VIT_GTA_G_395 Guia Análisis de Riesgo Tecnológico

GUIA DE ANÁLISIS DE RIESGO TECNOLÓGICO PARA EL SECTOR HIDROCARBUROS GERENCIA TÉCNICA DE ACTIVOS - VICEPRESIDENCIA DE TRANSPORTE Y LOGÍSTICA ECOPETROL S.A

CODIGO VIT-GTA-G-395

Elaborado 10/07/2013

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Contenido 1 2 3 4

OBJETIVO OBJETIVO .................................. ................................................. ................................. .................................... ................................. ................................. ..................... ... 3 GLOSARIO GLOSARIO .................................... ................................................... ................................. .................................... ................................. ................................. .................. 3 CONDICION CONDICIONES ES GENERALES GENERALES .................................. ................................................... ................................... ................................. ............................ ............. 6 DESARROLLO DESARROLLO ................................... .................................................. ................................. ................................... ................................. ............................... ............... 6 4.1 IDENTIFICACIÓN DE ESCENARIOS ................................................................................ 6 4.1.1 Selección de sustancias ......................................................................................... 6 4.1.2 Descripción de la infraestructura y el proceso. .......................................................... 8 4.1.3 Identificación de iniciadores ................................................................................... 8 4.1.4 Identificación de sucesos finales ........................................................................... 10 4.2 CAUSAS DE FALLA Y FRECUENCIAS DE LOS INICIADORES INICIADORES.................. ......... .................. .................. .................. ........... 13 4.2.1 Identificación y evaluación de las causas de falla fal la en sistemas de ductos .................. ......... ............ ... 13 4.2.2 Identificación y evaluación de las causas de falla fal la en áreas de proceso ................. ........ ................ ....... 18 4.2.3 Reporte de Resultados Susceptibilidad Amenazas .................................................... 19 4.2.4 Frecuencias de los iniciadores.................. ......... ................... ................... .................. .................. .................. .................... ............... .... 19 4.3 PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE LOS SUCESOS FINALES .......................................... 29 4.3.1 Probabilidad de ignición inmediata (P1) ................................................................. 30 4.3.2 Probabilidad de ignición retardada (P2).................. ......... .................. .................. ................... ................... ................... ............ 31 4.3.3 Probabilidad de BLEVE / bola de fuego (P3) ............................................................ 32 4.3.4 Probabilidad de explosión (P4) ............................................................................. 32 4.3.5 Probabilidad de formación de atmósfera asfixiante (P5)............................................ 32 4.3.6 Estimación de la frecuencia del suceso suceso final .................. ......... .................. ................... ................... .................. .............. ..... 32 4.4 ESTIMACION DEL ÁREA DE AFECTACIÓN...................................................................... 33 4.4.1 Condiciones para el modelamiento ........................................................................ 33 4.4.2 Criterios para la estimación de descargas descargas.................. ........ ................... .................. ................... ................... ................. ........ 45 4.4.3 Distancias de afectación directa ............................................................................ 50 4.4.4 Distancias de afectación indirecta ......................................................................... 55 4.4.5 Áreas de afectació afectación n ................................. ................................................... .................................... ................................. ....................... ........ 60 4.5 IDENTIFICACIÓN DE ELEMENTOS VULNERABLES ........................................................... 61 4.5.1 Asentamientos Humanos ..................................................................................... 61

Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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4.5.2 Infraestructura Social .......................................................................................... 62 4.5.3 Actividad Productiva ........................................................................................... 62 4.5.4 Bienes de Interés Cultural.................................................................................... 63 4.5.5 Empresas e infraestructura que maneje sustancias peligrosas .................. ......... .................. ................. ........ 63 4.5.6 Acuíferos Acuíferos................................. ................................................. ................................. ................................... ................................. ....................... ........ 64 4.5.7 Áreas Ambientales Sensibles ................................................................................ 64 4.5.8 Sitios de captación de agua.................................................................................. 65 4.6 ANALISIS ANALISIS DEL RIESGO RIESGO ............................................... ................................................................. ................................... ............................. ............ 65 4.6.1 Riesgo Riesgo ambiental ambiental..................................... ....................................................... .................................... ................................. ....................... ........ 66 4.6.2 Riesgo socioeconómico ........................................................................................ 68 4.6.3 Riesgo Riesgo Individual Individual........................................ .......................................................... .................................... ................................. .................... ..... 72 4.6.4 Riesgo Riesgo Social Social .................................... ................................................... ................................. .................................... ................................ .............. 74 4.6.5 Criterios de Tolerabilidad ..................................................................................... 75 5 CONTINGEN CONTINGENCIAS CIAS ................................... ................................................... .................................. ................................... ................................. ....................... ....... 78 6 ANEXOS ANEXOS .................................... ................................................... ................................. .................................... ................................. ................................. .................... 78 Anexo 1. Sustancias a considerar en el análisis de riesgo de acuerdo con su peligrosidad ................. ......... ........ 81 Anexo 2. Descripción de la infraestructura ................................................................................ 83 Anexo 3. Cuantificación de probabilidades y frecuencia de eventos ............. .................. ......... ................... ............... ..... 119 Anexo 4. Probabilidades típicas de ignición para diferentes fuentes ................. ........ .................. .................... .................... ......... 135 Anexo 5. Método GOD para análisis vulnerabilidad acuíferos ................. ........ .................. .................. .................... .................... ......... 136 Anexo 6. Límites de exposición permisibles por contaminación con hidrocarburos en .................. ......... ............. .... 140 agua y suelo suelo ................................. ................................................. ................................. ................................... ................................. ................................. ..................... ...140 Anexo 7. Constantes Probit para sustancias tóxicas ................................................................... 141 Anexo 8. Elementos vulnerables componente ambiental ................... .......... .................. .................. .................. ................... ............... ..... 143 Anexo 9. Valoración riesgo ambiental ...................................................................................... 150 Anexo 10. Valoración riesgo socioeconómico ............................................................................ 151 Anexo 11. Causas de Falla ..................................................................................................... 153 7 REFERENCIA REFERENCIAS S ................................. ................................................. .................................. ................................... ................................. ............................ ............ 169


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4.5.2 Infraestructura Social .......................................................................................... 62 4.5.3 Actividad Productiva ........................................................................................... 62 4.5.4 Bienes de Interés Cultural.................................................................................... 63 4.5.5 Empresas e infraestructura que maneje sustancias peligrosas .................. ......... .................. ................. ........ 63 4.5.6 Acuíferos Acuíferos................................. ................................................. ................................. ................................... ................................. ....................... ........ 64 4.5.7 Áreas Ambientales Sensibles ................................................................................ 64 4.5.8 Sitios de captación de agua.................................................................................. 65 4.6 ANALISIS ANALISIS DEL RIESGO RIESGO ............................................... ................................................................. ................................... ............................. ............ 65 4.6.1 Riesgo Riesgo ambiental ambiental..................................... ....................................................... .................................... ................................. ....................... ........ 66 4.6.2 Riesgo socioeconómico ........................................................................................ 68 4.6.3 Riesgo Riesgo Individual Individual........................................ .......................................................... .................................... ................................. .................... ..... 72 4.6.4 Riesgo Riesgo Social Social .................................... ................................................... ................................. .................................... ................................ .............. 74 4.6.5 Criterios de Tolerabilidad ..................................................................................... 75 5 CONTINGEN CONTINGENCIAS CIAS ................................... ................................................... .................................. ................................... ................................. ....................... ....... 78 6 ANEXOS ANEXOS .................................... ................................................... ................................. .................................... ................................. ................................. .................... 78 Anexo 1. Sustancias a considerar en el análisis de riesgo de acuerdo con su peligrosidad ................. ......... ........ 81 Anexo 2. Descripción de la infraestructura ................................................................................ 83 Anexo 3. Cuantificación de probabilidades y frecuencia de eventos ............. .................. ......... ................... ............... ..... 119 Anexo 4. Probabilidades típicas de ignición para diferentes fuentes ................. ........ .................. .................... .................... ......... 135 Anexo 5. Método GOD para análisis vulnerabilidad acuíferos ................. ........ .................. .................. .................... .................... ......... 136 Anexo 6. Límites de exposición permisibles por contaminación con hidrocarburos en .................. ......... ............. .... 140 agua y suelo suelo ................................. ................................................. ................................. ................................... ................................. ................................. ..................... ...140 Anexo 7. Constantes Probit para sustancias tóxicas ................................................................... 141 Anexo 8. Elementos vulnerables componente ambiental ................... .......... .................. .................. .................. ................... ............... ..... 143 Anexo 9. Valoración riesgo ambiental ...................................................................................... 150 Anexo 10. Valoración riesgo socioeconómico ............................................................................ 151 Anexo 11. Causas de Falla ..................................................................................................... 153 7 REFERENCIA REFERENCIAS S ................................. ................................................. .................................. ................................... ................................. ............................ ............ 169


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OBJETIVO

Proveer un marco de referencia para elaborar los análisis de riesgo aplicables a las actividades de producción, transporte de hidrocarburos, almacenamiento y procesamiento de hidrocarburos, que permita estandarizar los criterios y lineamientos para llevar a cabo el análisis del riesgo tecnológico, lograr objetividad en el ejercicio de análisis aná lisis y obtener trazabilidad en los resultados de éste. Su alcance involucra accidentes industriales de tipo tecnológico que se pueden presentar en infraestructura Onshore y algunos aspectos para la infraestructura Off-shore. Igualmente, aunque el alcance no incluye todo el análisis de riesgo para infraestructura Off-shore, se podrá utilizar uti lizar el mismo esquema definido en esta guía bajo la particularidad de la operación Off-shore y su entorno. 2

GLOSARIO

ACCIDENTE MAYOR: Evento significativo que exige una respuesta más allá de la rutina, como resultado de un proceso no controlado durante el funcionamiento de cualquier instalación y que su afectación puede sobrepasar los límites de la instalación. AIHA: American Industrial Hygienists Association. Organización profesional con sede en USA (Fairfax, Virginia) dedicada a servir a las necesidades de la salud ocupacional y ambiental, así como a los profesionales de la Higiene Industrial. www.aiha.org AEGL (Acute Exposure Guideline Levels): Niveles de concentración máximos en el aire establecidos por la EPA como guía para manejo de emergencias por exposición aguda o de corto tiempo a ciertas sustancias críticas. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DEL RIESGO: Implica la consideración de las causas y fuentes del riesgo, sus consecuencias y la probabilidad de que dichas consecuencias puedan ocurrir. Es el modelo mediante el cual se relaciona la amenaza y la vulnerabilidad de los elementos expuestos, con el fin de determinar los posibles efectos sociales, económicos y ambientales y sus probabilidades. Se estima el valor de los daños y las pérdidas potenciales, y se compara con criterios de seguridad establecidos, con el propósito de definir tipos de intervención y alcance de la reducción del riesgo y preparación para la respuesta y recuperación. ARBOL DE EVENTOS: Un diagrama lógico de combinaciones de ocurrencia y no-ocurrencia de los eventos, utilizado para identificar secuencias de accidentes que conducen a todas las posibles consecuencias dado un suceso iniciador. ÁREA ADMINISTRATIVA: Edificaciones destinadas al uso de oficinas y servicios asociados. AREA DE AFECTACION DIRECTA: es el área de posible afectación por sucesos finales que se originan y desarrollan su efecto directamente en el sitio en el que se produce la pérdida de contención del producto.


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AREA DE AFECTACION INDIRECTA: es el área de potencial afectación por sucesos finales que se originan en una trayectoria o ruta de derrame o, a partir de estancamientos o acumulaciones de producto retirado del sitio donde se originó el evento. ÁREA OPERATIVA: Instalaciones industriales en las que se desarrollan procesos para el manejo o Transformación de productos, objeto de una actividad. ATMOSFERA ASFIXIANTE (código - AA): tipo de atmosfera peligrosa que se presenta cuando un gas no inflamable ni tóxico logra desplazar o reducir la concentración normal del oxígeno por debajo del mínimo requerido para mantener la vida humana. BLEVE-Bola de fuego ( Boiling Liquid Expanding Vapor Explosion - código BL): Se refiere a la bola de fuego que se produce por el estallido súbito y total, por calentamiento externo, de un recipiente que contiene un gas inflamable licuado a presión, cuando el material de la pared pierde resistencia mecánica y no puede resistir la presión interior. La bola de fuego solamente presenta efectos térmicos mientras que la BLEVE involucra efectos mecánicos y térmicos. CAUSA: Evento que origina otro evento, fenómeno, acción o situación. CHORRO DE FUEGO (jet fire – código JF): Llama estacionaria y alargada (de gran longitud y poca amplitud) provocada por la ignición de un chorro turbulento de gases o vapores combustibles. DAÑO: Alteración con consecuencias negativas sobre personas, comunidad, medio ambiente o bienes. DERRAME: Vertimiento accidental de un producto líquido. DISPERSION (código – DIS): Evolución de una nube de gas tóxica o inflamable en la atmósfera que en función de las condiciones meteorológicas se extiende y desplaza mientras se va diluyendo. DISTANCIA DE AFECTACIÓN: Longitud dentro de la cual los elementos vulnerables son susceptibles de ser impactados como desenvolvimiento de un suceso final asociado a un evento. EC50 (Effective Concentration) es la concentración de la sustancia que produce una respuesta igual a la mitad de la respuesta máxima para el 50 por 100 de la población. EFECTO: Evento, condición o acción que puede alterar un área o elemento. ELEMENTO VULNERABLE: Personas, medio ambiente o bienes que puedan sufrir daño como consecuencia de un accidente mayor. EMISIÓN: Descarga de una sustancia o elemento al aire, en estado sólido, líquido y/o gaseoso. EPA: Environmental Protection Agency. Agencia del gobierno norteamericano encargada de establecer las regulaciones para protección de la salud y el ambiente y exigir su cumplimiento en Estados Unidos. www.epa.gov. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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ERPG (Emergency Response Planning Guides): Límites tipo techo establecidos por la AIHA como guía para planeación de la respuesta a emergencias por liberación de sustancias químicas en el aire. Se utilizan para protección de casi todos los individuos en ambientes ocupacionales. ESTABILIDAD ATMOSFÉRICA DE PASQUILL: Clasificación para calificar la estabilidad de la atmósfera, indicado por una letra que va de A para muy inestable, hasta F para estable. ESCAPE: Liberación accidental de un producto gaseoso, por pérdida de contención EXPLOSION (código – EXP): Es una súbita liberación de gas a alta presión en el ambiente. Según su naturaleza las explosiones se pueden clasificar en físicas y en químicas FRACCION ADIABATICA: Fracción de líquido que se evapora instantáneamente en la despresurización súbita en condiciones adiabáticas, es decir donde no hay transferencia de calor. INCENDIO DE PISCINA (pool fire – código PF): Combustión estacionaria con llama de difusión del líquido de un charco de dimensiones conocidas (extensión), que se producen en un recinto descubierto. INDIVIDUOS HIPERSUCEPTIBLES: Grupo de individuos en los cuales la exposición a un nivel de sustancia determinado, da por resultado una respuesta aumentada en comparación con la gran mayoría de los sujetos. INICIADOR: suceso que postula la pérdida de contención o la ignición de vapores de hidrocarburos o sustancias peligrosas, que da origen a una cadena de eventos subsecuentes que desencadenan en un suceso final. INSTALACIÓN: Área o predios dentro de los cuales se realiza una operación de carácter privado (Ej: una planta, un terminal, un edificio, un piso de un edificio). LC50 (Lethal Concentration) es la concentración de la sustancia a la cual el 50 por 100 de la población expuesta a esta concentración muere. LII: Límite inferior de inflamabilidad; debajo de esta concentración la concentración de gas inflamable en el aire es muy baja para mantener la combustión. LLAMARADA (flash fire – código FF): Llama progresiva de difusión, de baja velocidad. No produce ondas de presión significativas. Suele estar asociada a la dispersión de vapores inflamables a ras de suelo. Cuando éstos encuentran un punto de ignición, el frente de la llama generado se propaga hasta el punto de emisión, barriendo y quemando toda la zona ocupada por los vapores en condiciones de inflamabilidad NEGOCIO: Actividad que se realiza con el mismo propósito general (Ej: exploración, producción, transporte, refinación, etc.). NIVEL DE AMENAZA: Probabilidad de que se presente un efecto de daño. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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NIVEL DE RIESGO: Valor cuantificado de probabilidad de un tipo de daño que un evento, o actividad puede ejercer sobre una persona, área o elemento. RIESGO: Producto de combinar la probabilidad de que un evento específico indeseado ocurra y la severidad de las consecuencias. SISTEMA: Infraestructura que reúne diferentes facilidades con un mismo fin operativo (Ej: Campo de Producción, sistema de transporte). SUCESO FINAL: Evento no controlado capaz de producir daño sobre las personas, un área o un elemento. Cuando el daño se materializa, pasaría a ser un accidente. SUSTANCIA PELIGROSA: toda sustancia inflamable, explosiva, tóxica para la salud humana, y peligrosas para el medio ambiente, con las características que se indican en el Anexo 1. UVCE (Unconfined Vapour Cloud Explosions): Explosión de vapor no confinada. VULNERABILIDAD: Factor interno de un sujeto, objeto o sistema expuesto a una amenaza, que corresponde a su disposición intrínseca a ser dañado. 3

CONDICIONES GENERALES

Aplica a la elaboración de los análisis de riesgos de accidentes industriales a desarrollar por parte de cualquier área de Ecopetrol S.A. 4

4.1

DESARROLLO IDENTIFICACIÓN DE ESCENARIOS

4.1.1 Selección de sustancias Para la elaboración del análisis de riesgo, se deben considerar todas las sustancias peligrosas presentes en las instalaciones, ya sea que se produzcan, transporten, utilicen, manipulen, transformen o almacenen. Entendiéndose como peligrosas, aquellas sustancias inflamables, tóxicas, explosivas, que reaccionan violentamente con el agua y perjudiciales para el medio ambiente, que cumplan con alguna de las clasificaciones que se indican en el Anexo 1. Sustancias a considerar en el análisis de riesgo de acuerdo con su peligrosidad . Las sustancias identificadas al igual que sus principales características de peligrosidad y cantidad presente en las instalaciones deben documentarse utilizando el formato de la Tabla 1, clasificándolas por orden según sus propiedades de acuerdo al listado del Anexo 1. Sustancias a considerar en el análisis de riesgo de acuerdo con su peligrosidad . Para sustancias que tengan más de una clasificación se listara solamente una vez en la categoría que primero aparezca.


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4.1.1.1 Criterios para reducir las sustancias a incluir dentro del análisis de riesgo Con el propósito de reducir el número de sustancias a incluir en el análisis de riesgo y considerar solamente aquellas que en realidad contribuyen al riesgo, se pueden aplicar las siguientes consideraciones:

Tabla 1. Hidrocarburos o sustancias peligrosas manejadas

Nombre

Código

Cantidad presente (ton)1

Clasificación EU (Frases R)

Número UN

Rombo de Seguridad

Nota 1: La cantidad presente en las instalaciones se refiere al total de las cantidades utilizadas en proceso, las presentes en zonas de almacenamiento y las retenidas en tuberías. El código corresponde al código asignado para la identificación de la sustancia en el análisis.

•

•

•

Forma física de la sustancia: Sustancias en estado sólido a condiciones normales que no puedan dar lugar a un escape suficiente para el desarrollo de un accidente que altere las condiciones normales de operación de la infraestructura en cuestión, se pueden descartar. Almacenamiento y cantidades: Las sustancias empaquetadas o contenidas en forma y cantidades de manera que el mayor escape posible no pueda dar lugar a un accidente grave se pueden descartar. Localización y cantidades: Sustancias presentes en cantidades y a distancias de otras sustancias tales que no puedan crear un accidente por sí mismas o puedan iniciar un accidente grave que involucre otras sustancias se pueden descartar.

