente soldadas, cada soldadura deberá --examinarse radiográficamente, para descubrir defectos, aunque la norma --B .S . 4515 permite un mínimo de radiografías del 10% en circunstancias normales . Debería hacerse una auditoría de radiografiado independiente para-asegurar la eficacia de inspección.

ALGUNAS INDICACIONES SOBRE PROCEDIMIENTOS POR POSIBLE EMERGENCIA:

Basándose en experiencias pasadas, se indican a continuación algunas conside-raciones relevantes de procedimientos de emergencia:

1 .- Acciones que corresponden a la policía y bomberos:

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. Si el material se estuviera quemando, no se hará ningún intento para --extinguirlo, a menos que algunas consideraciones secundarias sean pri-mordiales, debido a que el quemado sería un buen medio de disposición.Debe prestarse atención para prevenir fuego en bosques, cosechas, etc .;el agua podría no ser apropiada para extinguir la quema de los vapores-ó gases por sí sólos.

. Si el material no estuviera quemándose, los servicios de emergencia po-drían enfrentar dificultades, debido a que la nube de vapores o gases,-puede ser invisible y porque su concentración en el extremo de la nube-puede no ser constante, sino que fluctuara con el viento, etc . ; ponien-do en peligro a las personas que pudieran ser envueltas por la nube si-el frente de ésta se mueve rápidamente.

. A menos que se haya proporcionado equipo de detección y entrenamiento -apropiado, los servicios de emergencia estarían imposibilitados hasta---que el equipo de la empresa responsable, definiera el área en peligro.

. Pueden hacerse intentos de prevención de ignición . Las instalaciones endirección y en contra del viento en la fuga pueden evaporarse, las fuentes de ignición extinguirse y prevenirse el acceso al área . La determi-nación de la velocidad del viento con la cual pudiera viajar el mate---rial en condiciones normales, mediante cualquier forma, para prevenir -ignición y advertir a la población, deberá operar rápidamente . La advertencia por carros de policía, podría ser insuficiente ; las distancias -a lo largo de la tubería podría ser significante y los carros de poli--cía ó responsables de rutina en condiciones normales podrían estar le-jos del área crítica cuando ocurriera una fuga ó tal vez, imposibilita-dos para dar un aviso rápidamente . Quizás es más importante notar, que-cuando el aviso depende de carros de policía, éstos necesitarán acercarse a la nube de vapor y pudieran encenderla con sus propios motores . Laevacuación de áreas alcanzadas por una nube de vapor podría ser posiblesólo a pie.

2 :- Acciones del equipo encargado de la empresa responsable:

. Este equipo deberá cooperar completamente con la policía y bomberos.Deberá disponerse de asesoría a estas Autoridades, por el responsable -del equipo.

. Tanto como sea posible, el contenido de una sección dañada deberá des--cargarse a través de chimeneas de mecheros (quemadores) portátiles, queel equipo conectará a las válvulas de bloqueo en las terminales de la -sección . La quema puede llevarse a cabo a 2 .8 Kg/seg aproximadamente, -de cada válvula de bloqueo.Debe tenerse cuidado de que el mechero no encienda los gases ó vapores-que se estén fugando .

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ADIESTRAMIENTO A TRABAJADORES PARA LA PREVENCION DE ACCIDENTES.

1.- La prevención de accidentes debe ser responsabilidad de todos:entrenadores, analistas, diseñadores, fabricantes,contratistas, usuarios,aseguradores, subcolaboradores etc.En un programa de prevención de accidentes, son requisitos primordiales--la actitud mental apropiada, buen juicio e información de retroalimeñtación.

2.- El personal que maneje, esté cerca ó en contacto con sustancias peligro-sas deberá estar conciente de que el equipo de protección personal, no --elimina la necesidad de que se respeten las medidas de seguridad que se -han establecido para prevenir accidentes.

- Un trabajador que lleve puesto el equipo adecuado se encontrará protegido, pero puede exponer a otras personas que se encuentren en áreas cer-canas.

3 .- El personal que maneje sustancias inflamables ó combustibles, deberá es--tar familiarizado con sus propiedades, en especial con su inflamabilidad-y contenido de sustancias tóxicas . (como en el caso del tetraetilo de plomo).

- Debe recalcarse en su adiestramiento, el peligro que representa el manejo inadecuado de estas sustancias ; así como la forma de proceder en ca-so de presentarse fugas, derrames, incendio o cualquier otro tipo de --accidente que pueda ocurrir.

4.- Deberá capacitarse para actuar en caso de accidentes, evitando exponer a-otras personas que se encuentren en ár..eas ._cercanas.

5.- Deberán recibir adiestramiento para conocer la localización, propósito --del uso y mantenimiento del equipo de protección personal.

5 .1 .- El equipo de protección debe seleccionarse con pleno conocimiento -de las condiciones existentes y del grado de riesgo que existe.

5 .2 .- El equipo de protección así como las prendas de vestir, deberán la-varse inmediatamente, cuando se hayan contaminado con estos produc-tos.

6.- Deberán,estar familiarizados con el uso y localización de los equipos contra incendios, regaderas de seguridad y fuentes lava ojos.