4.1.1.2 Criterios para la selección de las sustancias a modelar En el caso de tener sustancias con igual clasificación (e.g. igual número de inflamabilidad o frase de riesgo), se podrá seleccionar una sola sustancia representativa para efectuar la modelación de consecuencias. En el caso de sustancias inflamables se deberá elegir la más volátil. En el caso de Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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sustancias tóxicas, se deberá hacer un análisis teniendo en cuenta su toxicidad y volatilidad, de forma tal que si se quiere realizar la reducción de sustancias deberá seleccionarse la que resulte en un peor escenario. Algunos ejemplos de aplicación son: Equipos que operan con diferentes sustancias se modela con la sustancia que represente mayor peligrosidad por clasificación. Un área de almacenamiento con diferentes tanques se modela con la sustancia que represente mayor peligrosidad por clasificación; entre otros. Finalmente, para cada una de las sustancias seleccionadas se debe adjuntar la ficha de seguridad, la cual debe contener la clasificación de peligrosidad de acuerdo con el rombo de seguridad (Norma NFPA 704 y/o Clasificación DOT) o la clasificación europea (Reglamento 1272 de 2008 de la Unión Europea). En el caso de hidrocarburos o mezclas, la ficha debe contener información respecto a su composición y propiedades fisicoquímicas. 4.1.2 Descripción de la infraestructura y el proceso. Se debe realizar la descripción de la infraestructura y de la operación identificando todos los equipos, sus dimensiones y condiciones de operación, los tiempos y sustancias con que operan. Las tablas para relacionar los datos de la infraestructura se adjuntan en el Anexo 2. Descripción de la infraestructura. Adicionalmente, se requiere precisar los sectores de la infraestructura por áreas, para lo cual se deberá adjuntar un plano con distribución en planta (Layout) de la instalación o un diagrama de procesos. 4.1.3 Identificación de iniciadores Los iniciadores representan las situaciones iniciales de pérdidas de contención o exposición que se pueden presentar en los diferentes equipos y deben incluirse en el análisis de riesgo. Los iniciadores pueden ser de dos tipos, genéricos o específicos. Los iniciadores genéricos, involucran una pérdida de contención debido a causas no específicas del proceso u operación, como pueden ser corrosión, errores de construcción, fallas de la soldadura, etc. Los iniciadores específicos se caracterizan por tener causas concretas debido a las condiciones de proceso, el diseño, los materiales util izados, etc. 4.1.3.1 Iniciadores genéricos Para la elaboración del análisis de riesgo se deben incluir todos los iniciadores genéricos que se presentan en la Tabla 2 para cada equipo o elemento que contenga u opere con alguna de las sustancias seleccionadas en el numeral 4.1.1. Tabla 2. Iniciadores genéricos

Equipo o Elemento Tuberías (Líneas de transferencia de pozos, troncales, mangueras (submarinas, flotantes y de carga), brazos de carga y descarga, líneas submarinas, tuberías de transporte y demás tuberías internas y externas).

Tipo de Pérdida de contención o Exposición • • •

G1 Rotura total (100% del diámetro) G2 Rotura parcial (20% del diámetro) G3 Rotura mínima (1/4”)


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Equipo o Elemento

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Tipo de Pérdida de contención o Exposición

Bombas Compresores Trampas de raspadores, sistemas de medición y filtración. Tea Recipientes, áreas de proceso (reactor, columna de destilación, filtro, intercambiadores de calor, etc.)

•

• •

•

Tanque de almacenamiento atmosférico

• • •

Tanque de almacenamiento a presión

• •

Sumideros, separadores, trampas de grasa Carrotanques

• • • •

Convoy de transporte fluvial

Buque tanques (transporte marítimo)

• • •

G1 Descarga máxima eventual con expulsión de líquido (Se considerara tres veces la descarga normal durante un minuto). G1 Fuga instantánea de todo el contenido. G2 Fuga continúa por la conexión de mayor diámetro. En caso de una operación bifásica, se debe analizar las 2 fases. G3 Fuga continua por un orificio de ¼” G1 Fuga de todo el contenido G2 Incendio en la superficie de tanque G1 Fuga instantánea de todo el contenido (rotura catastrófica) G2 Fuga continua por la conexión de mayor diámetro G3 Fuga continua por un orificio de ¼” G1 Incendio en la superficie expuesta G1 Fuga instantánea de todo el contenido G2 Fuga de todo el contenido por la conexión de mayor diámetro G1 Vertimiento total de un bote (la totalidad de las bodegas) G2 Vertimiento parcial de un bote (vertimiento de 2 bodegas) G1 Vertimiento del 50% de la capacidad de la embarcación G2 Vertimiento total de una bodega

Nota: La duración de las fugas depende de tiempo de respuesta de la operación. Para mayor ilustración, véase el numeral 4.4.2.1.2.

Se puede hacer agrupación de equipos con características de operación similares (capacidad, tipo de sustancia que maneja, condiciones de temperatura y presión). El objetivo de esta agrupación es simplificar la modelación de consecuencias. Por ejemplo, para un área de almacenamiento de hidrocarburos la estimación de consecuencias se puede hacer para el tanque más representativo en términos del volumen y peligrosidad de la sustancia, cuyo resultado se puede tomar para los demás tanques del área en cuestión. 4.1.3.2 Iniciadores específicos


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Para la elaboración del análisis de riesgo se deben incluir los diferentes iniciadores específicos que se puedan presentar en las instalaciones. Los iniciadores específicos se pueden identificar mediante: •

•

Ejercicios previos actualizados (que incluyan la infraestructura actual al momento de realización / actualización del Plan de Emergencia), de análisis de riesgo en proceso realizados por la operación mediante el uso de herramientas tales como (HAZOPS, What if?, FMEA). Talleres con personal de la operación.

Algunos ejemplos de iniciadores específicos a considerar dependiendo de las instalaciones y el proceso son: S1 Sobrellenado de tanques. S2 Reacciones fuera de control (runaway). S3 Explosión mecánica de recipientes de proceso. S4 Fuga de todo el contenido de un recipiente y posterior reacción con agua, generando gases tóxicos y/o inflamables. Este iniciador aplica en el caso de sustancias que al reaccionar con agua puedan generar este tipo de gases. Como resultado de la identificación de iniciadores se deberá diligenciar la Tabla 3 con los iniciadores genéricos y específicos a evaluar en cada equipo según el área al que pertenezca. Tabla 3. Identificación de iniciadores a evaluar

Equipo / Elemento / Abscisado

Iniciador Genérico (G) / Iniciador Específico (S)

Descripción del Iniciador

Área [Nombre del área] Sistemas de Ductos [Nombre del sistema] km1-km2 Nota: para los equipos o elementos de proceso (tanques, bombas, etc), incluya el nombre y el TAG del equipo o facilidad, para asegurar la trazabilidad durante el análisis de riesgo

4.1.4 Identificación de sucesos finales La identificación de los sucesos finales que pueden tener lugar después de que se da el iniciador, se debe realizar utilizando los árboles de eventos o sucesos. Dichos árboles permiten ver el comportamiento de la sustancia tras la descarga y estimar la probabilidad de ocurrencia de cada suceso final, teniendo en cuenta los sucesos intermedios que condicionan la evolución del iniciador hasta el suceso final. Los árboles de sucesos a emplear dependiendo del tipo de descarga (el cual está relacionado directamente con el iniciador) son los que se presentan en la Figura 1 y Figura 2.


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Figura 1 Árbol de sucesos para una descarga continúa


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Figura 2. Árbol de sucesos para una descarga instantánea

La probabilidad de ocurrencia de cada uno de los sucesos intermedios depende de varios factores, entre ellos las características de la sustancia, la cantidad involucrada y el tipo de infraestructura. Las probabilidades a emplear para el análisis de riesgos se presentan en el numeral 4.3. En el caso de que la sustancia sea inflamable y tóxica, el suceso final de dispersión de los árboles de eventos anteriores debe considerarse como una dispersión tóxica y la probabilidad de formación de una atmósfera asfixiante será igual a 0. En el caso de que solo sea inflamable, la dispersión ha de considerar la formación de una atmósfera asfixiante. Los sucesos finales producto del ejercicio se deben relacionar en la Tabla 4. La definición conceptual de los sucesos finales y el código de identificación se encuentran descritos en el glosario. Tabla 4. Identificación de escenarios Coordenadas Planas

(Magna Sirgas Origen Bogotá)

N

W

Código Escenario (xxx/yyy/zzz) Pk200pk300/G1/GAS

Equipo / Abscisado

Pk200-pk300

Iniciador G1: Rotura total (100% del diámetro)

Sustancia

Gasolina


Suceso Final Incendio de chorro Incendio de piscina

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CODIGO VIT-GTA-G-395 Coordenadas Planas

(Magna Sirgas Origen Bogotá)

N

W

Código Escenario (xxx/yyy/zzz)

Elaborado 10/07/2013 Equipo / Abscisado

Iniciador

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Sustancia

Suceso Final

Notas de la Tabla 4: Código del escenario XXX: Equipo (instalaciones fijas) o abscisado (tramo que comprende el sistema de transporte) • • YYY: Código del iniciador de acuerdo con la Tabla 2. • ZZZ: Código de la Sustancia (de acuerdo con la Tabla 1) • Sustancia Nombre completo de la sustancia • Iniciador Descripción del iniciador, con código (G ó S) y el nombre • Equipo/Abscisado • Si es equipo describe el nombre del equipo con su TAG Si es sistema de transporte relaciona el tramo abscisado PK(A) – PK(B) en el cual se aplican los • iniciadores Suceso final Relaciona los nombres de los posibles sucesos finales asociados al escenario • 4.2

CAUSAS DE FALLA Y FRECUENCIAS DE LOS INICIADORES

4.2.1 Identificación y evaluación de las causas de falla en sistemas de ductos Las posibles amenazas que pueden afectar la integridad de un sistema de ductos fijo de hidrocarburos y producir una pérdida de contención, se pueden clasificar en nueve grandes grupos, así: • • • • • • • • •

Corrosión exterior Corrosión interior Agrietamiento – Corrosión bajo tensión (SCC) Fallas operacionales Erosión Fatiga Daños por terceros involuntarios Daños por terceros voluntarios Clima y fuerzas externas (causas naturales / movimiento de tierra)

Para la valoración de estas amenazas y la gestión de integridad del sistema de transporte, la Vicepresidencia de Transporte y Logística de Ecopetrol S.A. a través de la Gerencia de Integridad realiza periódicamente programas de Inspección Basada en Riesgos (RBI por sus siglas en inglés), los Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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cuales permiten valorar la susceptibilidad de la tubería teniendo en cuenta las nueve amenazas mencionadas anteriormente; la forma de realizar estas evaluación se resume en el Anexo 11. Causas de Falla. A continuación se describen de manera general cada uno de los grupos de amenazas así como las variables que se tienen en cuenta al momento de realizar su valoración; Ecopetrol S.A. suministrará el resultado de la evaluación de cada causa de falla que será usado para el análisis de riesgos; en casos en los que Ecopetrol S.A. no cuente con la información a suministrar para el análisis de riesgos, se deberá realizar trabajo de campo para identificar y evaluar las causas de falla. En el Anexo 11. Causas de Falla, se presenta un resumen de las metodologías que se deberán aplicar en aquellos casos en los que no sea suministrada la información de Causas de Falla, por parte de Ecopetrol S.A. 4.2.1.1 Corrosión exterior Cuando una tubería se instala en el suelo, típicamente desarrolla sitios anódicos y catódicos, los cuales fueron formados durante el proceso de fabricación del acero, el ambiente circundante, otras instalaciones enterradas, estructuras que transportan corriente DC, y otros factores. La tubería por sí misma es el conductor metálico y el suelo es el electrolito. Típicamente, la corrosión externa en tuberías se puede clasificar como “corrosión generalizada” o “como localizada (picadura), pudiendo ser ésta última aislada o generalizada. La información para evaluar esta amenaza está en el Anexo 11. Causas de Falla. La valoración de esta amenaza será desarrollada por Ecopetrol S.A. y los resultados de esta valoración serán suministrados según cada caso de estudio. En caso que no se cuente con la información necesaria para hacer la valoración, se debe desarrollar en su totalidad por el usuario. 4.2.1.2 Corrosión interior La corrosión interna sigue los mismos principios básicos que la corrosión externa. Los productos refinados del petróleo y el crudo pueden contener bacterias, agua, contaminantes químicos y desechos que pueden crear un ambiente corrosivo en el interior de la tubería. Al igual que la corrosión externa, las picaduras localizadas y la corrosión generalizada son formas típicas de ataque de corrosión. La información para evaluar esta amenaza está en el Anexo 11. Causas de Falla. La valoración de esta amenaza será desarrollada por Ecopetrol S.A. y los resultados de esta valoración serán suministrados según cada caso de estudio. En caso que no se cuente con la información necesaria para hacer la valoración, se debe desarrollar en su totalidad por el usuario. 4.2.1.3 Agrietamiento – Corrosión bajo tensión (SCC) El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo (SCC) es una forma de agrietamiento en la cual pequeñas grietas se alargan y se profundizan lentamente, en un periodo de años. Las grietas individuales, que pueden ocurrir en colonias, pueden eventualmente unirse para formar grietas más grandes. El SCC puede estar presente en tuberías por muchos años sin causar problemas, pero una vez que una grieta se vuelve lo suficientemente grande, puede ocurrir un escape o ruptura en la tubería. Se deben presentar tres condiciones para que ocurra SCC: un material susceptible, un ambiente conductivo y un esfuerzo de tensión. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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1) Material. Todos los aceros comúnmente usados en tuberías de transporte de hidrocarburos son susceptibles a SCC, aunque tal susceptibilidad puede aumentar con el esfuerzo de tensión. 2) Ambiente. Formas específicas de SCC están asociadas a terrenos específicos y tipos de suelos, particularmente aquellos que tienen condiciones alternantes húmedas y secas, y aquellos que tienden a deteriorar o desprender los revestimientos. Aunque el SCC puede darse en casi todos los tipos de suelo, se puede evitar aislando la electroquímica local del ambiente que rodea a la superficie de la tubería, mediante la aplicación de revestimientos. 3) Nivel de esfuerzo. La susceptibilidad a SCC se incrementa con el nivel de esfuerzo, aunque puede no existir un límite inferior del nivel de esfuerzo. Pueden ocurrir niveles de esfuerzo conductivos en discontinuidades estructurales locales, por ejemplo en bordes de soldadura o en sitios de deformación debido a fuerzas externas, como las abolladuras producidas por rocas. Alguna cantidad de esfuerzo cíclico puede promover el crecimiento de SCC al romper la capa de óxido que se forma en la superficie de la grieta, re-exponiéndola al ambiente. Las cargas cíclicas parecen ser un factor importante en la iniciación de SCC. Se han identificado dos formas de SCC: la de alto pH (denominada la clásica) y la de pH casi neutro (la no clásica). La forma de alto pH tiende a ocurrir en un intervalo limitado de protección catódica y a un pH local por encima de 9. Esto se asocia con los incrementos en las temperaturas de operación de la tubería. Las grietas tienden a ser angostas y principalmente intergranulares. La tubería con alquitrán de hulla y revestimientos de asfalto son algunas veces susceptibles a este tipo de fractura. El SCC de pH casi neutro tiende a ocurrir a un pH local entre 5.5 y 7.5, y está asociado con concentraciones moderadas de CO2 en aguas subterráneas y climas fríos. Las grietas son generalmente transgranulares, anchas y más corroídas que las que se encuentran en la SCC de alto pH. Generalmente, los sistemas recubiertos con cintas son susceptibles a este tipo de ambiente. La información para evaluar esta amenaza está en el Anexo 11. Causas de Falla La valoración de esta amenaza será desarrollada por Ecopetrol S.A. y los resultados de esta valoración serán suministrados según cada caso de estudio. En caso que no se cuente con la información necesaria para hacer la valoración, se debe desarrollar en su totalidad por el usuario. 4.2.1.4 Fallas operacionales Fallas operacionales como sobrepresiones pueden generar fallas sobre defectos existentes. La instalación de alarmas y sensores en las estaciones de bombeo y compresión permiten cierto nivel de tolerancia para evitar fallas operacionales. Se pueden dar los siguientes tipos de fallas operacionales: •

Falla en inspecciones de rutina: Cuando no se ejecuta una inspección de rutina que hace parte del programa de inspección del sistema o cuando esta es deficiente y no se detectan posibles causas de rotura de la tubería.


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CODIGO VIT-GTA-G-395 •

•


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Falla en inspecciones técnicas: Roturas que puedan ocasionarse por un error de medición en una inspección técnica dirigida a monitorear algún aspecto de la funcionalidad del sistema como el espesor de la tubería, condiciones de protección catódica, estado de las válvulas, etc. Deficiencia de mantenimiento: Si se han realizado mantenimientos que hayan generado daños al al sistema ya sea por un trabajo mal m al ejecutado o por no tomar las medidas de seguridad adecuadas en las acciones de mantenimiento.

La información para evaluar esta amenaza está en el Anexo 11. Causas de Falla. Falla . La valoración de esta amenaza será desarrollada por Ecopetrol S.A. y los resultados de esta valoración serán suministrados según cada caso de estudio. En caso que no se cuente con la información necesaria para hacer la valoración, se debe desarrollar en su totalidad por el usuario. 4.2.1.5 Erosión La erosión se debe a los cambios en la conformación del ducto, principalmente por acción del producto transportado. Para evaluar la susceptibilidad del sistema por erosión se evalú a lo siguiente: • • •

¿Hay sólidos presentes? Velocidad del producto(pies/seg) Fases del producto

La información para evaluar esta amenaza está en el Anexo 11. Causas de Falla. Falla . La valoración de esta amenaza será desarrollada por Ecopetrol S.A. y los resultados de esta valoración serán suministrados según cada caso de estudio. En caso que no se cuente con la información necesaria para hacer la valoración, se debe desarrollar en su totalidad por el usuario. 4.2.1.6 Fatiga Las grietas por fatiga pueden ser causadas por ciclos de presión sostenida o por la vibración de bombas o compresores. Grietas por fatiga crecen generalmente a partir de defectos d efectos pre-existentes y en caso de ciclos de presión los defectos más vulnerables son aquellos que están alineados axialmente, como defectos en soldaduras. . Para evaluar la susceptibilidad del sistema por fatiga se evalúa lo siguiente: • • • •

Presión mínima diaria (psi) Presión máxima diaria (psi) Método de manufactura del ducto Edad del ducto

La información para evaluar esta amenaza está en el Anexo 11. Causas de Falla. Falla . La valoración de esta amenaza será desarrollada por Ecopetrol S.A. y los resultados de esta valoración serán suministrados según cada caso de estudio. En caso que no se cuente con la información necesaria para hacer la valoración, se debe desarrollar en su totalidad por el usuario.


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4.2.1.7 Daños por terceros Involuntarios Para evaluar la susceptibilidad del sistema por daños dañ os por terceros involuntarios se evalúan factores de daño y de mitigación: • • • •

Tráfico vehicular: Acciones del tránsito de vehículos, ya sea por vibración, presión o acción directa sobre la infraestructura del ducto. Actividad de terceros: Acciones que pueden generarse en este tipo de actividad, principalmente ocasionada por la manipulación de maquinaria maquin aria para ejecutar movimientos de terreno. Obra civil: Las obras civiles de construcción y mantenimiento pueden generar una rotura en la tubería ocasionada por la manipulación de maquinaria para excavaciones. Efecto domino: Acción de eventos amenazantes desarrollados en otras infraestructuras cercanas.

En el caso de la amenaza de daños por terceros involuntarios, se debe considerar la posibilidad de daño a causa de un efecto dominó generado por otra actividad industrial aledaña a la infraestructura que maneje sustancias peligrosas. Para la valoración de esta amenaza se debe contar con el plan de contingencias o el análisis de riesgo de la actividad aledaña, de forma tal que se pueda identificar la infraestructura que queda dentro del alcance de un radio de afectación por radiación de 8 kW/m 2 i, en el caso de plantas, estaciones, baterías, y 37.5 kW/m 2 ii, en el caso de tuberías enterradas. Para la infraestructura identificada, deberá entonces adicionarse a su frecuencia de falla la frecuencia de ocurrencia del evento tecnológico externo que puede afectarla. También podrán utilizarse otros valores umbrales, siempre y cuando se apoyen en referencias técnicas avaladas, los cuales deberán ser aprobados por Ecopetrol S.A. La información para evaluar esta causa de falla deberá ser obtenida en la facilidad mediante trabajo de campo con personal del área encargada de la operación por parte de Ecopetrol S.A. (ver Anexo 11. Causas de Falla). Falla). 4.2.1.8 Daños por terceros Voluntarios Esta causa de falla está asociada asociada a la ocurrencia de cualquiera de las siguientes situaciones: • •

• •

Robo de producto: Cuando en una operación ilícita i lícita se origina un evento amenazante. Robo de elementos: Acción producida al eliminar intencionalmente un elemento que hace parte del ducto con el objeto de sacar provecho del mismo, mi smo, dejando el sistema con deficiencias en su funcionamiento. Atentado: Acción directa de grupos al margen de la ley, afecta la integridad de la tubería. Sabotaje: Acciones intencionales o desviaciones producidas por el personal operativo desmejorando la funcionalidad del sistema.

La información para evaluar esta causa de falla deberá ser obtenida en la facilidad mediante trabajo de campo con personal del área encargada de la operación por parte de Ecopetrol S.A. (ver Anexo 11. Causas de Falla). Falla).


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4.2.1.9 Clima y fuerzas externas (causas naturales/movimiento de tierra) La evaluación de los fenómenos naturales como causa de falla, contempla entre otros, los siguientes fenómenos naturales • • • • •

• • • •

Movimientos sísmicos: Acción mecánica directa de un movimiento sísmico sobre la tubería. Fallas estructurales: Cuando se activa una falla por cualquier motivo y esta ocasiona la rotura. Corrientes de agua: Cuando corrientes de agua en régimen normal de flujo ocasionan una acción dinámica sobre la tubería presentándose deformaciones tales que generen roturas. Inundaciones: Cuando el agua pierde su curso normal y se produce una acción dinámica sobre la tubería presentándose la pérdida de contención del producto. Tormentas: Cuando estos fenómenos naturales entorpecen la operación ya sea directamente o sobre los sistemas auxiliares de control y manejo, generando la pérdida de contención del producto. Actividad ceráunica (rayos): Acción de descargas eléctricas producidas por los rayos, que ocasionan roturas en el sistema de forma directa o indirecta. Movimientos del terreno: Acciones producidas directamente por un movimiento local del terreno. Avalanchas: Cuando la acción mecánica de una avalancha genera roturas en la tubería. Incendios forestales Pérdida de contención producida al generarse un incendio forestal en el área de influencia del sistema.

La Amenaza de Clima y fuerzas externas deberá evaluarse levantando información en campo, siguiendo la metodología de valoración descrita en el Anexo el Anexo 11. Causas de Falla. Falla. 4.2.2 Identificación y evaluación de las causas de falla en áreas de proceso La valoración de amenazas en áreas de proceso se desarrolla de forma un poco distinta a como se h ace en ductos. La razón de esto es que en áreas de proceso están presentes otros elementos y una variedad de condiciones que cambian el panorama de análisis. La valoración de las amenazas en áreas de proceso se hace siguiendo la misma metodología que maneja la Gerencia de Integridad, en la cual se valoran las causas de daño dentro de un procedimiento más extenso de análisis de riesgos siguiendo la norma API 581. Ese factor que se define como factor de daño Df es el cual se utiliza para evaluar estadísticamente la cantidad de daño que puede estar presente en un equipo o elemento del área de proceso, en función del tiempo en servicio y la efectividad de la inspección. El factor de daño modifica la frecuencia de falla base para alcanzar una frecuencia de falla modificada de acuerdo a la amenaza presente. La Gerencia de Integridad tiene identificados 21 mecanismos de daño. Sin embargo los que se analizan con detalle son los siguientes: • • • • • •

Adelgazamiento interno (general y localizado) Corrosión exterior SCC-H2S HIC-SOHIC Fatiga Vibracional Corrosión bajo aislamiento (cuando aplique)


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El desarrollo detallado de cada valoración de amenaza está en el Anexo 11. Causas de Falla. Adicional a esto, se debe considerar la valoración de otras amenazas que pueden estar presentes en área de proceso. Clima y fuerzas externas puede representar una amenaza significativa en términos de posibles inundaciones, sismos (contemplada con la zonificación geotécnica) y ceráunica. En cuanto a daños por terceros involuntarios se debe considerar la posible amenaza tecnológica por industrias aledañas. Esto está contemplado dentro de la consideración de efecto domino en la Sección 4.2.1.7 Daños por Terceros Involuntarios. 4.2.3 Reporte de Resultados Susceptibilidad Amenazas Independientemente de si el usuario deba valorar la amenaza u obtener esta información de Ecopetrol S.A., este debe reportar esta información de cierta manera que sea clara y entendible para su uso posteriormente en el análisis. El reporte de dicha información debe seguir el esquema que se muestra en la Tabla 5. Algunas columnas están sujetas a la existencia de dicha variable; por ejemplo tramo, distancia inicial y final, longitud (solo para sistema de ductos, en caso que sea planta o estación se incluye la georeferencia del equipo o elemento). Tabla 5. Resultados Susceptibilidad Sistema de Transporte Lineal [nombre]/ Estación [nombre de la estación] Tramo/Equipo

Valor de susceptibilidad para cada amenaza Amenaza 1 Amenaza1 Amenaza1 Amenaza1 Amenaza1 Amenaza1 Amenaza1 Amenaza1 Amenaza1

Nota: 1. La amenaza se refiere al nombre de la amenaza evaluada dependiendo si se trata d e un sistema de ductos (4.2.1) o un equipo (4.2.2)

4.2.4 Frecuencias de los iniciadores En esta sección se explican las consideraciones a tener en cuenta para la estimación de la frecuencia final de cada uno de los iniciadores planteados en secciones anteriores. Una vez se definan los valores de frecuencia de falla final, estos deben ser consolidados en una tabla como se plantea en la Tabla 6. Tabla 6. Frecuencias finales de los iniciadores Tramo/Equipo

Iniciador

G1 G2

Frecuencia Base

Consideraciones

Estación [nombre de la estación] 5,00·10-7 Longitud año-1 Número de elementos Tiempo de operación

Frecuencia Final (año-1) 1,00·10-6 1,00·10 -6


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Versión: 0 2,00·10 -5

G3 Sistema de Ductos [nombre] Nota: Para equipos se deber relacionar su TAG para asegurar la trazabilidad del análisis

4.2.4.1 Frecuencia de Falla en Ductos El valor de frecuencia que se debe utilizar en esta metodología de análisis de riesgos se obtuvo a partir de un proceso con información interna de incidentes de Ecopetrol S.A. el cual ha sido modificado mediante un modelo establecido internamente con el fin de considerar las amenazas presentes en cada uno de los sistemas de ductos de hidrocarburos de la Vicepresidencia de Transporte de Ecopetrol S.A. La frecuencia de falla en ductos se determinó a partir de un análisis estadístico realizado con base en el registro de incidentes de los sistemas de transporte de hidrocarburos correspondientes a la Vicepresidencia de Transporte de Ecopetrol S.A. Para elaborar este análisis fue necesario recopilar la información de incidentes registrados desde el año 2008 hasta el 2012. Habiendo recopilado dicha información se procedió a calcular la frecuencia de falla utilizando variables tales como nombre del sistema, diámetro, tipo de ducto (poliducto, oleoducto, etc.), año, etc. De estos resultados se realizó un análisis estadístico en el cual se evaluó la existencia de diferencias. De este análisis se concluyó que existe diferencia significativa únicamente entre ciertos sistemas, y además, no se encontró una relación asociada al diámetro, al tipo de sistema u otra variable. De acuerdo con lo anterior, se realizó una agrupación de dichos sistemas que no tienen diferencia significativa entre sí, y a cada grupo se le asignó un valor de frecuencia base (Ver Tabla 7).

Tabla 7. Frecuencias finales de los iniciadores Nombre del Sistema

Categoria

Frecuencia de Falla (año x km)-1

Tipo I

7,31E-04

Tipo II

2,01E-03

Oleoducto Ayacucho - Galán Oleoducto Araguaney - El Porvenir Oleoducto Tello - Dina - Tenay Toldado - Gualanday Vasconia - Velasquez Oleoducto Yariri - Comuneros Oleoducto Yaguara - Tenay Poliducto Salgar - Gualanday - Neiva Poliducto Buenaventura - Yumbo Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Categoria

Frecuencia de Falla (año x km)-1

Tipo III

8,36E-03

Oleoducto Mansoya - Orito (Omo)

Tipo IV

2,18E-02

Oleoducto San Miguel - Orito (Oso)

Tipo V

5,03E-02

Nombre del Sistema Oleoducto Caño Limón - Coveñas Oleoducto Galan - Ayacucho 14" Poliducto Galán - Salgar 16" Propanoducto Salgar - Vista Hermosa 8" Poliducto De ODECA Poliducto Cartagena - Baranoa Propanoducto Galán - Salgar 8" Oleoducto Chichimene - Apiay Poliducto De Oriente Santa Rosa - Tocancipa 16" Poliducto Sebastopol - Medellín Poliducto Medellin/Cartago - Yumbo Combustoleoducto Galan - Ayacucho Apiay Porvenir Gasolinoducto Pozos Colorados - Ayacucho Combustoleoducto Ayacucho -Coveñas Poliducto Galán - Salgar 12" Ota - Orito - Tumaco Poliducto Galán - Chimita Poliducto Mansilla - Puente Aranda Poliducto Medellin/Medellin - Cartago Poliducto Salgar - Mansilla Jetducto Puente Aranda - El Dorado

Una vez se obtuvieron los valores de frecuencia de falla base, se procedió a generar un modelo con el cual se modificó este valor de frecuencia base con la información de amenazas de cada sistema. El modelo está acotado por un rango de valores en los cuales el valor de frecuencia modificada oscila entre un valor mínimo y un valor máximo. Estos valores están definidos en la Tabla 8. Tabla 8. Rangos de Frecuencia de Falla por Categoría de Sistema Categoría Tipo I Tipo II Tipo III

Frecuencia Base (año x km)-1 7.31E-04 2.01E-03 8.36E-03

F min

F max

3.66E-04 1.01E-03 4.18E-03

1.1 E-03 3.02E-03 1.25E-02


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Tipo IV (Atípico) Tipo V (Atípico)



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2.18E-02 5.03E-02

1.09E-02 2.51E-02

3.28E-02 7.54E-02

El modelo se define de la siguiente manera: Fmod=(Fmax-Fmin) S+Fmin S= [(SCE *PCE) + (SCFE *PCFE) + (SOI *POI) + (SDTI *PDTI)] Donde; • • • • • • • • • • • •

Fmod: frecuencia modificada Fmax: frecuencia máxima (De acuerdo a la categoría se toma el valor de la Tabla 8 Fmin: frecuencia mínima (De acuerdo a la categoría se toma el valor de la Tabla 8 S: Susceptibilidad total SCE: Susceptibilidad por Corrosión Externa PCE: Peso Corrosión Externa (24.1%) SCFE: Susceptibilidad por Clima/Fuerzas Externas PCFE: Peso Clima/Fuerzas Externas (29.3%) SOI: Susceptibilidad por Operaciones Incorrectas POI: Peso Operaciones Incorrectas (20.3%) SDTI: Susceptibilidad por Daños por Terceros Involuntarios PDTI: Peso Daños por Terceros Involuntarios (26.3%)

El modelo está ligado a valores de susceptibilidad que se obtienen a partir de la valoración de dichas amenazas, y el peso que cada una tiene. Se escogieron estas cuatro amenazas (Daños por Terceros Involuntarios, Clima y Fuerzas Externas, Corrosión Externa y Operaciones Incorrectas) porque son las que mayor frecuencia presentan dentro de los datos de incidentes de Ecopetrol S.A. aparte de Daños por Terceros Voluntarios. Los pesos de cada una de las amenazas fueron calculados a partir de los valores de frecuencia de falla de cada amenaza frente a su peso total sobre la frecuencia total. Los valores de susceptibilidad serán suministrados por Ecopetrol S.A. En caso de no contar con la información para realizar la valoración de estas amenazas en un sistema específico, el usuario deberá realizar la valoración y obtener los valores de susceptibilidad. Al tener definido el valor de frecuencia modificada para un sistema específico, se debe proceder a definir el valor de frecuencia que corresponde a cada uno de los iniciadores (por tamaño de ruptura). A partir de la información obtenida de incidentes, se llega a la conclusión que aproximadamente 18.4% de las fallas son rotura total, el 40.8% rotura parcial (20% diámetro total) y el 40.8% restante rotura mínima. Dados estos valores, se procede a calcular la frecuencia de falla correspondiente a cada iniciador según se muestra en la Tabla 9. Tabla 9. Frecuencia Iniciadores en Ductos Equipo o Elemento


Frecuencia (año x km)-1


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G1 Rotura total (100% del diámetro) Tuberías (Líneas de transferencia de pozos, troncales, mangueras y brazos de carga y G2 Rotura parcial (20% del diámetro) descarga, líneas submarinas, tuberías de transporte y demás tuberías internas y externas). G3 Rotura mínima (1/4”)

Fmod x 18.4% Fmod x 40.8% Fmod x 40.8%

4.2.4.2 Frecuencia de Falla Equipos A diferencia de los ductos, no se cuenta actualmente con información de incidentes para equipos en plantas en Ecopetrol S.A. para desarrollar frecuencias de falla basadas en estos datos de incidentes. Por esta razón, para definir los valores de frecuencia de falla para los iniciadores relacionados con equipos de procesos fue necesario tomar valores de frecuencia de falla genéricos de bases de datos internacionales. Tabla 10. Frecuencia Iniciadores Equipos / Líneas de Proceso Equipo o Elemento


Frecuencia (año-1)

G1 Rotura total (100% del diámetro) Tuberías (Líneas de proceso únicamente)

G2 Rotura parcial (20% del diámetro)

Ver Tabla 11

G3 Rotura mínima (1/4”) G1 Rotura total (100% del diámetro) Bombas


Ver Tabla 12

G3 Rotura mínima (1/4”) G1 Rotura total (100% del diámetro) Compresores


Ver Tabla 13

G3 Rotura mínima (1/4”) G1 Rotura total (100% del diámetro) Trampas, sistemas de medición.


Ver Tabla 14

G3 Rotura mínima (1/4”) Tea

Recipientes, áreas de proceso (reactor, columna de destilación, filtro, intercambiadores de calor, etc) Tanque de almacenamiento atmosférico

G1 Descarga máxima eventual con expulsión de Sujeto a definición por parte del líquido (Se considerara tres veces la descarga usuario. normal durante un minuto). G1 Fuga instantánea de todo el contenido. G2 Fuga continúa por la conexión de mayor diámetro. En caso de una operación bifásica, se debe analizar las 2 fases.

5E-06

Ver Tabla 15 y Tabla 16

G3 Fuga continua por un orificio de ¼” G1 Fuga de todo el contenido G2 Incendio en la superficie de tanque

Ver Tabla 17 y Tabla 18


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Equipo o Elemento


Frecuencia (año-1)

Tanque de almacenamiento a presión

G1 Fuga instantánea de todo el contenido (rotura catastrófica) G2 Fuga continua por la conexión de mayor diámetro G3 Fuga continua por un orificio de ¼”

Ver Tabla 19

Sumideros, separadores, trampas

G1 Incendio en la superficie expuesta

Sujeto a definición por parte del usuario. 1E-05

G1 Fuga instantánea de todo el contenido Carrotanques

G2 Fuga de todo el contenido por la conexión de mayor diámetro

5E-07

Sujeto a definición por parte del usuario. G2 Vertimiento parcial de un bote (vertimiento de Sujeto a definición por parte del usuario. una bodega) G1 Vertimiento del 50% de la capacidad de la Sujeto a definición por parte del usuario. embarcación Sujeto a definición por parte del G2 Vertimiento total de una bodega usuario. G1 Vertimiento total de un bote


Vehículo de transporte marítimo

Los valores de frecuencia de falla para cada uno de los iniciadores dependen de factores como el tamaño del orificio, tipo de equipo, etc. A continuación se registra la información base de la cual se obtienen los datos que serán utilizados para los distintos iniciadores. 4.2.4.2.1 Tuberías

La frecuencia de falla para ductos de transporte se obtiene mediante la metodología definida en la Sección 4.2.4.1. Para tubería dentro del área de proceso se pueden utilizar los datos registrados en el documento “Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010”, ya que ellos registran valores de frecuencia de falla para tuberías en áreas de proceso para diferentes tamaños (2” a 36”) variando asimismo el tamaño de orificio. Entonces dependiendo de las características que se requieran, el dato se selecciona para cada iniciador. Tabla 11. Frecuencia Iniciador Líneas de Proceso Tamaño de Orificio (mm)

Frecuencia (año x m)-1 2"

6"

12"

18"

24"

36"

1a3

9.00E-05

4.10E-05

3.70E-05

3.60E-05

3.60E-05

3.60E-05

3 a 10

3.80E-05

1.70E-05

1.60E-05

1.50E-05

1.50E-05

1.50E-05

10 a 50

2.70E-05

7.40E-06

6.70E-06

6.50E-06

6.50E-06

6.50E-06

50 a 150

0

7.60E-06

1.40E-06

5.90E-06

1.40E-06

1.40E-06

más de 150

0

0

5.90E-06

6.50E-05

5.90E-06

5.90E-06


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Fuente: Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010

4.2.4.2.2 Bombas

Los valores de frecuencia de falla para bombas centrífugas y reciprocantes están registrados en el documento “Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010”. Estos valores aplican para bombas centrifugas y reciprocantes de sello simple y doble sello. El alcance incluye la bomba como tal, pero excluye válvulas, bridas, instrumentación e instrumentación luego de la primera brida. El valor de frecuencia para cada iniciador estará determinado por el tamaño de orificio y se asume que dicha falla se presenta en la línea de entrada a la bomba. Tabla 12. Frecuencia Iniciador Bombas Tamaño de Orificio (mm)

Frecuencia por Bomba (año -1) (Centrifuga)

Frecuencia por Bomba (año -1) (Reciprocante)

1a3

5.10E-03

3.30E-03

3 a 10

1.80E-03

1.90E-03

10 a 50

5.90E-04

1.20E-03

50 a 150

9.70E-05

3.70E-04

más de 150 4.80E-05 4.30E-04 Fuente: Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010

4.2.4.2.3 Compresores

Los valores de frecuencia de falla para compresores centrífugos y reciprocantes están registrados en el documento “Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010”. El alcance incluye el compresor como tal, pero excluye válvulas, bridas, instrumentación e instrumentación luego de la primera brida. El valor de frecuencia para cada iniciador estará determinado por el tamaño de orificio y se asume que dicha falla se presenta en la línea de entrada al compresor. Tabla 13. Frecuencia Iniciador Compresores Tamaño de Orificio (mm)

Frecuencia por Compresor (año -1) (Centrifuga)

Frecuencia por Compresor (año -1) (Reciprocante)

1a3

6.70E-03

4.50E-02

3 a 10

2.60E-03

1.70E-02

10 a 50

1.00E-03

6.70E-03

50 a 150

1.90E-04

1.30E-03

más de 150

1.10E-04

7.30E-04


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Fuente: Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010

4.2.4.2.4 Trampas, sistemas de medición.

Los valores de frecuencia de falla para trampas de recibo y despacho están registrados en el documento “Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010”. El alcance incluye la trampa como tal, pero excluye válvulas, bridas, instrumentación e instrumentación luego de la primera brida. El valor de frecuencia para cada iniciador estará determinado por el tamaño de orificio. Tabla 14. Frecuencia Iniciador Trampas y Sistemas de Medición Tamaño de Orificio (mm)

Frecuencia por Trampa (año-1)

1a3

3,20E-03

3 a 10

1,90E-03

10 a 50

1,20E-03

50 a 150

3,70E-04

más de 150

4,60E-04

Total 7,00E-03 Fuente: Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010 4.2.4.2.5 Tea

Para definir el valor de frecuencia de falla para tea que se presentaría cuando ocurre un descarga máxima eventual con expulsión de líquido (Se considerara tres veces la descarga normal durante un minuto), se debe hacer una revisión bibliográfica y/o análisis del registro de eventos que tenga Ecopetrol S.A. para el área de estudio que se esté trabajando. 4.2.4.2.6 Recipientes

Los valores de frecuencia para recipientes aplican para equipos tales como reactor, columna de destilación, filtro, intercambiadores de calor, etc. Estos valores están registrados en el documento “Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010”. Sin embargo, para el caso de iniciador G1, el cual se refiere a descarga instantánea de todo el contenido del recipiente, se tomó el valor de frecuencia de falla del documento “Reference Manual Bevi Risk Assessments, Version 3.2, 2009” (Ver Tabla 15). Los valores de frecuencia para los iniciadores asociados a recipientes G2 y G3 se obtienen a partir de la base de OGP (Ver Tabla 16).