7.- Todos los trabajadores deberán reportar a su superior, cualquier falla, -ó anormalidad que observen en el equipo.

8.- Todo trabajo de corte o soldadura que vaya a efectuarse en equipo que ma-neje ó haya manejado estos productos, deberá estar debidamente amparado -por un permiso para trabajos peligrosos, en el cual el personal de seguridad u otro autorizado, indicará las precauciones que deberán tomarse.

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V .- ELABORACION DE NORMAS TECNICAS DE SEGURIDAD Y OPERACION PARA LA INDUS-

TRIA DEL PETROLEO Y SUS DERIVADOS, EN SU ALMACENAMIENTO, MANEJO, PROCE-

SAMIENTO Y DISTRIBUCION .

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V .- ELABORACION DE NORMAS TECNICAS DE SEGURIDAD Y OPERACION, PARA LA INDUS-TRIA DEL PETROLEO Y SUS DERIVADOS, EN SU ALMACENAMIENTO, MANEJO, PROCE-SAMIENTO Y DISTRIBUCION.

Existe internacionalmente, la necesidad de controlar ciertas actividades --industriales, debido a que incluyen el almacenamiento, manejo, transporte,-procesamiento ó distribución de sustancias que se consideran peligrosas, --por presentar características de inflamabilidad, explosividad ; de dónde pueden presentarse incidentes, conectados con un desarrollo incontrolado talescomo liberación, fuego y/o explosión ; que implican un peligro serio inmediato ó retardado para el hombre y/o el ambiente.

De esta manera, se ha determinado en muchos paises, que se deberá informar-a las Autoridades competentes sobre el comportamiento físico y químico, de-dichas sustancias durante las diversas actividades en que se encuentren ; --así como la manera en que podrían transformarse ó presentarse si ocurriera-un evento anormal.

Antes de pensar en las acciones de contigencia-para evitar el dañar a una -población determinada, flora y/o fauna, una vez que ha ocurrido un acciden-te ; debe pensarse en que existe una serie de experiencias recopiladas, so--bre los factores preponderantes que han dado origen a accidentes en el pasado ; que en conjunto, con el desarrollo de mejores prácticas industriales, -han reducido las pérdidas de materiales, por razones económicas ; así como -minimizado los riesgos que representan ; los cuales se han integrado en Nor-mas y códigos de Seguridad Internacionales, que son continuamente consulta-dos y mejorados con nuevas experiencias, derivadas de los avances tecnológicos.

Debe enfatizarse que al analizar los riesgos que representan las activida-des que se desarrollan en la industria petroquímica ; aquéllos que deben to-marse en cuenta en la elaboración de una norma ambiental, son los que pue--den dar origen a accidentes potenciales ó reales que se consideren mayores;éstos se distinguen de otros accidéntes, por la severidad de sus consecuen-cias, por el número de ellos ó por la extensión física del daño ; por lo quepara hablar de un accidente mayor, se deben cumplir con las siguientes con-diciones:

. Que lleve a un peligro serio a un cierto grupo poblacional ó al ambiente-externo de una planta.

. Que resulte de eventos fuera de control, de una actividad industrial.

. Que involucre una ó más sustancias peligrosas.

Similarmente, deberán considerarse emisiones mayores, que se referirán a --una liberación relativamente grande, repentina, al ambiente externo, de unasustancia peligrosa, de su contenedor normal.

Se pretende mediante la elaboración de estas normas, tener las bases lega--les y técnicas que permitan realizar la Administración de los riesgos mayo-res, que se derivan de la industria petroquímica ; mediante su identifica---ción, análisis, evaluación y minimización.

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En este trabajo, se recopilaron las medidas de seguridad que se considera--ron de mayor importancia, en relación con los riesgos que representan la --presencia y operación de plantas petroquímicas, con respecto a los asenta-mientos humanos ó cualquier otro tipo de actividad que se efectué en áreas-cercanas a estas instalaciones ; así como de la flora y fauna ; debido a la -posibilidad de que se registren fugas y derrames de sustancias peligrosas.

Estas medidas de seguridad, referentes a la ingeniería y operación apropia-das, para cada actividad ; deben constituir una primera base técnica, para -la elaboración de las Normas de Seguridad, que deberán observarse, para pre

venir, en lo posible, accidentes que pudieran rebasar los límites de las --instalaciones de Pemex.

Las actividades aquí identificadas y las medidas de prevención de acciden--tes recomendadas, deben ser analizadas, discutidas y aprobadas, en conjuntocon los especialistas, del área de seguridad de Pemex ; con el objeto de quesean realistas y adaptadas a las condiciones de nuestro País ; ya que como -se dijo anteriormente, éstas provienen de experiencias que en su mayoría --son extranjeras.

Una vez efectuado lo anterior, se les dará la sustentación jurídica necesa-ria, de acuerdo a la "Ley General Del Equilibrio y la Protección Al Ambien-te" ; para hacer posible su observancia, mediante el personal capacitado pa-ra ello, dentro de la Secretaría y demás organismos gubernamentales involu-crados, que deberán actuar coordinadamente.

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