Tabla 15. Frecuencia Iniciador Recipientes BEVI Tipo de Falla

Frecuencia por Recipiente (año-1)


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Descarga instantánea de todo el contenido

5,00E-06

Descarga de todo el contenido en 10 min descarga continua

5,00E-06

Descarga continua de un orificio de 10mm Fuente: “Reference Manual Bevi Risk Assessments, Version 3.2, 2009”

1,00E-04

Tabla 16. Frecuencia Iniciador Recipientes OGP Tamaño de Orificio (mm)

Frecuencia por Recipiente (año-1)

1a3

9,60E-04

3a10

5,60E-04

10a50

3,50E-04

50 a 150

1,10E-04

mas de 150

1,70E-04

Total 2,20E-03 Fuente: Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010

4.2.4.2.7 Tanque de almacenamiento atmosférico

Los valores de frecuencia para tanques de almacenamiento atmosférico aplican para equipos fijos, de pared sencilla con una capacidad mayor a 450 metros cúbicos operando a presión y temperatura ambiente. Estos valores están registrados en el documento “Failure Rate and Event Data for use within Risk Assessments (28/06/2012), Health and Safety Executive HSE, UK”. El tamaño de ruptura que se le asigna según el indicador depende del tamaño del tanque según se muestra en la Tabla 18. Tabla 17. Frecuencia Iniciador Tanques Almacenamiento Atmosférico Tipo de Descarga

Frecuencia por Tanque (año -1) Tanques Grandes (Mas de 450m3)

Catastrófica

5.00E-06

Mayor

1.00E-04

Menor

2.50E-03

Techo 2.00E-03 Fuente: Failure Rate and Event Data for use within Risk Assessments (28/06/2012), Health and Safety Executive HSE, UK


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Tabla 18. Diámetros de Orificio según Tamaño de Tanque Categoría Major

Diámetros de orificio según Tamaño de Tanque (m3) >12000

12000-4000

4000-450

1000mm

750mm

500mm

Menor 300mm 225mm 150mm Fuente: Failure Rate and Event Data for use within Risk Assessments (28/06/2012), Health and Safety Executive HSE, UK 4.2.4.2.8 Tanque de almacenamiento a presión

Los valores de frecuencia para tanques de almacenamiento a presión se definen bajo el supuesto que son tanques a mínimo una presión de 0.5bar. Estos valores están definidos en el documento “Storage Incident Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-3, March 2010”. Tabla 19. Frecuencia Iniciador Tanques Almacenamiento a Presión Tamaño de Orificio (mm)

Frecuencia por Tanque (año-1)

Rango

Nominal

1-3mm

2mm

2.30E-05

3-10mm

5mm

1.20E-05

10-50mm

25mm

7.10E-06

50-100mm

100mm

4.30E-06

>150mm Catastrófico 4.70E-07 Fuente: Process Release Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Report No. 434-1, March 2010 4.2.4.2.9 Sumideros, separadores, trampas

Para definir el valor de frecuencia de falla para sumideros que se presentaría cuando ocurre un incendio en la superficie expuesta, se debe hacer una revisión bibliográfica y/o análisis del registro de eventos que tenga Ecopetrol S.A. para el área de estudio que se esté trabajando. 4.2.4.2.10

Carro tanques

Los valores de frecuencia para carro tanques están definidos en el documento “Reference Manual Bevi Risk Assessments, Version 3.2, 2009”. Esta fuente entiendo el término carro tanque como un vehículo de transporte con tanques fijos o removibles. Los valores reportados en la Tabla 20 son para carro tanques con almacenamiento a condiciones atmosféricas. Tabla 20. Frecuencia Iniciador Carrotanques Carrotanques con tanque atmosférico.

Frecuencia por Carrotanque (año-1)


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1. Descarga Instantánea de todo el contenido.

1.00E-05

2. Descarga de todo el contenido por la conexión mayor diámetro. Fuente: “Reference Manual Bevi Risk Assessments, Version 3.2, 2009”

5.00E-07

4.2.4.2.11


Para definir el valor de frecuencia de falla para convoy de transporte fluvial que se presentaría cuando ocurre un vertimiento total o parcial de un bote, se debe hacer una revisión bibliográfica y/o análisis del registro de eventos que tenga Ecopetrol S.A. para el área de estudio que se esté trabajando. 4.2.4.2.12

Vehículo de transporte marítimo

Para definir el valor de frecuencia de falla para sumideros que se presentaría cuando ocurre un incendio en la superficie expuesta, se debe hacer una revisión bibliográfica y/o análisis del registro de eventos que tenga Ecopetrol S.A. para el área de estudio que se esté trabajando. 4.3

PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE LOS SUCESOS FINALES

El cálculo de la probabilidad del suceso final indica que tan probable es la ocurrencia de un suceso dada la perdida de contención y depende directamente de la probabilidad de ignición que a su vez depende de tres factores, a saber: • • •

Masa involucrada en el evento; Temperatura de la sustancia liberada; y Existencia de fuente de ignición.

Dicho valor de probabilidad se utiliza en la estimación de la frecuencia de los sucesos finales a partir del árbol de eventos. Si sucede que ninguno de los árboles de la sección 4.1.4, se adapta a la posible evolución de los sucesos tras la pérdida de contención, se ha de trazar el correspondiente árbol de eventos. Los datos de probabilidad para los arboles de eventos deben ser derivados o determinados a partir de una base del “mejor estimado”. La obtención de esta información puede hacerse a partir de fuentes como son el histórico de Incidentes y/o fuentes de datos internacionales. Sin embargo, independiente de esto es importante que se realice un “mejor estimado”, dando el valor más aplicable y probable de la información disponible. Para determinar los valores de las probabilidades mencionadas anteriormente, se realizó un análisis de diferentes fuentes y bases de datos internacionales especializadas en la temática, así como el histórico de incidentes propios de Ecopetrol S.A. correspondiente a los últimos 7 años para ajustar los valores de probabilidad a las condiciones actuales de la infraestructura de Ecopetrol S.A. (en el Anexo 3. Cuantificación de probabilidades y frecuencia de eventos se puede observar el análisis efectuado). A continuación se define cada una de las probabilidades. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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4.3.1 Probabilidad de ignición inmediata (P1) La probabilidad de ignición directa depende del tipo de instalación (instalación fija o unidad de transporte), la categoría de sustancia y la cantidad de flujo de salida. Los valores para las instalaciones fijas se observan en la Tabla 21, los valores de las unidades de transporte se observan en la Tabla 22 y la definición de la categoría de sustancia se observa en la Tabla 22. Tabla 21. Probabilidad de ignición directa para instalaciones fijas

Tipo de Producto Gas Livianos (API>=30) Pesados (API<30)

P ignición inmediata Q (Ruptura Total) >100kg/s 0.7 0.1 0.1

P ignición inmediata Q (Ruptura Parcial) 10-100kg/s 0.5 0.065 0.06

P ignición inmediata Q (Ruptura Mínima) <10kg/s 0.2 0.065 0.06

Fuente: Adaptación varias fuentes de información. Grupo de Aseguramiento Ecopetrol S.A. Nota 1: La categoría viene definida en la Tabla 23 Tabla 22. Probabilidad de ignición directa de unidades de transporte en una instalación Categoría de Probabilidad de ignición Unidad de transporte Escenario sustancia directa Camión cisterna Continuo 0.1 Camión cisterna Instantáneo 0.4 Tanque cisterna Continuo 0.1 Categoría 0 Tanque cisterna Instantáneo 0.8 Buques – gas tanqueros Continuo, 180m3 0.7 Buques – gas tanqueros Continuo, 90m3 0.5 Buques – semi-gas tanqueros Continuo 0.7 Continuo Categoría 1 camiones cisterna, buque tanque 0.065 Instantáneo Continuo Categoría 2 camiones cisterna, buque tanque 0.01 Instantáneo Continuo Categoría 3,4 camiones cisterna, buque tanque 0 Instantáneo Fuente: Adaptación Manual Bevi de Evaluación de Riesgo, versión 3.2.

Categoría Categoría 0

Categoría 1

Tabla 23. Clasificación de sustancias inflamables Categoría WMS Limites Sustancias liquidas y preparaciones con punto de inflamación < 0°C y punto de ebullición (o el inicio de un intervalo de ebullición) < o igual a 35°C. Sustancias gaseosas y preparaciones que pueden encenderse a condiciones Extremadamente de presión y temperatura normal expuestas al ambiente. inflamable

Altamente inflamable

Sustancias liquidas y preparaciones con punto de inflamación < 21°C, las cuales no son extremadamente inflamables o hidrocarburos livianos con API > 30.


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Categoría

Categoría WMS

Limites

Categoría 2

Inflamable

Sustancias liquidas y preparaciones con punto de inflamación > o iguales a 21°C y < o iguales a 55°C o Hidrocarburos Pesados con API < 30.

Categoría 3

No aplica

Categoría 4

No aplica

Sustancias liquidas y preparaciones con punto de inflamación > 55°C y < o iguales a 100°C. Sustancias liquidas y preparaciones con punto de inflamación > 100°C.

Fuente: Adaptación Manual Bevi de Evaluación de Riesgo, versión 3.2. Notas: 1. Para escenarios de carga y descarga, las probabilidades de ignición se basan en la Tabla 22 2. Si la temperatura del proceso de las sustancias de categoría 2, 3 y 4 es mayor que el punto flash, entonces se debe utilizar la probabilidad de ignición inmediata para la categoría 1.

4.3.2 Probabilidad de ignición retardada (P2)

Para la probabilidad de ignición retardada existen ciertos valores genéricos asociados directamente con la probabilidad de que una vez la nube encuentre una fuente de ignición esta se produzca. En este caso, se asumen como referencia las probabilidades de ignición retardada (periodo de tiempo aproximadamente 60 segundos) reportadas en la Tabla 24. Estos valores corresponden al tipo de fuentes comúnmente encontradas en una infraestructura de hidrocarburos o cercanas a ella. Entonces de acuerdo a lo que se tenga cercano a la infraestructura se selecciona la probabilidad de ignición retardada. Tabla 24. Probabilidades de Ignición Retardada Fuente Probabilidad de Ignición en tiempo T 1 Motor de Vehículo 0,4 Camión con filtros exteriores 0,1 1 persona (elemento de fricción) 0,01 Hornos al aire libre 0,9 Hornos dentro de una instalación 0,45 Calentadores al Aire Libre 0,45 Calentadores dentro de una instalación 0,23 Taller de Soldadura 0,45 Interruptor eléctrico 0,1 Transformador 0,05 Generador Diesel 0,4 Compresor 0,05 Incinerador 0,45 Llama 0,9 Chimenea 0,45 Barco 0,5 Barco de Vapor 0,3 Buque pesquero 0,2 Cruceros 0,1 Tren a Diesel 0,4 Tren eléctrico 0,8 Fuente: DNV Tecnica K 5316. Central Leather Research Institute. SAFETI Data Sheet Proforma. Noviembre 1995, Pg. 12


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4.3.3 Probabilidad de BLEVE / bola de fuego (P3) El suceso final de BLEVE / bola de fuego puede ocurrir dada una pérdida de contención instantánea con ignición directa. La fracción que se modela como una BLEVE /bola de fuego, PBLEVE, dada la ignición directa es igual a: • Instalaciones fijas PBLEVE = 0,7 • Las unidades de transporte en una instalación PBLEVE = 1,0 La masa involucrada en la bola de fuego se fija igual al inventario total del tanque en el caso de gases. En el caso de sustancias bifásicas, la masa involucrada en la BLEVE corresponde a la fracción de vapor más 3 veces la fracción adiabática a la presión de fallo del equipo, con un máximo de la masa total contenida. La presión de falla del recipiente se asume igual a 1,21 × la presión de apertura del dispositivo de alivio o, si no hay ningún dispositivo de alivio presente, debe ser igual a la máxima presión de diseño del recipiente iii . 4.3.4 Probabilidad de explosión (P4) Después de la ignición de una nube de vapor no confinada, un evento ocurre con características de llamarada así como de explosión. Generalmente esta condición se modela como dos eventos separados, a saber, una llamarada pura y una explosión pura, y a cada uno se le asigna una fracción: • •

Un llamarada sin efectos de sobrepresión, con una probabilidad de 0,6; Una explosión, sin efectos de incendio repentino, con una probabilidad de 0,4.

La masa en la nube es igual a la masa dentro del contorno del LII iii. 4.3.5 Probabilidad de formación de atmósfera asfixiante (P5) Cuando no se produce ignición, tendrá lugar la dispersión atmosférica de la sustancia ya sea porque la descarga se produzca en fase gaseosa o por la evaporación de las piscinas formadas. En este caso, dependiendo de la magnitud de la descarga, existe la posibilidad de formación de una atmósfera asfixiante por el desplazamiento de oxígeno. Por lo tanto, en el modelamiento de la dispersión atmosférica se deberá verificar la formación de una atmósfera asfixiante o no. En el caso de líquidos estos formaran un derrame y dependiendo de las condiciones topográficas del terreno se podrá iniciar una ruta de derrame. Una vez estimadas las probabilidades para cada escenario, se deberá realizar la estimación de la frecuencia de ocurrencia de cada suceso final utilizando los árboles de sucesos propuestos en la sección 4.1.4. La frecuencia de cada uno de los posibles sucesos finales corresponde al producto de la frecuencia final del suceso iniciador por cada una de las probabilidades de los sucesos intermedios que llevan a dicho suceso final. 4.3.6 Estimación de la frecuencia del suceso final Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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El resultado del cálculo de las frecuencias de los sucesos finales se deberá consignar en el formato de la Tabla 25 que se muestra a continuación. Tabla 25. Frecuencia de ocurrencia de los sucesos finales

Código Escenario

Frecuencia Final iniciador (año-1)

P1

P2

P3

P4

P5

Suceso Final 1

Frecuencia Suceso Final (año-1) 1

Nota 1: Se deben incluir tantas filas como sucesos finales asociados al escenario

4.4

ESTIMACION DEL ÁREA DE AFECTACIÓN

4.4.1 Condiciones para el modelamiento Para la determinación de las consecuencias de los sucesos finales identificados en el numeral 4.1.4, es necesario definir las condiciones propias del entorno de la infraestructura que servirán como base para la modelación de efectos. Igualmente se deben establecer los criterios y valores umbrales de los efectos asociados a los diferentes sucesos finales, que pueden generar una afectación de interés sobre el entorno. 4.4.1.1 Parámetros Meteorológicos Algunos de los principales parámetros meteorológicos a considerar son: • • • •

Temperatura promedio Humedad relativa promedio Estabilidad, velocidad y dirección del viento Presión atmosférica

Estas condiciones meteorológicas se tomaran de la base de datos del IDEAM correspondiente a los últimos 10 años o en su defecto a la información disponible más reciente para la(s) estacione(s) meteorológicas que contengan en su radio de cobertura la infraestructura analizada. En caso de que se cuente con datos meteorológicos de otras estaciones no pertenecientes al IDEAM, se deberá justificar su uso (por ejemplo mayor cercanía a la infraestructura, mayor número de registros históricos, etc.). En sistemas de transporte, la tubería se debe segmentar de acuerdo con el radio de cobertura de las estaciones meteorológicas aledañas, teniendo en cuenta variaciones de temperatura de máximo 5°C para cada segmento, con el fin de determinar las condiciones meteorológicas a utilizar para la modelación de efectos en cada segmento. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Estabilidad atmosférica y velocidad del viento

Para las modelaciones, se considerará un mínimo de dos condiciones meteorológicas: a) Estabilidad de Pasquill más probable en la estación meteorológica de referencia, con la velocidad promedio del viento para esta estabilidad. Esta estabilidad se tendrá en cuenta para la estimación de todos los posibles sucesos finales. b) Estabilidad de Pasquill F, con la velocidad promedio del viento para esta estabilidad. Esta estabilidad solo se tendrá en cuenta para la estimación de los sucesos finales que involucran dispersión atmosférica (llamarada, dispersión tóxica, explosión y atmósferas asfixiantes). En caso de que no se cuente con la información de estabilidad atmosférica, esta deberá estimarse a partir de la información consignada en la rosa de los vientos, la radiación solar y la nubosidad, haciendo uso de la tabla de estabilidades atmosféricas de Pasquill que se muestra a continuación:

Tabla 26. Estabilidades Atmosféricas de Pasquill Velocidad del viento en la superficie (m/s)

Día3 Nivel de radiación solar4

Noche1 Cobertura del cielo2

Elevado Moderado Bajo Más del 50% Menos del 50% <2 A A-B B E F 2-3 A-B B C E F 3-5 B B-C C D E 5-6 C C-D D D D >6 C D D D D Fuente: Análisis de riesgo en instalaciones industriales iv, pg. 213. Notas: 1. El término noche está referido a una hora antes de la puesta del sol y una hora después de la salida. 2. El grado de cobertura del cielo se define como la fracción del cielo, situada por encima del horizonte local aparente, que está cubierta de nubes. 3. Se considera estabilidad D (neutra) cuando el cielo está completamente cubierto, independientemente de la velocidad de viento y de la radiación solar (día o noche). 4. Para establecer el nivel de radiación solar en el sitio, se debe utilizar el mapa de radiación solar promedio multianual para Colombia elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) v tomando como nivel de radiación bajo valores entre 2.5 y 4 KWh/m2, nivel medio valores entre 4 y 5.5 KWh/m2, y nivel alto valores entre 5.5 y 7.0 KWh/m2.

Si no se dispone de la información de velocidad de viento se deberá considerar una velocidad de 4 m/s con una estabilidad D y 2 m/s con una estabilidad F. La estabilidad F solo se tendrá en cuenta para la estimación de los sucesos finales que involucran dispersión atmosférica (llamarada, dispersión tóxica, explosión y atmósferas asfixiantes), mientras que la estabilidad D. se tendrá en cuenta para la estimación de todos los posibles sucesos finales. •

Rugosidad del terreno


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La rugosidad del terreno a utilizar en los cálculos de dispersión atmosférica debe seleccionarse con base en la Tabla 27 que se ilustra a continuación. Tabla 27. Clasificaciones del terreno en términos de la longitud de la rugosidad aerodinámica (Zo) Clase 1

Descripción corta del terreno Aguas abiertas, al menos 5 km

Zo (m) 0.0002

2

Superficies barrosas, nieve; sin vegetación, sin obstáculos

0.005

3

Terrenos a campo abierto; pastos, pocos objetos aislados

0.03

4

Cultivos bajos; obstáculos grandes ocasionales, x/h>20 1

0.10

5

1

Cultivos altos; obstáculos grandes dispersos,15
0.25

6

Zonas verdes, arbustos; numerosos obstáculos, x/h > 15 1

0.5

7

Cobertura regular de obstáculos grandes (suburbios, bosques)

2

(1.0)

2 8 Centro de ciudades con edificios altos y bajos (2.0) Notas: 1. Es el obstáculo contra el viento y h la altura de los principales obstáculos correspondientes. 2. Valores aproximados. El uso de la longitud de la rugosidad aerodinámica, Zo, no cuenta para los efectos de obstáculos grandes. Fuente: Adaptado de Manual del Usuario, PHAST, versión 6.54vi.

Una vez analizadas todas las condiciones anteriores, se deberán consignar en la Tabla 28 las condiciones a utilizar para la modelación. En el caso de sistemas de transporte donde las condiciones cambien, se debe relacionar para el tramo y las estaciones de bombeo intermedias, las condiciones meteorológicas utilizadas y la estación de referencia correspondiente. Tabla 28. Condiciones para la modelación Tramo o Área 1

Parámetro

Valor

Estación de referencia2

Temperatura promedio (ºC) Humedad relativa promedio (%) Rugosidad el terreno (m) Estabilidad atmosférica más probable y velocidad del viento (m/s) Estabilidad atmosférica F y velocidad del viento (m/s) Notas 1. El tramo hace referencia a las abscisas inicial y final de un sistema de ductos para las que se definen los parámetros atmosféricos; el área hace referencia al sector donde se ubica una estación o facilidad no-lineal. 2. Se debe incluir el nombre y el código de la estación meteorológica usada para el análisis.

4.4.1.2 Condiciones hidrológicas, hidráulicas y morfométricas


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Las condiciones hidrológicas de los diferentes cuerpos de agua (todos los cuerpos de agua que cruzan la tubería, o que pueden verse impactados como consecuencia de un derrame), se deberán estimar a partir de procesos de modelación hidrológica e hidráulica teniendo en cuenta el comportamiento de las cuencas, subcuencas, y microcuencas asociadas a los sitios de interés como cruces del sistema de ductos con el cuerpo de agua, puntos de control y observación de derrames, bocatomas afectables a lo largo de las rutas de derrame, etc. Para el modelamiento hidrológico e hidráulico, se deben seguir los “ Lineamientos Metodológicos Para Hidrologia Recurso en el Área de Influencia de los Sistemas de Transporte de Hidrocarburos de ECOPETROL S.A.”, para las fases de pre campo, campo y postcampo. El análisis se deberá realizar al menos para tres condiciones: a) Máximas: condiciones asociadas a tormentas o lluvias con probabilidad de ocurrencia de 1 en 100 años, tomando como referencia las lluvias máximas 24 horas históricas registradas sobre las cuencas evaluadas, además de los tipos y usos actuales de los suelos y el análisis morfométrico de las microcuencas. b) Medias: condiciones asociadas a caudales en épocas de transición entre época seca y época de lluvias. c) Mínimas: condición asociada a caudales mínimos base, estimados a través de aforos realizados sobre las corrientes bajo condiciones de nula o baja precipitación. Para cada cuerpo de agua se deben obtener, por tramo analizado y en cada sitio de interés, los anchos asociados a las láminas de agua para las condiciones máximas, medias y mínimas, y las velocidades de flujo respectivas. Tabla 29. Condiciones de los Cuerpos de Agua

Localización 1

Nombre del Cuerpo de Agua

Tramo sobre el cuerpo de agua 2

Velocidad (m/s) Max

Med

Min

Ancho (m) Max

Med

Min

Notas: 1. La localización se refiere al abscisado y coordenadas (magna sirgas origen Bogotá) de los puntos de cruce de la infraestructura con el cuerpo de agua, o a la distancia mínima del cuerpo de agua a la infraestructura, en caso de que este no cruce la infraestructura. 2. Se considera un tramo cada una de las secciones longitudinales del cuerpo de agua con una pendiente homogénea o similar. Los tramos deben numerarse en forma consecutiva a partir del punto de cruce y deben tener su longitud (por ejemplo: 1-100m)


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4.4.1.3 Niveles de afectación El propósito de este apartado es establecer los criterios y valores umbrales a los cuales puede presentarse una afectación de interés sobre el entorno como consecuencia de una pérdida de contención y materialización de un suceso final. De acuerdo con esto, estos criterios y valores umbrales son los que se deben considerar para la modelación de consecuencias y la determinación de las distancias de afectación, según la tipología de los posibles sucesos finales, tales como: • • • • • • • •

Derrame continental (en suelo y agua) Derrame marino Incendio Llamarada Explosión Dispersión tóxica Atmósferas asfixiantes

Afectación por derrame continental

Se debe definir el comportamiento del producto en el viaje a lo largo de las posibles rutas de derrames, con el objeto de establecer las zonas afectadas por el derrame. Estos cálculos se deben realizar a partir del volumen de derrame, atendiendo las características del suelo por donde pueda avanzar el derrame (pendientes, retenciones por empozamiento, cobertura vegetal, etc.), condiciones de velocidad de los cuerpos de agua y considerando el tiempo de remanencia del producto (momento en el cual se produce la pérdida total del producto superficial, considerando efectos de evaporación, pérdida por contacto y dispersión) y/o la capacidad de contención según la estrategia de control del derrame. En la Tabla 30 se describen las condiciones para establecer las distancias máximas de viaje de producto a considerar en el análisis de riesgo de acuerdo a los niveles de afectación. Tabla 30. Niveles de Afectación por derrame continental Zona

Severa

Moderada

Leve

Condición

Afectación por contacto directo con el hidrocarburo Punto en el cual la columna de agua alcanza concentraciones superiores a los niveles de referencia y no existe una película o capa superficial del hidrocarburo Punto en el cual la columna de agua alcanza concentraciones por debajo

Descripción de la afectación En suelo: afectación a la capa vegetal por contacto directo con el hidrocarburo y posible afectación a zonas de recarga. En agua: cambio de condiciones fisicoquímicas por presencia superficial del hidrocarburo. Afectación por toxicidad a los ecosistemas acuáticos.

Cambio de condiciones fisicoquímicas por presencia de sustancias de interés sanitario (TPH, BTEX y PAH) asociadas a hidrocarburos y afectación por toxicidad a los ecosistemas acuáticos. Cambio de condiciones fisicoquímicas por presencia de sustancias de interés sanitario (TPH, BTEX y PAH) asociadas a hidrocarburos y afectación leve por toxicidad a los ecosistemas acuáticos.


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de los niveles de referencia

La estimación de la zona de afectación severa del derrame deberá complementarse con análisis adicionales si se han identificado áreas de recarga asociadas a acuíferos. Esto incluye un estudio específico de vulnerabilidad que utilice la caracterización (forma de recarga y calidad fisicoquímica del agua, identificación de la permeabilidad y sensibilidad siguiendo la metodología del

Anexo 5. Método GOD para análisis vulnerabilidad acuíferos). Dependiendo del nivel de vulnerabilidad, en el numeral 4.4.4.2, se determinará la necesidad de estimar tiempo y distancia de viaje subsuperficial para que el producto alcance estos sitios. El cálculo de la concentración de las sustancias de interés sanitario (TPH, BTEX y PAH) asociadas a hidrocarburos viajando en la columna de agua se debe estimar a 20 cm de la superficie. Los valores de referencia a utilizar corresponden a los establecidos por la autoridad ambiental pertinente para el sector o los establecidos en el Anexo 6. Límites de exposición permisibles por contaminación con hidrocarburos en agua y suelo, en ausencia de la norma. Para efecto de cálculo, en los análisis de riesgos asociados a planes de Emergencia solo se estimará la zona de afectación severa. •

Afectación por derrame en medio marino

Se debe estimar la extensión superficial de la mancha cada hora a partir del momento en que se produce la pérdida de contención, teniendo en cuenta condiciones de viento, marea, corrientes, características del producto y para mínimo 3 épocas del año: lluvias, seca y transición. Igualmente, para estos cálculos se debe considerar el tiempo de remanencia del producto (momento en el cual se Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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produce la pérdida total del producto superficial, considerando efectos de evaporación y dispersión) y/o el tiempo de respuesta previsto para la atención de la emergencia y la recolección del producto derramado. En la siguiente tabla se describen las condiciones para establecer el área afectada por un derrame marino. Tabla 31. Niveles de Afectación por derrame marino Zona

Severa

Moderada

Leve

Condición

Descripción de la afectación

En agua: cambio de condiciones fisicoquímicas por presencia Afectación por contacto directo superficial de hidrocarburo. del medio marino con el hidrocarburo En playa: contacto directo del hidrocarburo con el suelo y la cobertura vegetal de la línea costera (p.ej manglares). Punto en el cual la columna de agua alcanza concentraciones Cambio de condiciones fisicoquímicas por presencia de sustancias superiores a los niveles de de interés sanitario (TPH, BTEX y PAH) asociadas a hidrocarburos referencia y no existe una película o capa superficial del y afectación por toxicidad a los ecosistemas acuáticos. hidrocarburo Punto en el cual la columna de Cambio de condiciones fisicoquímicas por presencia de sustancias agua alcanza concentraciones de interés sanitario (TPH, BTEX y PAH) asociadas a hidrocarburos por debajo de los niveles de y afectación leve por toxicidad a los ecosistemas acuáticos. referencia

El cálculo de la concentración de las sustancias de interés sanitario (TPH, BTEX y PAH) asociadas a hidrocarburos viajando en la columna de agua se debe estimar a 20 cm de la superficie. Los valores de referencia a utilizar corresponden a los establecidos por la autoridad ambiental pertinente para el sector o los establecidos en el Anexo 6. Límites de exposición permisibles por contaminación con hidrocarburos en agua y suelo, en ausencia de la norma. Para efecto de cálculo, en los planes de Emergencia solo se estimará la zona de afectación severa. •

Afectación por radiación

Las áreas de afectación por radiación de un incendio de piscina, de chorro de fuego o una BLEVE/bola de fuego sobre personas están definidas en la Tabla 32 según metodología Probit y se puede apreciar en la Figura 3. Tabla 32. Niveles de Afectación por Radiación Térmica


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Zona

Radiación Térmica (KW/m2)


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Descripción

Intensidad suficiente para causar daño a equipos de proceso. Zona de probabilidad de 90% de muerte para tiempos de exposición mayores de 30 > 20.9 Severa segundos. Zona de probabilidad del 50% de muerte para p ara tiempos de exposición mayores de 30 > 14.50 segundos. No se espera personal en esta área. Por encima de este valor existe ignición de la madera sometida al flujo de calor durante un tiempo excesivo. Intensidad suficiente para fundir tuberías de plástico. Puede desarrollar fatalidad debido a > 9.50 quemaduras de tercer grado después de 100 segundos de exposición. Quemaduras de segundo grado después de 12 segundos de exposición. Zona límite de probabilidad de 1% de muerte para tiempos de exposición mayores de 30 >7.27 Moderada segundos Tiempo de exposición máximo de un (1) minuto sin r opa de protección adecuada. >5 Quemaduras de primer grado después de 30 segundos de exposición. Quemaduras de segundo grado después de 180 segundos de exposición. Las consecuencias estimadas del accidente producen un nivel de daño que justifica la aplicación inmediata de las medidas de seguridad. Tiempo de exposición máximo de tres (3) minutos sin ropa de protección adecuada. Quemaduras de primer grado después de 120 segundos de exposición. Las consecuencias a este nivel del accidente provocan efectos que, aunque perceptibles por Leve >1.6 la población, no justifican la intervención inmediata de las medidas de protección sobre las personas. Zona límite de intensidad calórica en áreas donde pueden emplearse acciones de emergencia que duren hasta varios minutos por personal con ropa adecuada. Fuente: Guidelines for Chemical Process Quantitative Risk Analysis. AICHE. Second Edition, 2000 > 37.5

Afectación Severa R > 14.5 [Kw/m2]

Zona de llama Punto de Fuga o Centro de la Piscina

Afectación Moderada 5.0 < R < 14.5 [Kw/m 2]

Afectación Leve Zona de Afectación Nula

Figura 3. Distancias de Interés Seleccionadas para Incendio de Chorro, Piscina y BLEVE/Bola de fuego


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Afectación por llamarada de nube de d e vapores inflamables

Los efectos originados por la llamarada son de radiación térmica, causados principalmente por el contacto directo de la llama dentro de los límites de inflamabilidad de la nube de vapores de hidrocarburo. Para tal fin, se establece que la nube de vapor puede incendiarse hasta una distancia máxima desde el punto de fuga, dado por la distancia a la cual la concentración de la nube se ha diluido hasta el límite inferior de inflamabilidad del producto (LII). En esta zona se considera la muerte de todas las personas presentes. Ya que por convección se puede transmitir radiación por fuera de la distancia establecida por el (LII), entonces se considera una distancia adicional hasta que la nube se diluye a ½ del (LII). Respecto a la radiación transmitida por convección hacia zonas por debajo del límite inferior de inflamabilidad, si bien están sometidos a radiación, pero como la duración es muy corta el daño es muy limitado y por lo tanto se considera despreciable iv. La Tabla 33 describe los corredores de interés por afectación para el suceso final de llamarada, información que se puede apreciar adicionalmente en la Figura 4. Tabla 33. Niveles de Afectación por Llamarada Zona

Condición

Descripción Zona en la cual no deben existir fuentes de ignición. Se asume el 100% de Zona Severa LII probabilidad de muerte de una persona Zona Moderada LII/2 Corresponde a la distancia en la cual la nube se diluye hasta ½ del LII. Fuente: Adaptado de CPR 16E (GB: (GB: Green Book). Methods for the determination of possible possible damage to people and objects resulting from releases of hazardous materials. First edition. 1992.

Zona de Contacto Directo con la Llama

Distancia hasta ½ del LII

Area Potencial de Impacto

Dirección del Viento

Zona de Exposición por Radiación Térmica Transmitida Punto de Fuga Centro de la Nube

Zona Segura Distancia al LII


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Figura 4. Distancias de Interés Seleccionadas para Llamarada •

Afectación por sobrepresión debido a una explosión

En la Tabla 34 se puede apreciar el efecto que pueden producir diferentes niveles de sobrepresión, los cuales se alcanzan de forma radial con relación al punto en el que se produce la explosión, como lo ilustra la Figura 5. Tabla 34. Niveles de Afectación por sobrepresión Zona

Rango de Onda Expansiva (psi)

Descripción

Máximo pico de onda expansiva que puede desarrollar una explosión no confinada de vapores de hidrocarburos. Este nivel de onda expansiva no 14.0 causa mortalidad, pero si alcanza una probabilidad de afectación del 45% por rotura de tímpano. Severa Por encima de este valor, hay destrucción casi completa de casas. Posible >6.4 daño de tanques de almacenamiento y equipo de proceso. Probabilidad de afectación del 10% por rotura de tímpano. El umbral de rotura de tímpano (probabilidad del 1%) se presenta a esta > 3.25 onda expansiva. Al interior de esta zona se producen daños severos en estructuras de acero Moderada >3 y mampostería (edificios industriales). A partir de esta sobrepresión se produce el colapso parcial de techos y >2 paredes de casas. Niveles de onda expansiva suficientes para ocasionar daños menores a Leve > 0.4 estructuras de casas y edificios. FUENTE: Guidelines for Chemical Process Quantitative Risk Analysis. AICHE. Second Edition.2000.


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Afectación Severa P ≥ 6.4 psi

Área Potencial de Impacto

Afectación Leve 0.4 ≥ P [psi] < 2.0

Dirección del Viento

Afectación Moderada 2.0 ≥ P [psi] < 6.4 Punto de Fuga Afectación Nula P [psi] < 0.4 Centro de la Explosión Distancia al L.I.I.

Figura 5. Distancias de Interés I nterés Seleccionadas para Explosión

•

Afectación por dispersión tóxica

La vulnerabilidad de las personas a la inhalación de substancias tóxicas está relacionada con la naturaleza de la sustancia y su dosis, es decir, depende de la concentración y el tiempo de exposición. La dosis inhalada puede expresarse mediante una función del tipo:

  =  ��  La ecuación Probit para casos de muerte por inhalación de una sustancia tóxica tiene la siguiente forma:

 =  +  ∗ ��  ��  Donde a, b, y n son constantes específicas para cada sustancia, las cuales se ilustran en el Anexo 7. Constantes Probit para sustancias tóxicas . Una forma de simplificar esta ecuación es utilizar la concentración promedio durante el tiempo de exposición, lo cual se reduce a la siguiente expresión:

 =  ∗ 


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Utilizando esta ecuación, se puede calcular la concentración a la cual se esperaría cierto porcentaje de letalidad dentro de la población expuesta. Análogamente, para evaluar niveles de afectación menores que se puedan utilizar para planeación de respuesta a emergencias, la EPA ha desarrollado los índices AEGL y ERPG los cuales también definen escenarios asociados a dispersiones tóxicas de sustancias expresados en 3 niveles. En la Tabla 35 se especifican los umbrales límites de concentraciones para diferentes grados de afectación a considerar en el análisis de riesgos. Tabla 35. Niveles de afectación por dispersión tóxica Zona

Concentración

Descripción de la afectación Es la concentración a la cual se esperaría un 90% de letalidad dentro de la población Letalidad del 90% general. Severa Es la concentración a la cual se esperaría un 50% de letalidad dentro de la población Letalidad del 50% general. Es la concentración a la cual se esperaría un 1% de letalidad dentro de la población Letalidad del 1% general. Es la concentración a/o por encima de la cual se predice que la población general, incluyendo individuos susceptibles pero excluyendo los hipersusceptibles, podría Moderada experimentar efectos amenazantes para la vida o la muerte. Concentraciones por >AEGL-3 debajo de AEGL 3 pero por encima de AEGL 2 representan niveles de exposición que pueden causar efectos a largo plazo, serios o irreversibles o impedir la capacidad de escapar. Concentración a/o por encima de la cual se predice que la población general, incluyendo individuos susceptibles pero excluyendo los hipersusceptibles, puede experimentar >AEGL-2 efectos a largo plazo serios o irreversibles o ver impedida su capacidad para escapar. Concentraciones por debajo del AEGL 2 pero por encima del AEGL 1 representan niveles de exposición que pueden causar notable malestar. Leve Concentración a/o por encima de la cual se predice que la población general, incluyendo individuos susceptibles pero excluyendo los hipersusceptibles, puede experimentar una >AEGL-1 incomodidad notable. Concentraciones por debajo del AEGL 1 representan niveles de exposición que producen ligero olor, sabor u otra irritación sensorial leve. Fuente: Las concentraciones AEGL debe seleccionarse en función del tiempo de paso de la nube y se encuentran en el link http://www.epa.gov/opptintr/aegl/pubs/human http://www.epa.go v/opptintr/aegl/pubs/humanhealth.htm health.htm

En caso de que no se tengan los valores de los AEGL definitivos para la sustancia evaluada se deberá utilizar los valores ERPG, los cuales también se presentan en tres niveles (según el orden de gravedad de su efecto en la salud de las personas expuestas y cuyos valores se actualizan anualmente). En la Tabla 36 a continuación se describen los ERPG. Tabla 36. Descripción ERPG Concentración ERPG-3 ERPG-2

Descripción La máxima concentración aérea bajo la cual se cree que casi todos los individuos podrían estar expuestos hasta por una hora sin experimentar o desarrollar efectos de salud que amenacen su vida. La máxima concentración aérea bajo la cual se cree que casi todos los individuos podrían estar


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expuestos hasta por una hora sin experimentar o desarrollar efectos de salud serios o irreversibles o síntomas que pudieran dañar la habilidad del individuo para to mar acción protectora. La máxima concentración aérea bajo la cual se cree que casi todos los individuos podrían estar expuestos hasta por una hora sin experimentar más que efectos de salud leves y temporales o ERPG-1 donde no se percibe claramente un olor desagradable. Fuente: Las concentraciones ERPG se encuentran en el link: http://www.aiha.org/insideaiha/GuidelineDevelopm http://www.aih a.org/insideaiha/GuidelineDevelopment/ERPG/Documents/20 ent/ERPG/Documents/2011erpgweelhandbook_table-on 11erpgweelhandbook_table-only.pdf ly.pdf

•

Afectación por atmósferas asfixiantes

Los efectos asociados a atmósferas pobres en oxigeno pueden variar considerablemente de una persona a otra. Algunas afectaciones relacionadas con la concentración de oxígeno pueden encontrarse en la literaturaiv. En la Tabla 37 se presentan las concentraciones de interés a tener en cuenta para establecer las distancias de afectación. Tabla 37. Niveles de Afectación por atmosferas asfixiantes % Concentración de Descripción oxígeno Severa 12 Disminución de la capacidad física e intelectual Moderada 16 Situación peligrosa Fuente: Casal J., et al; Análisis de riesgo en instalaciones industriales, 1999. Zona

Se considera que para alcanzar una concentración de oxígeno inferior a la normal en el aíre (21%), debe haber un desplazamiento volumétrico del oxígeno debido a la dispersión de otra sustancia. En este caso, se estima que a una concentración de sustancia de 42.85% (428570 ppm) la concentración de oxigeno se reduce a un 12%, que corresponde al umbral de afectación donde se presenta disminución de la capacidad física e intelectual del ser humano. Análogamente, para una concentración de sustancia de 23.84% 23.84% (238400 ppm), la concentración concentración de oxigeno se se reduce a un 16%, que denota denota el inicio de una condición peligrosa para la salud humana. 4.4.2 Criterios para la estimación de descargas Se deben considerar de manera diferenciada los siguientes criterios establecidos para estimar las descargas para sistemas de transporte y áreas de proceso. 4.4.2.1 Sistemas de ductos Los sistemas de ductos contemplan la infraestructura de oleoductos, mangueras submarinas y flotantes, poliductos, gasoductos, usada para transportar hidrocarburos h idrocarburos y sus derivados. 4.4.2.1.1 Segmentación de sistemas de ductos


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Para la estimación de consecuencias se deberá segmentar la tubería teniendo en cuenta los siguientes criterios, en orden: 1. Tramos de cada 1000 m 2. Todos los cruces con cuerpos de agua permanentes. 3. Un metro antes y un metro después de cada válvula automática y cheque. 4.4.2.1.2 Tiempo de respuesta operativo El tiempo de respuesta operativo corresponde al tiempo que se tarda en detectar la pérdida de contención más el tiempo de actuación (automático, semi-automático, manual). El tiempo de actuación en el caso de una rotura total se entiende como el tiempo en el que se detiene el flujo de producto ya sea por cierre de válvulas o paro de la operación de bombeo. En el caso de una rotura parcial o mínima se pueden presentar dos situaciones: •

Si se detiene la operación de bombeo entonces el tiempo de actuación corresponde al mismo de la rotura total,

•

Si no se detiene la operación de bombeo el tiempo de actuación corresponde al tiempo que se tarda en detener la fuga.

Los tiempos de respuesta a utilizar para los cálculos se deben obtener de los correspondientes departamentos de Operación & Mantenimiento y deben incluir la siguiente información, la cual debe presentarse como aparece en la Tabla 38. -

Nombre de la válvula Clase de válvula (Seccionamiento o bloqueo, venteo, purga) Tipo de válvula (Compuerta, bola, cheque, tapón) Tipo de actuador (Manual, automático) Tiempo de detección (Rotura total, parcial o mínima) Tiempo de actuación (Rotura total, parcial o mínima) Tabla 38. Tiempo de respuesta operativo

Tramo

Nombre

Clase

Tipo

Tipo Actuador

Tiempo de detección Rotura total

Rotura parcial

Rotura mínima

Tiempo de actuación Rotura total

Rotura parcial

Rotura mínima

Para los sistemas de transporte fluvial y terrestre, el tiempo de respuesta tendrá en cuenta el tiempo de detección, y el tiempo de actuación. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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4.4.2.1.3 Volumen de derrame Para cada segmento determinado de la tubería, primero se debe estimar el volumen de derrame correspondiente tomando en cuenta los siguientes criterios para rotura total y/o parcial. Rotura total En el caso de una rotura total, el volumen de derrame corresponde al volumen dinámico, es decir, al volumen de bombeo durante el tiempo de respuesta operativo (detección + actuación), más el volumen hidrostático drenado. El volumen hidrostático drenado se debe calcular con la herramienta que Ecopetrol S.A. defina para tal fin, la cual debe considerar como mínimo: • •

• •

Volumen drenado cuando la línea tiene cero flujo. El volumen de derrame se considera en tiempo infinito y con las válvulas de seccionamiento configuradas para cada perfil de línea, previa verificación de su funcionamiento con cada departamento O&M. Línea despresurizada y drenaje por presión estática. Al incluir los puntos para el cálculo del volumen de derrame se deben incluir todos los puntos de inflexión de la tubería (cada punto de inflexión con cambio de signo) y 1 m antes y 1 m después de cada válvula.

Rotura parcial o mínima En el caso de una rotura parcial o mínima, el volumen de derrame será igual al caudal de fuga multiplicado por el tiempo de respuesta operativo, más el volumen correspondiente al drenaje hidrostático en caso de que la operación se detenga. 4.4.2.1.4 Caudales de fuga Para estimar el caudal promedio de descarga se den tomar en cuenta los siguientes criterios para rotura total y/o parcial. Rotura total El caudal de fuga a estimar, y que debe ser el utilizado para el modelamiento de los sucesos finales, corresponde al caudal promedio de la descarga del primer 20% del total de la masa drenada iii. Rotura parcial o mínima En el caso de roturas parciales y mínimas se debe realizar el cálculo correspondiente al flujo de líquidos por orificios teniendo en cuenta la pérdida de presión por fricción en la tubería. El caudal de fuga a estimar corresponde al caudal promedio de la descarga del primer 20% del total de la masa drenada iii.


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Para gases y sustancias en estado bifásico se deben emplear formulaciones adecuadas para estas condiciones tales como el modelo de Wilson vii u otros, siempre y cuando estén debidamente justificados. Para rupturas parciales o mínimas en tuberías enterradas se deben considerar los siguientes criterios viii: a) Calcular la tasa de descarga normalmente. b) Recalcular la descarga para una tubería de baja presión (1 barg para presiones de operación >10 barg, 0.1 barg para presiones de operación < 10 barg), con un diámetro de ruptura modificado para obtener la misma tasa de descarga calculada en el primer paso. Esto se realiza para simular la difusión a través del suelo, lo cual disminuye la cantidad de movimiento de la descarga. 4.4.2.2 Áreas Operativas Las áreas operativas involucran las instalaciones industriales en las que se desarrollan procesos para el manejo o transformación de productos, como campos, áreas o bloques de producción, baterías, estaciones, plantas (incluyendo plantas internas de un Complejo), terminales y plataformas, entre otros. 4.4.2.2.1 Caudal de fuga Para el cálculo del caudal de fuga para los diferentes equipos que se encuentran en el área operativa, se deben tener en cuenta los siguientes criterios: • •

•

•

Se debe considerar la capacidad máxima de almacenamiento de los equipos. Para las roturas de tuberías, bombas y fugas en tanques se realiza el cálculo hidráulico correspondiente a través de un orificio. Se debe considerar un coeficiente de descarga (para la ecuación de Bernoulli) de 1 para las roturas totales en el caso de líquidos, de 0,61 para las descargas parciales en el caso de líquidos y 1 en el caso de gases. En el caso de las bombas, se asume que la rotura total se produce en la aspiración de la bomba. El caudal de fuga se determina realizando el correspondiente cálculo hidráulico que depende del nivel de líquido en el recipiente de suministro y la longitud de la tubería. El caudal de fuga corresponde al caudal promedio de la descarga del primer 20% del total de la masa drenadaiii.

4.4.2.2.2 Tiempo de respuesta operativo El tiempo de respuesta es aquel que tarda la operación en desarrollar las acciones y medidas de control previstas ante la ocurrencia de un evento, hasta detener la pérdida de contención. Está condicionado por varios factores tales como las condiciones del entorno, capacidad y eficiencia de la operación para atender el evento, instrumentación de control, etc. Los tiempos de respuesta a considerar según el tipo Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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de válvula se relacionan en la Tabla 39. Estos tiempos deberán ser validados por la operación, especialmente en los casos donde los tiempos pueden ser superiores. Tabla 39. Tiempos de respuesta operativos Tipo de válvula Automática

Descripción • • • •

Operada a distancia

• • •

Operada manualmente

• •

La detección es totalmente automática y específica. La detección resulta en una orden automática de cerrado de la válvula. No se requiere la actuación de un operador. La detección es totalmente automática y específica. La detección resulta en una señal de alarma (en campo o en la sala de control), sonora, luminosa o ambas. El operador valida la señal, localiza el pulsador de la válvula y actúa desde campo o desde la sala de control. La detección es totalmente automática y específica. La detección resulta en una señal de alarma (en campo o en la sala de control), sonora, luminosa o ambas. El operador valida la señal, se desplaza hasta el lugar, localiza la válvula y la cierra manualmente.

Tiempo total: detección + actuación 5 minutos

15 minutos

30 minutos

Notas: 1. Se puede considerar un tiempo más corto si se justifica técnicamente (p.e. válvulas de exceso de flujo). 2. En el caso de rompimiento de un equipo con vaciado de este sin posibilidad de bloqueo, el tiempo de fuga es igual al tiempo de vaciado del equipo.

Los resultados obtenidos de volúmenes de derrame y caudales de descarga para áreas operativas y sistemas de transporte, se deben registrar en la Tabla 40 que se muestra a continuación. Tabla 40. Volúmenes de derrame y caudales de descarga Coordenadas Código Escenario

N

W

Volumen de Derrame (BBL)

Caudal Promedio (BPM)

XXX/YYY/ZZZ

Dónde: •

Código del escenario Los valores YYY/ZZZ corresponden a lo establecido en la Tabla 4. Identificación de escenarios


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•

•


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, mientras que el valor XXX para sistema de transporte se refiere al abscisado específico en el que se segmenta la tubería y no a un rango. En el caso de equipos se mantiene igual. Coordenadas Las coordenadas son las correspondientes a cada abscisado específico (XXX) y se referencian en sistema Magna Sirgas Origen Bogotá. Volumen de derrame y caudal promedio: corresponde a lo descrito en los numerales 4.4.2.1 y 4.4.2.2.

4.4.2.3 Sustancias bifásicas En los casos de gases licuados a alta presión el comportamiento de la descarga tras una pérdida de contención provoca la despresurización instantánea de la sustancia generando la evaporación súbita (flash) de una parte del líquido y el arrastre de gotas de líquido. Para determinar la masa total de vapor incorporada en la parte evaporada se debe tener en cuenta tanto la fracción adiabática como el arrastre de gotas resultado de la expansión súbita, según la relación establecida en la Tabla 41. Se podrá utilizar una relación diferente siempre y cuando estén debidamente justificados y sean aprobados por Ecopetrol S.A.. Tabla 41. Fracción de vapor

iii

Fracción adiabática del flash, X

Fracción de vapor (fracción adiabática + arrastre)

X < 0,1

2*X

0.1<= X < 0,36

(0,8*X-0.028)/0.26

X >= 0.36

1

Fuente: CPR 18E (PB: Purple Book).Guidelines for quantitative risk assessment, 2005.

4.4.3 Distancias de afectación directa Para el modelamiento de los diferentes sucesos finales y estimación de las distancias a las cuales se alcanzan los niveles de afectación de interés definidos en el inciso 4.4.1.3 se debe utilizar el software que Ecopetrol S.A. defina para tal fin. Así mismo, se deben tener en cuenta los siguientes criterios y modelos de cálculo, con la salvedad de que se podrán emplear modelos y parámetros diferentes siempre y cuando estén debidamente justificados y sean aprobados por Ecopetrol S.A. 4.4.3.1 Producto a modelar En el caso de que el producto no sea una sustancia pura, sino una mezcla, como ocurre con los hidrocarburos, la composición de la mezcla debe obtenerse a partir de los datos de cromatografía o destilación de los productos, utilizando la última versión del aplicativo Spline (hoja de cálculo desarrollada por el ICP), para la ejecución del modelamiento de los efectos de radiación, sobrepresión y Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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dispersión. En el caso de contratos externos para análisis de riesgos, esta información debe ser suministrada por Ecopetrol S.A. 4.4.3.2 Incendio de piscina •

•

•

En el caso de sustancias en estado bifásico o altamente volátil, se debe tener en cuenta el balance entre el caudal de derrame y la tasa de evaporación y/o infiltración del producto en el cálculo del diámetro máximo de la piscina. El cálculo se debe realizar para el tiempo en que se derramaría el volumen total de descarga con este caudal. En sistemas de transporte, para el cálculo del diámetro máximo de la piscina, solo en el caso de zonas planas (pendiente menor a 1%), se considera la formación de una piscina de 20 mm de espesor para sustancias refinadas y 50 mm para crudos. Para el caso de zonas con pendientes se deben usar los datos de la Figura 6, sin embargo en este caso ya debe considerarse la formación de una ruta de derrame y no el empozamiento del producto. En áreas de operativas, para un área confinada (diques, muros de contención, drenajes) se considera la superficie del área confinada, siempre que el derrame no supere el volumen que se puede retener. En áreas no confinadas se considera la formación de una piscina de 20 mm de espesor para sustancias refinadas y 50 mm para crudos, y una extensión máxima de referencia de 1500 m2 para superficies terrestres y 10000 m2 en superficies marinas. Sin embargo, estas extensiones de referencia deben ser validadas en campo de acuerdo a las condiciones del sitio.

•

En el caso de fugas instantáneas en equipos de proceso, el diámetro máximo de la piscina se debe estimar teniendo en cuenta el volumen total liberado.

•

Para el cálculo de efectos se debe utilizar el modelo de llama sólidavi, y para el análisis de consecuencias se debe asumir un tiempo máximo de exposición de 30 s.

4.4.3.3 Incendio de chorro (jet fire) •

Se debe utilizar el caudal promedio de la descarga del primer 20% del total de la masa drenadaiii.

•

En función del estado de la sustancia se debe escoger un modelo adecuado:

-

1) Vapor o Gas: Chamberlain Jhonson

-

2) Bifásicos o líquidos: Cook

-

Los modelos anteriores se pueden encontrar en las herramientas informáticas de simulación tales como Phast, Effects, entre otros. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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•

•


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Para el modelamiento en tuberías aéreas, bien sea ruptura total o parcial, se debe asumir un chorro horizontal seleccionando un tiempo máximo de exposición de 30 s. Para el modelamiento en tuberías enterradas, en caso de ruptura total se debe evaluar un chorro vertical impactando el suelo u horizontal impactando contra un objeto determinado, esto en razón a que de esta manera se disminuye la cantidad de movimiento con que se libera el producto. En caso de rupturas parciales o mínimas, se considera un chorro vertical con dirección hacia arriba.

4.4.3.4 Dispersión: Llamarada, nube tóxica o asfixiante •

•

Fugas gaseosas o bifásicas: -

El caudal de fuga corresponde al caudal promedio de la descarga del primer 20% del total de la masa drenada iii.

-

En el caso de una descarga bifásica, el caudal de fuga para la dispersión se toma como el caudal de la fase vapor más la contribución por evaporación de la piscina. El cálculo se debe realizar como una fuga continua para el tiempo en que se derramaría el volumen total de descarga con este caudal.

-

En el caso de una fuga instantánea, se debe considerar la dispersión de toda la masa de gas o la masa evaporada súbitamente, equivalente a la masa total multiplicada la fracción de vapor estimada de acuerdo con la Tabla 41.

Fugas Líquidas: -

Se debe considerar una piscina en evaporación. El diámetro máximo se calcula de igual forma que en el caso del incendio de piscina.

4.4.3.5 Explosión • •

•

Se debe considerar la posibilidad de una UVCE, siempre que haya más de 1000 kg de sustancia entre límites de inflamabilidad. La explosión debe evaluarse en el punto más crítico, es decir, con la mayor cantidad de vapores en condiciones de inflamabilidad. La explosión se situará geográficamente en el punto medio entre el origen de la fuga y la distancia hasta el LII. Para el cálculo de la sobrepresión se debe utilizar el método multienergía desarrollado por Van den Bergvii. Así, cuando se desconozca la fracción de masa confinada y la curva para la energía explosiva inicial, se debe considerar la curva 6 y 0.08 como la fracción de masa confinada. En el caso de que la nube inflamable se encuentre en un área de proceso, dónde el nivel de confinamiento es mayor debido a la presencia de equipos se debe utilizar la curva 8 vii,iv .


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4.4.3.6 BLEVE o bola de fuego •

•

Para la modelación, la presión de falla del equipo se debe considerar como 1.21 veces la presión de apertura de la válvula de alivio, o en caso de no existir un dispositivo de alivio, debería ser igual a la presión de diseño del equipo ix. La masa involucrada se debe tomar como la fase vapor más 3 veces la fracción adiabática a la presión de fallo del equipo, con un máximo de toda la masa contenida en el equipo iii. Para el cálculo de la radiación debido al suceso final de BLEVE/Bola de fuego, se deberá utilizar el modelo TNOvii o el modelo recomendado de DNV vi.

4.4.3.7 Dispersión atmosférica Dependiendo de la sustancia, la dispersión atmosférica puede resultar en diferentes sucesos finales, tales como: nube inflamable, nube tóxica y/o una nube asfixiante. •

El periodo de tiempo para estimar las concentraciones promedio (averaging time) de las sustancias en el aire viene dado por ix: -

•

Dispersión inflamable: 18.75 s Dispersión tóxica o asfixiante: 600 s (o según la concentración límite a evaluar)

Los modelos a utilizar en función del tipo de gas, pueden ser: -

Modelo Gaussiano para gases neutros, gases con una densidad similar a la del aire vii. Modelo para gases pesados, gases con una densidad mayor a la del aire vii. Modelo Unificado de dispersión (DNV).

4.4.3.8 Consolidación de resultados para distancias de afectación directa La información referente a las distancias de afectación directa asociadas a cada escenario se debe consignar en la Tabla 42 a la Tabla 47. Debe tenerse en cuenta que para los sucesos finales que dependen de la dispersión atmosférica (llamarada, dispersión tóxica, explosión y atmósferas asfixiantes), se deben presentar 2 tablas de resultados, una para la estabilidad más probable y otra para la estabilidad F, como se establece en el numeral 4.4.1.1. Tabla 42. Distancias de afectación por derrame Código Escenario

Niveles de Afectación Distancia de viaje del Derrame Radio de Afectación Puntual (m) (m)


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CODIGO VIT-GTA-G-395 Código Escenario


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Niveles de Afectación Distancia de viaje del Derrame Radio de Afectación Puntual (m) (m)

Nota: En el caso de que se haya elaborado un estudio específico por potencial afectación a acuíferos subsuperficiales (ver Tabla 30) se debe adicionar una columna para reportar la distancia de viaje subsuperficial. Tabla 43. Distancias de afectación por emisiones tóxicas Leve Código Escenario

AEGL-1

AEGL-2

Niveles de Afectación Moderada Severa Letalidad del Letalidad del Letalidad del AEGL-3 1% 50 % 90% Distancia (m)

Tabla 44. Distancias de afectación por Atmósferas asfixiantes Código Escenario

Niveles de Afectación 12% Concentración O2

Distancia (m)

16% Concentración O2

Tabla 45. Distancias de afectación por Incendio

Código Escenario

1.6 Kw/m2

Niveles de Afectación Incendio de piscina/Chorro de fuego/BLEVE 5.0 Kw/m2 14.5 Kw/m2 20.9 Kw/m2 Distancia (m)

37.5 Kw/m2


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Tabla 46. Distancias de afectación por Llamarada Niveles de Afectación

Código Escenario

Zona Mortal (LII)

Zona Segura (LII/2) Distancia (m)

Tabla 47. Distancias de afectación por Explosión Código Escenario

0.4 psi

2.0 psi

Niveles de Afectación 3.25 psi 6.4 psi Distancia (m)

14 psi

4.4.4 Distancias de afectación indirecta Las distancias de afectación indirecta, se deben estimar con base en las rutas de derrame y el modelamiento de efectos de los posibles sucesos finales que pueden tener lugar a lo largo de la misma. A continuación se describen los criterios a tener en cuenta para la estimación de las rutas de derrame y el comportamiento del producto a lo largo de ellas. 4.4.4.1 Rutas de derrame Las rutas de derrame se deben estimar para determinar las áreas de afectación indirecta. En sistemas de transporte, se realiza teniendo en cuenta, como mínimo, todos los puntos de rotura identificados previamente (ver numeral 4.4.2.1). En áreas de proceso, las rutas de derrame se presentan cuando el derrame de la sustancia supera la capacidad de los sistemas de contención de la operación (diques, trampas, etc) y el derrame alcanza el sistema de aguas lluvias de la planta y posteriormente los drenajes naturales. Para la estimación de estas rutas de derrame se deben tener en cuenta los siguientes criterios: •

Derrame en tierra: Se deben identificar las rutas de derrame mediante la estructuración de modelos digitales de elevación que permitan categorizar las pendientes del terreno. Para ello se debe utilizar cartografía a escala 1:25000 (o de mayor detalle), para la identificación de curvas de nivel, morfología de cauces y áreas aferentes a los mismos. La trayectoria de la ruta se debe estimar hasta los sitios de posible empozamiento o hasta que alcance un cuerpo de agua.


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•


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Derrame en cuerpos de agua. Las trayectorias de derrame deberán contemplar todos los cuerpos de agua identificados de acuerdo con el numeral 4.4.1.2, para las condiciones máximas, medias y mínimas especificadas allí mismo. Igualmente, de acuerdo con lo establecido en el numeral 4.4.1.3, la trayectoria se estimará considerando el tiempo de remanencia del producto en el caso de hidrocarburos livianos, y la localización del último punto de control en el caso de hidrocarburos pesados. Podrán usarse otros criterios siempre y cuando estén debidamente justificados y sean aprobados por Ecopetrol S.A.

Una vez establecidas las rutas de derrame en suelo y tierra, es necesario establecer los cambios en la cantidad del volumen que será recuperado en los puntos de control, teniendo en cuenta que durante la trayectoria de derrame, puede haber disminución del volumen derramado influido por diferentes fenómenos físico-químicos. Los siguientes fenómenos deberán incorporarse en la estimación de los volúmenes de hidrocarburo remanente: •

•

•

Volumen de sustancia derramada y condición de descarga . Se debe analizar en función de lo establecido en el apartado 4.4.2. Evaporación. El cálculo de las pérdidas por evaporación del producto derramado debe estar relacionado con el área de exposición, el tiempo de exposición, el tiempo del derrame, las propiedades físico-químicas de la sustancia derramada, las condiciones de temperatura y de velocidad del viento en la zona. La tasa de evaporación para el caso de sustancias refinadas podrá considerarse constante y estimarse con el apoyo de la herramienta de simulación seleccionada. Para el caso de crudos el comportamiento de esta variable deberá estimarse en función del tiempo. Adherencia superficial en cuerpos de agua. La adhesión superficial es un fenómeno que depende de características del crudo tales como densidad, viscosidad, punto de fluidez y tensión superficial. La adhesión se presenta por la cohesión de las moléculas de crudo al material vegetal y suelos presentes en las orillas del cuerpo de agua. Las pérdidas por adhesión a la orillas de los cuerpos de agua, expresado en barriles adheridos por km recorrido; se pueden estimar en función de la velocidad del cauce y la densidad API del producto derramado, según la Tabla 48. Se espera una mayor adhesión en condiciones de caudales mínimos y niveles bajos. Tabla 48. Perdida de Hidrocarburos en las Orillas (Bls/Km) Velocidad del Cuerpo de Agua (m/s)

API 0,1

0,2

0,4

0,8

1,5

3,0

6,0

15

24,43

16,97

11,78

8,18

4,49

2,46

1,35

20

16,13

11,20

7,78

5,40

2,96

1,63

0,89

25

10,66

7,40

5,14

3,57

1,96

1,07

0,59


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30

7,04

4,89

3,39

2,36

1,29

0,71

0,39

35

4,65

3,23

2,24

1,56

0,85

0,47

0,26

40

3,07

2,13

1,48

1,03

0,56

0,31

0,17

45

2,03

1,41

0,98

0,68

0,37

0,20

0,11

50

1,34

0,93

0,65

0,45

0,25

0,14

0,07

55

0,88

0,61

0,43

0,30

0,16

0,09

0,05

60

0,58

0,41

0,28

0,20

0,11

0,06

0,03

65

0,39

0,27

0,19

0,13

0,07

0,04

0,02

70

0,25

0,18

0,12

0,09

0,05

0,03

0,01

Fuente: Valores experimentales Ecopetrol S.A.

•

Adherencia superficial en tierra. Para el caso de suelo, el cálculo de las pérdidas de hidrocarburo por adherencia superficial se debe estimar de acuerdo a la pendiente y cobertura vegetal del terreno, según la Figura 6. Podrán utilizarse otros valores de pérdidas por adherencia superficial siempre y cuando estén debidamente sustentados y sean aprobados por Ecopetrol S.A.

•

•

Infiltración. Las pérdidas por infiltración se deben considerar solo para hidrocarburos livianos, trayectorias del derrame en terrenos con pendientes inferiores al 3% y suelos permeables como gravas o arenas. Dispersión y dilución en cuerpos de agua . La velocidad a la que un crudo se dispersa en gran parte depende de la naturaleza del crudo y la velocidad y turbulencia del cuerpo de agua, y se produce más rápidamente si el crudo es liviano y de baja viscosidad. La pertinencia o no de incluir las pérdidas por dispersión y dilución, deberá evaluarse y en caso afirmativo deberá proponerse la metodología de cálculo.


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6,0

��

5,0

��

) 2 �4,0 / � � ( � � � � � 3,0 � � � � � � � � 2,0 � � � � �

��

1,0

0,0 0

5

10

15

20

�� (%)

Figura 6 Adherencia de Crudo en el Suelo para Diferentes Coberturas Vegetalesx.

4.4.4.2 Modelamiento de consecuencias en la ruta de derrame Posterior a la determinación de las rutas de derrame, se debe realizar el modelamiento de efectos para los sucesos finales que se puedan presentar a lo largo de estas rutas y se deben evaluar las consecuencias sobre los acuíferos, teniendo en cuenta los siguientes criterios:

Efectos superficiales •

•

Las rutas de derrame se deben segmentar en función del ancho de la ruta de derrame (ya sea en tierra o en agua) de acuerdo con los siguientes rangos: - Menor a 5m - Entre 5 y10 m - Entre 10 y 20 m - Entre 20 y 40 m - Mayores a 40 m Nota: Se podrán utilizar otros criterios para la segmentación siempre y cuando estén debidamente justificados y sean aprobados por Ecopetrol S.A. Para cada segmento, dependiendo del ancho de la ruta (r p), se debe establecer un área equivalente (AE) para realizar la estimación de efectos. Esta área equivalente (AE), debe establecerse teniendo


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en cuenta que un receptor situado a cierta distancia de la ruta, no solo recibirá el efecto de la radiación proveniente del incendio de piscina perpendicular a él (es decir, de la piscina de diámetro igual al ancho de la ruta), sino también del área adyacente.

Figura 7 Esquema del Área Equivalente •

Establecida el área equivalente a utilizar, se estima el diámetro correspondiente y se aplican los criterios establecidos en el numeral 4.4.3 para la estimación de los efectos de los posibles sucesos finales.

Acuíferos •

De acuerdo con lo descrito en el numeral 4.4.1.3, únicamente en aquellos sitios donde se haya identificado que la vulnerabilidad evaluada por la metodología GOD sea “Extrema” (valores entre 0.7 y 1.0), se deberá estimar mediante modelos de flujo en medio poroso el tiempo y la distancia de viaje sub-superficial para que el producto alcance estos sitios. La selección de modelo a utilizar se debe realizar teniendo en cuenta las suposiciones, limitaciones y restricciones para el análisis.

4.4.4.3 Consolidación de resultados para distancias de afectación indirecta Los resultados de la caracterización de las rutas de derrame para condiciones máximas, medias y mínimas se deben reportar en la Tabla 49. Tabla 49. Caracterización de las Rutas de Derrame

Abscisado

Medio de transporte1

Distancia recorrida (m)

Volumen de remanencia en el último punto de control (Bbl) Max

Med

Min

Tiempo de llegada (s) Max

Med

Min

KMX+X Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Abscisado

Medio de transporte1

Distancia recorrida (m)

Elaborado 10/07/2013 Volumen de remanencia en el último punto de control (Bbl) Max

Med

Min

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Tiempo de llegada (s) Max

Med

Min

Nota 1. En esta columna se debe documentar el medio de transporte sobre el que se desplaza el hidrocarburo: en tierra o el nombre del cuerpo de agua. En caso de que el punto final sea un sitio de empozamiento, se deberá hacer la especificación, y documentar el área de empozamiento.

Los resultados del modelamiento de consecuencias en las rutas de derrame se deben presentar en el mismo formato de las Tabla 42 a Tabla 47. 4.4.5 Áreas de afectación El área sobre la cual se pueden recibir efectos de daño debido a la ocurrencia de sucesos finales se denomina área de afectación, y se clasifica como área de afectación directa y área de afectación indirecta, cuya definición se explica en el glosario. Estas áreas se calculan con base en los resultados del modelamiento de los diferentes sucesos finales y estimación de las distancias a las cuales se alcanzan los niveles de afectación de interés para cada tipo de suceso, según lo establecido en el numeral 4.4.1.3. Los criterios para la determinación de las áreas de afectación directa e indirecta son los siguientes: •

•

En sistemas de transporte, el área de afectación directa está dada por un corredor medido desde el eje central del ducto. Este corredor está dado por la mayor distancia de afectación obtenida en la modelación para todas las sustancias analizadas. Por otro lado, el área de afectación indirecta está dada por varios corredores a lo largo de las rutas de derrame tanto en suelo como en agua. La amplitud de dichos corredores corresponde en el caso de derrames en cuerpos de agua a la máxima distancia de afectación reportada medida desde el eje central del cauce y en el caso de derrames en suelo a la máxima distancia de afectación reportada medida desde el eje central de la trayectoria del derrame. Para sistemas de transporte de gas, no aplica el concepto de área de afectación indirecta. En áreas de proceso, el área de afectación directa está dada por la envolvente resultante de trazar circunferencias con centro en cada equipo involucrado en el análisis de riesgo. Los radios de dichas circunferencias están dados por la máxima distancia de afectación obtenida para cada equipo. Para el área de afectación indirecta aplica el mismo criterio de rutas de derrame en sistemas de transporte siempre y cuando éstas se hayan identificado.

Por último, las rutas de derrame se deben superponer en un sistema de información geográfica con atributos, utilizando para todos los efectos coordenadas Magna sirgas origen Bogotá, generando la cartografía temática de áreas de afectación de cada infraestructura/sistema y poder continuar con el análisis del riesgo.


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4.5


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IDENTIFICACIÓN DE ELEMENTOS VULNERABLES

Partiendo de la modelación de efectos de los posibles sucesos finales y la determinación de las áreas de afectación directa e indirecta, se desarrolla la identificación de los elementos vulnerables existentes dentro de estas áreas. Esta identificación, en el caso de infraestructura de transporte lineal debe especificar el tramo de tubería en el cual se encuentran los elementos vulnerables para el área de afectación directa (abscisado inicial y final del tramo), y para el área de afectación indirecta debe especificar el tramo en el cual una rotura ocasionaría la afectación. Esta identificación debe realizarse haciendo la revisión desde el inicio del sistema de ductos. Se consideran como elementos vulnerables los asentamientos humanos, la infraestructura social, los bienes de interés cultural, las actividades productivas, empresas que manejan sustancias peligrosas, áreas ambientales sensibles, sitios de captación de agua y acuíferos. El inventario de estos elementos se relaciona en las tablas a continuación, donde para cada área de afectación se deberá diligenciar una tabla por elemento vulnerable. 4.5.1 Asentamientos Humanos En el caso de los asentamientos humanos nucleados, se deberá identificar la información de la Tabla 50, en donde el área se refiere al área del asentamiento dentro del área de afectación y la variable de servicios públicos, se refiere al número de elementos puntuales existentes dentro del área de afectación con las siguientes características: Acueducto y alcantarillado: bocatomas, tanques de almacenamiento, PTAR (planta de tratamiento • de aguas residuales), planta de tratamiento de agua potable, e infraestructura superficial asociada a pozos profundos. Energía: torres de transmisión, estaciones y transformadores. • • Comunicaciones: antenas de comunicación (celular, tv, radio) y casetas de comunicación. • Gas Natural: estación de compresión. Tabla 50. Asentamientos Humanos Nucleados Nombre del Asentamiento

Localización (Coordenad as)

Tramo

Distancia (m)/ Abscisado1

Área (Ha)

No Viviendas

No Personas

Servicios Públicos Acueducto y Alcantarillado

Energía

Comunicación

Gas Natural

Nota 1: Distancia mínima a la infraestructura petrolera/Abscisado correspondiente

En el caso de los asentamientos humanos dispersos, se deberá realizar la identificación por elemento, es decir, por vivienda y por la existencia de servicios públicos de acuerdo con las características del párrafo anterior. Para cada uno, se debe documentar la localización, el tramo y la distancia mínima a la infraestructura petrolera; solo en el caso de las viviendas se debe documentar el área y número de personas que habitan allí permanentemente. Tabla 51. Asentamientos Humanos Dispersos Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Elemento

Localización (Coordenadas)

Tramo


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Distancia (m)/ Abscisado 1

Área (Ha)

No Personas


Asimismo, es necesario identificar sí los asentamientos humanos nucleados o dispersos relacionados en la Tabla 50 y Tabla 51 corresponden a territorios étnicos reconocidos por el INCODER y el Ministerio del Interior, para lo cual en dichas tablas se deberá registrar adicionalmente el nombre del grupo étnico y territorio étnico al que pertenecen. 4.5.2 Infraestructura Social Documente la infraestructura social presente en el área de afectación, incluyendo: • Infraestructura vial: puentes y tarabitas, Salud: puestos y centros de salud, hospitales y clínicas, • Educación: instituciones educativas, • Instalaciones comunitarias: restaurantes, hoteles, centros vacacionales, parques, recreación, • iglesias, hogares y salones comunitarios, Instalaciones institucionales: puestos de policía, estaciones de bomberos, cruz roja, defensa civil y • entidades gubernamentales. Tabla 52. Infraestructura Social

Nombre

Ubicación Municipio/ Corregimiento Coordenadas Vereda Barrio

Tramo


Área (Ha)1

No Personas

Tiempo de Ocupación (h/Año)


4.5.3 Actividad Productiva Documente el uso de los suelos que se encuentran en el área de afectación, a partir del mapa de coberturas de la tierra, incluyendo suelos agrícolas, pecuarios, pesca y acuicultura, industrial y comercial, o turismo, usando la tabla a continuación.

1

La unidad de medida será el metro cuadrado, en el caso de una edificación aislada.


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Tabla 53. Actividad Productiva

Tipo de Actividad



Tramo

Área (Ha)


4.5.4 Bienes de Interés Cultural Se deben tener en cuenta como bienes de interés de la nación: “Todos los bienes materiales, manifestaciones inmateriales, productos y representaciones de la cultura, el paisaje cultural, bienes materiales de naturaleza mueble e inmueble, de interés histórico, artístico, científico, estético, arquitectónico, urbano, arqueológico, lingüístico, sonoro, musical, audiovisual, fílmico, testimonial, documental, literario, bibliográfico, museológico o antropológico” (Extracto de Art. 4, Ley 97 de 1997), usando la tabla a continuación. El número de personas y tiempo de ocupación hace referencia a lugares cerrados que tengan acceso de personal como el caso de los museos, sitios arqueológicos, etc. Tabla 54. Bienes de interés cultural

Nombre


Tramo

Distancia (m)/ Abscisado*

Área (Ha)

Tiempo de Ocupación (h/Año)

No Personas


4.5.5 Empresas e infraestructura que maneje sustancias peligrosas Documente la existencia de otra actividad industrial aledaña a la infraestructura que maneje sustancias peligrosas. Por ejemplo otros sistemas de transporte de hidrocarburos que comparten derecho de vía con la infraestructura analizada, plantas de otros operadores que se encuentran en la misma planta o terminal, etc. Tabla 55. Industrias Adyacentes Nombre de la Industria/Ducto


Tramo


Área (Ha)

No Personas

Tiempo de Ocupación (H/Año)

Descripción de la industria 2


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CODIGO VIT-GTA-G-395 Nombre de la Industria/Ducto


Tramo



Área (Ha)

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No Personas

Tiempo de Ocupación (H/Año)

Descripción de la industria 2

Notas: 1. Distancia mínima a la infraestructura petrolera/Abscisado correspondiente 2. Esta descripción se refiere sobre todo al tipo de sustancias que maneja.

4.5.6 Acuíferos Documente las zonas de recarga, los acuíferos libres y confinados existentes en el área de afectación, usando la Tabla 56. Tenga en cuenta que si la infraestructura está sobre el acuífero, su localización estará dada por el porcentaje de la misma que queda sobre el acuífero en el caso de campos, áreas o bloques de producción, baterías, estaciones, plantas, terminales y plataformas, mientras que para un sistema de ductos o transporte terrestre estará dada por el tramo que se encuentra sobre el acuífero indicando abscisa inicial y abscisa final. En dado caso que la infraestructura alcance de la actualización no se encuentre sobre el acuífero, pero esté en el área de afectación directa, la localización estará dada por la distancia mínima que hay entre la infraestructura y el límite del acuífero y, adicionalmente se debe indicar si está en la dirección de flujo del agua subterránea. Los usuarios pueden ser pozos, aljibes, manantiales y excavaciones que corten el nivel de agua subterránea (por ejemplo minería, protección de taludes en obras de geotecnia, entre otros). Tabla 56. Acuíferos Nombre del Acuífero

Tipo


Tramo

Usuarios

Áreas de Recarga

4.5.7 Áreas Ambientales Sensibles Documente las áreas ambientales sensibles que se intersecten con el área de afectación, identificando la presencia de coberturas naturales de la tierra (de acuerdo con la clasificación de coberturas de la tierra), las figuras de protección y las especies amenazadas que se presentan en el Anexo 8. Elementos vulnerables componente ambiental . Tabla 57. Áreas Ambientales Sensibles Coberturas naturales de la tierra Municipio / Área ID Nombre 1 Vereda ó (Ha) Corregimiento


Figuras de Protección Tramo

Nombre

Área (Ha)

Tramo (Pk a Pk)

Especies amenazadas 3


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CODIGO VIT-GTA-G-395 Coberturas naturales de la tierra Municipio / Área ID Nombre 1 Vereda ó (Ha) Corregimiento



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Figuras de Protección Tramo

Nombre

Área (Ha)

Tramo (Pk a Pk)

Especies amenazadas 3

Notas: 1. El nombre de la cobertura de la tierra corresponde al mayor nivel disponible según el Anexo 8. Elementos vulnerables componente ambiental . 2. Distancia mínima a la infraestructura petrolera/Abscisado correspondiente 3. Se debe especificar la categoría y nivel disponible para cada una de las especies amenazadas presentes en cada cobertura dentro del área de afectación.

4.5.8 Sitios de captación de agua Por ser de particular importancia, se deben identificar los sitios de captación de agua o bocatomas presentes sobre las rutas de derrame identificadas, usando la Tabla 58 y la Tabla 59. Tabla 58. Sitios de Captación de Agua (Bocatomas) Nombre

Coordenadas

Vereda Corregimiento Municipio

Cuerpo de Agua

Tramo

Uso

No Usuarios

En la Tabla 59 se deben documentar las características de un derrame de producto en el cuerpo de agua que alimenta a cada una de las bocatomas identificadas, teniendo en cuenta los dos productos más críticos (en dado caso que la infraestructura de análisis maneje más de dos productos). Tabla 59. Caracterización del Derrame en las Bocatomas Nombre

Tramo

Volumen de Derrame (BBL)

Tiempo Crítico (s) 1

Volumen de Remanencia (BBL) Producto 1 Producto 2

Nota 1: Tiempo crítico es la menor duración de las tres condiciones analizadas, que tarda la mancha en llegar al sitio de la bocatoma.

4.6

ANALISIS DEL RIESGO


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El objetivo de este numeral es suministrar la información para determinar la dimensión de los riesgos que genera la infraestructura o sistema sobre su entorno. De manera que se puedan conocer los riesgos para poder elaborar el correspondiente plan de emergencia, tomar decisiones informadas acerca de la tolerabilidad, priorizar los riesgos más importantes y poder elaborar un plan de tratamiento de los mismos xi. 4.6.1 Riesgo ambiental Los riesgos se analizan combinando la frecuencia de ocurrencia del suceso final y la posible afectación que pueda generar. La frecuencia de ocurrencia viene dada por la Tabla 25, mientas que la posible afectación, se debe estimar en función de las distancias de los efectos de cada suceso final y las áreas ambientalmente sensibles presentes en ellas, ya identificados en la Tabla 57. En el caso de la afectación al ambiente se consideraran solo los sucesos finales de derrame, incendio de piscina y llamarada, por ser los que pueden ocasionar una mayor afectación sobre el medio ambiente. Adicionalmente también se valora la importancia ambiental de cada elemento (Ie), lo que permite una mejor valoración del riesgo de afectación y permite enfocar las acciones de respuesta. En este sentido, la valoración de la afectación, se inicia determinando la existencia de las áreas ambientalmente sensibles (cobertura natural y figuras de protección, más la presencia de especies amenazadas en estas áreas) dentro de las áreas de afectación para cada suceso final de acuerdo con los niveles de efectos que se presentan en el Anexo 9. Valoración riesgo ambiental . Allí, se debe calcular el área de intersección del polígono de cada uno de estas áreas ambientalmente sensibles con el polígono del área de afectación (directa e indirecta) resultante del suceso final, medido en hectáreas, y haciendo uso de la base SIG.

∩

El cálculo del riesgo arroja un índice de riesgo ambiental del área ambientalmente sensible expresado matemáticamente mediante la siguiente ecuación:

R j

=  1 ∗   ∩ ∗  ∗ 2 Probabilidad

Afectación

Donde: • • • • • • • •

R j= Riesgo total del área ambientalmente sensible i = Suceso final j = Área Ambientalmente Sensible: cobertura natural y figuras de protección, más la presencia de especies amenazadas en estas áreas. P1i= Frecuencia de ocurrencia del suceso final dada la perdida de contención (ver Tabla 25) Poli= Polígono del suceso final i, expresado en Ha = Intersección Pol j = Polígono del área ambientalmente sensible, expresado en Ha Ie= Importancia del área ambientalmente sensible

∩


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P2i= Probabilidad afectación del ambientalmente sensible dado el suceso final i

•

La importancia de cada elemento “Ie”, se estima teniendo en cuenta la puntuación de importancia relativa que se documenta en el Anexo 8. Elementos vulnerables componente ambiental . Así, para cada elemento se debe sumar el valor de importancia de la cobertura, la figura protegida (la cual será 0 si esa cobertura no tiene ninguna figura de protección) y las especies amenazadas (la cual será 0 si no hay reportes de especies amenazadas en esa área, y en caso de haber varias especies reportadas, se tomará el mayor valor de importancia para las especies reportadas), valor que luego se debe normalizar dividiendo por 15, para así obtener la variable de importancia cuyo valor debe darse en un rango de 0-1. La probabilidad de afectación promedio (P2 i) se define en función del tipo de suceso final (como son derrame de sustancia -contacto directo con el hidrocarburo-, llamarada -límite inferior de inflamabilidad, LII- y niveles de radiación por incendio -KW/m 2-) y de los receptores que pueden verse afectados (flora, fauna, y cuerpos de agua), variando en un rango de 0 a 1 y cuyos valores se referencian en las tablas del Anexo 9. Valoración riesgo ambiental . Estos valores pueden ser modificados si se cuenta con datos más precisos de probabilidades de afectación o estudios específicos que técnicamente ayuden a definir la afectación sobre los receptores del ambiente. Cuando un mismo suceso final afecta distintos receptores entonces el valor (P2 i) corresponde al promedio ponderado de las probabilidades de afectación de los receptores afectados, tal como se muestra a continuación.

    ∩  ∗       ,   ,   P2 =    , ∩  Donde: • • • • • • • •

P2i= Probabilidad de afectación promedio del área ambientalmente sensible dado el suceso final i i = Suceso final q = Posibles receptores dentro del área ambientalmente sensible: flora, fauna y cuerpos de agua. k = Nivel de efecto Pol j = Polígono del área ambientalmente sensible, expresado en Ha Poli,k= Polígono del suceso final i para el nivel de efecto k, expresado en Ha = Intersección Pq,k = Probabilidad de afectación del receptor q para el nivel de efecto k

∩

Adicionalmente, para poder tener una dimensión global del nivel de riesgo ambiental generado por la infraestructura, se deberá sumar el riesgo de todos los elementos vulnerables para obtener un indicador total de riesgo ambiental. No obstante, en el caso de sistemas de ductos esta cuantificación deberá realizarse cada km y el indicador total obtenido para cada km deberá representarse cartográficamente sobre el ducto.


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Todo este procedimiento deberá realizarse cartográficamente, utilizando un sistema de información geográfico para la estimación de las áreas de intersección y visualización del resultado del análisis del riesgo ambiental. Es decir, como producto cartográfico final se deberá presentar un mapa con la calificación de los niveles de riesgo por área ambiental sensible, dentro del área de afectación. La información referente al análisis del riesgo ambiental se debe consignar en la Tabla 60. Tabla 60. Índice de riesgo ambiental asociado a la infraestructura Índice de Riesgo Ambiental Infraestructura / tramo

1

Área de Afectación Directa

Área de Afectación Indirecta

Total

Nota: 1. Se describe la abscisa inicial y final del tramo analizado (para sistemas de ductos), o el nombre de la facilidad cuando se trate de estaciones, plantas, terminales, etc.

Tabla 61. Índice de riesgo ambiental por área ambiental sensible Área Ambientalmente Sensible Índice de Riesgo ID (Según Tabla 57)

4.6.2 Riesgo socioeconómico Los riesgos se analizan combinando la frecuencia de ocurrencia del suceso final y la posible afectación que pueda generar. La frecuencia de ocurrencia viene dada por la Tabla 25, mientas que la posible afectación, se debe estimar en función de las distancias de los efectos de cada suceso final y los elementos vulnerables presentes en ellas, ya identificados en la Tabla 50 a la Tabla 54. En este caso se consideraran los sucesos finales de derrame, incendio de piscina, llamarada, dispersión y explosión En este sentido, la valoración de la afectación, se inicia determinando la existencia de los elementos vulnerables (población, infraestructura, actividades productivas y bienes de interés cultural) dentro de las áreas de afectación para cada suceso final de acuerdo con los niveles de efectos que se presentan en el Anexo 10. Valoración riesgo socioeconómico. Así, se debe calcular, en función del elemento vulnerable evaluado, el área de intersección del polígono del elemento vulnerable con el polígono del área de afectación (directa e indirecta) resultante del suceso final o, en su defecto, determinar la presencia o no del elemento vulnerable en el área de afectación del suceso final, todo

∩


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esto se debe realizar haciendo uso de la información disponible en los SIG y la información primaria levantada en campo. La importancia de cada elemento “Ie”, y la probabilidad de afectación por suceso final se establecen según las tablas del Anexo 10. Valoración riesgo socioeconómico y sus valores varían en una escala de 0-1. La probabilidad de afectación puede ser modificada si se cuenta con información más precisa que permita determinar la posibilidad de ocurrencia de la afectación dado el suceso final. El cálculo del riesgo arroja un índice de riesgo socioeconómico asociado a cada tramo de tubería (km a km) teniendo en cuenta los elementos vulnerables existentes en el área de afectación directa e indirecta de éste, mediante las siguientes ecuaciones:

Dónde: • • • • •

 =  +  +  + 

R = Riesgo total asociado al tramo Po = Riesgo sobre el elemento vulnerable de población In = Riesgo sobre el elemento vulnerable de infraestructura Ap = Riesgo sobre el elemento vulnerable de actividad productiva Bc = Riesgo sobre el elemento vulnerable de bienes de interés cultural

El elemento vulnerable de población (Po) se evalúa así:

∗  , ∩  ∗  ∗ ,  ∗   +  , ,  ∗      =  ∗  1   ∩   ∗  ..   .. • • • • • • •

• • • • • • • •

i = Suceso final P1i= Frecuencia de ocurrencia del suceso final dada la perdida de contención (ver Tabla 25) = factor de ponderación del elemento vulnerable k = Nivel de efecto Pol j = Polígono del elemento vulnerable, expresado en Ha Poli,k= Polígono del suceso final i para el nivel de efecto k, expresado en Ha Polit = Polígono del suceso final i, expresado en Ha (Para el caso de los sucesos finales de incendio y explosión considere el área correspondiente a una intensidad de 1.6 kW/m 2 y 0.4 psi, respectivamente) = Intersección ρ = densidad poblacional en el área de intersección Pq,k = Probabilidad de afectación q para el nivel de efecto k Ie= Importancia del elemento vulnerable. a.n. = asentamiento nucleado a.d. = asentamiento disperso Npi,k = Número de personas dentro del polígono del suceso final i para el nivel de efecto k Np totali = Número total de personas dentro del área de afectación del suceso final i α

∩

p


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El elemento vulnerable de infraestructura (In) se evalúa así:

 ∗ , ∗  +∝  ∩  ∗  ∗  ∗  +    ∗  ∗   ∗∝+∝∗ , I� =  1   ∩  ∗  ..    . , ∗   ∗  , ∗   • • • • •

• • • • • • • • •

•

i = Suceso final P1i = Frecuencia de ocurrencia del suceso final dada la perdida de contención (ver Tabla 25) Pol j = Polígono del elemento vulnerable, expresado en Ha Poli = Polígono del suceso final i para el nivel de efecto considerado, expresado en Ha Polit = Polígono del suceso final i, expresado en Ha (Para el caso de los sucesos finales de incendio y explosión considere el área correspondiente a una intensidad de 1.6 kW/m 2 y 0.4 psi, respectivamente) = Intersección ρ = Densidad de las viviendas en el área de intersección Pq = Probabilidad de afectación q para el nivel de efecto considerado = factor de ponderación del elemento vulnerable Ie= Importancia del elemento vulnerable según su funcionalidad. a.n. = asentamiento nucleado a.d. = asentamiento disperso Nvi = Número de viviendas dentro del polígono del suceso final i para el nivel de efecto considerado Nv totali = Número total de viviendas dentro del área de afectación del suceso final i (Para el caso de los sucesos finales de incendio y explosión considere el área correspondiente a una intensidad de 1.6 kW/m 2 y 0.4 psi, respectivamente). sp = elementos de servicios públicos puntuales (no se tendrán en cuenta elementos de conducción): Acueducto: bocatomas, tanques de almacenamiento, PTAP, infraestructura superficial asociada a pozos profundos. Energía: torres de transmisión, estaciones, transformadores. Comunicación: antenas de comunicación (celular, tv, radio), casetas de comunicación. Gas natural: estación de compresión. Ni,sp = Número de elementos del servicio público dentro del área de afectación del suceso final i Pq,sp = Probabilidad de afectación q para el elemento sp. Nsp totali = Número total de elementos de servicios públicos del área de afectación del suceso final i (Para el caso de los sucesos finales de incendio y explosión considere el área correspondiente a una intensidad de 1.6 kW/m 2 y 0.4 psi, respectivamente). ss = elementos de servicios sociales puntuales: Infraestructura vial: puentes, tarabitas. Salud: puestos de salud, hospitales, clínicas y centros de atención médica. Educativos: instituciones educativas.

∩

v

α

o

o o o

• • •

•

o o o


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Instalaciones comunitarias: parques, sitios recreativos y deportivos, centros religiosos, salones comunitarios, comedores comunitarios, hogares comunitarios. Instalaciones institucionales: puestos de policía, estaciones de bomberos, cru z roja, defensa civil, entidades gubernamentales. Ni,ss = Número de elementos de servicio sociales dentro del área de afectación del suceso final i. Pq,ss = Probabilidad de afectación q para el elemento ss. Nss total i = Número total de elementos de servicios sociales del área de afectación del suceso final i (Para el caso de los sucesos finales de incendio y explosión considere el área correspondiente a una intensidad de 1.6 kW/m 2 y 0.4 psi, respectivamente). o

o

• • •

El elemento vulnerable de actividad productiva (Ap) se evalúa así:

 =∝ ∗ 1  �  ∩  ∩ ∗ � ∗  �   ∗  ∗  • • • • • • •

• • • • •

i = Suceso final r = Elemento de actividad productiva: agrícola, pecuaria, pesca y acuicultura, industria y comercio, y turismo. P1i= Frecuencia de ocurrencia del suceso final dada la perdida de contención (ver Tabla 25) = factor de ponderación del elemento vulnerable Polr = Polígono del elemento vulnerable “actividad productiva”, expresado en Ha Poli= Polígono del suceso final i para el nivel de efecto correspondiente, expresado en Ha Polit = Polígono del suceso final i, expresado en Ha (Para el caso de los sucesos finales de incendio y explosión considere el área correspondiente a una intensidad de 1.6 kW/m 2 y 0.4 psi, respectivamente) = Intersección v = Operados lógico “o”. Cada actividad productiva se evalúa identificando la cobertura correspondiente ó su presencia en caso de no disponer de la cobertura. Pq = Probabilidad de afectación q para el nivel de efecto correspondiente Ie= Importancia del elemento vulnerable Act = Presencia de la actividad productiva dentro del nivel de efecto correspondiente. Toma un valor de uno (1) cuando se identifica el elemento y de cero (0) para su ausencia α

∩

El elemento vulnerable de bienes de interés cultural (Bc) se evalúa así:

 = ∝ ∗ 1   ∗  ∗  • • • •

i = Suceso final r = Bien de interés cultural de acuerdo con la Tabla 54. = factor de ponderación del elemento vulnerable P1i= Frecuencia de ocurrencia del suceso final dada la perdida de contención (ver Tabla 25) α


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CODIGO VIT-GTA-G-395 • • •


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Pq = Probabilidad de afectación q para el nivel de efecto correspondiente Ie= Importancia del elemento vulnerable bc = Presencia del bien de interés cultural dentro del nivel de efecto correspondiente. Toma un valor de uno (1) cuando se identifica el elemento y de cero (0) para su ausencia

Nota: Si alguno de los elementos vulnerables evaluados se encuentra dentro de un territorio indígena reconocido por la autoridad competente, la importancia de dicho elemento “Ie” deberá multiplicarse por un factor de 1.2. La información referente al análisis del riesgo socioeconómico se debe consignar en la Tabla 62. Tabla 62. Índice de riesgo socioeconómico asociado a la infraestructura Infraestructura / tramo 1

Índice de Riesgo socioeconómico Po

In

Ap

Bc

Total

Nota: 1. Se describe la abscisa inicial y final del tramo analizado (para sistemas de ductos), o el nombre de la facilidad cuando se trate de estaciones, plantas, terminales, etc.

4.6.3 Riesgo Individual El riesgo individual (R x,y) se refiere al riesgo de muerte al cual un individuo se expone anualmente por el hecho de estar situado en una localización determinada en el entorno de una actividad. Explícitamente, el riesgo individual, se define como la frecuencia, por año, de que una persona situada en un punto del entorno de una actividad industrial resulte letalmente afectada por un suceso final que haya ocurrido en dicha instalación. En este caso se asume que el individuo se encuentra en el punto del entorno las 24 horas del día los 365 días del año, lo cual sería la situación más crítica. En este apartado se quiere estimar el riesgo individual mediante la combinación de las consecuencias letales derivadas de los sucesos finales, con la frecuencia de ocurrencia del suceso final. El riesgo individual proporciona el valor del riesgo para cada localización geográfica del entorno de la actividad, sin tener en cuenta la presencia de personas, ya que solamente depende de la localización respecto de la actividad industrial. El cálculo del riesgo individual “R x,y” en una localización determinada del entorno de la actividad, se realiza haciendo la sumatoria de los riesgos individuales ocasionados por cada uno de los sucesos finales, como se muestra a continuación:

, =   ∙   ∙ , ∙ , Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Donde: • •

• •

•

Rx,y: Riesgo individual en el punto “x,y” (años -1) FSFi: Frecuencia de ocurrencia del suceso final i (años -1). Esta frecuencia de ocurrencia del suceso final “i”, viene dada por la frecuencia de ocurrencia del iniciador multiplicada por la probabilidad de ocurrencia del suceso final i, estimada a partir del árbol de eventos. Pk: Probabilidad de ocurrencia de la estabilidad atmosférica “k”, para las condiciones meteorológicas del sitio. LCSFi,k: Afectación letal en el punto “x,y” ocasionada por el suceso final “i”, en función de la probabilidad de letalidad que le corresponde a este punto por su ubicación con respecto al origen y el alcance del efecto generado por el suceso final “i” asociado a la condición atmosférica “k”. Pv j,k: Probabilidad de que el viento sople en la dirección del sector “j”, para la estabilidad atmosférica “k”. Este parámetro debe considerarse solo para los sucesos finales asociados a dispersiones atmosféricas (llamarada, explosión, atmosfera asfixiante y dispersión tóxica). Para los demás sucesos finales, deberá considerarse una probabilidad de 1, sin embargo, en el caso de incendios de piscina producto de derrames en sistemas lineales, se deberá tener en cuenta la pendiente del terreno y por tanto esta probabilidad tomará valores de 1 solo para puntos que se encuentren en el lado de pendiente negativa, con respecto al punto de origen del derrame.

La unión de todos los puntos del entorno con un mismo valor de riesgo individual es lo que se denomina curvas o líneas de isoriesgo. Estos isocontornos de riesgos, permiten visualizar los límites, las distancias, a los que se presenta cierto nivel de riesgo, lo que permite evaluar su tolerabilidad, planificar y determinar los usos del suelo en el entorno de la infraestructura y establecer planes de acción respecto de los elementos vulnerables localizados dentro de las curvas de isoriesgo que representan un nivel de riesgo no tolerable. A continuación se presentan algunas consideraciones a tener en cuenta para el cálculo del riesgo individual: •

•

En esta guía se plantea el uso de dos condiciones atmosféricas como mínimo, la más probable y la condición atmosférica F por considerarse la más crítica y que generalmente se presenta en la noche. En este sentido, la probabilidad “P k” asociada a la condición atmosférica corresponde a la sumatoria de la probabilidad de las estabilidades atmosféricas superiores a ella. Por ejemplo, la probabilidad asociada a la estabilidad atmosférica D, corresponde a la sumatoria de las probabilidades asociadas a las estabilidades A, B, C y D; mientras que la probabilidad para la estabilidad F, corresponde a la sumatoria de las probabilidades asociadas a las estabilidades E y F. En caso de que no se cuente con estos datos, se asume que la estabilidad atmosférica F se presenta en la noche, por lo que se asignará una probabilidad de ocurrencia del 50% y el otro 50% a la estabilidad atmosférica más probable. La afectación letal asociada al efecto generado por el suceso final “i”, LC SFi,k, se ve especialmente afectada por la condición atmosférica para el caso de sucesos finales asociados a dispersiones atmosféricas, como la llamarada, la explosión, las atmosferas asfixiantes y la dispersión tóxica, por lo que para efectos de cálculo se pueden tomar los resultados asociados a la estabilidad más probable para el caso de los sucesos finales: incendio de piscina, incendio de chorro y BLEVE/bola de fuego.


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Si no se cuenta con la probabilidad de dirección del viento asociada a la condición atmosférica “k”, se deberá tomar la probabilidad total asociada a la rosa de los vientos, para las condiciones meteorológicas del lugar.

A continuación se presenta la tabla donde se debe documentar el mayor valor de riesgo individual obtenido para cada abscisado / equipo evaluado, a una distancia determinada. Tabla 63 Riesgo Individual Abscisado/Equipo 10 m

Riesgo Individual a una distancia determinada (año-1) 20 m 50 m

100 m

Nota: En caso de alcanzar un riesgo muy alto a una distancia de 100 metros, se debe estimar el riesgo a una distancia mayor (de 50 en 50 m) hasta que se obtenga un riesgo dentro de los criterios de tolerabilidad.

4.6.4 Riesgo Social Mientras que el riesgo individual expresa el nivel de riesgo en un punto geográfico del entorno, sin tener en cuenta las personas afectadas, el riesgo social, es el utilizado para evaluar esta relación y definir la medida de riesgo para un grupo de personas. Como tal, el riesgo social, según el IChemE 2, se define como la relación entre la frecuencia y el número de personas que sufren cierto nivel de daño en una población dada, como consecuencia de la ocurrencia de un determinado suceso final xii. Este riesgo se representa mediante las curvas F-N en un gráfico logarítmico en el que en el eje de las “x” representa el número de víctimas mortales “N” y el eje de las “y” representa la frecuencia acumulada “F” de los accidentes que ocasionan un número de víctimas mortales superior o igual a “N”. Como puede observarse, este indicador de riesgo depende directamente de la presencia de personas en los alrededores de la infraestructura, sin tener en cuenta habitualmente, el personal propio o ajeno presente dentro de las instalaciones, en el caso de plantas o estaciones. Para la generación de estas curvas, se debe documentar primero para cada escenario y suceso final asociado, el número de víctimas que puede ocasionar y la frecuencia de ocurrencia del suceso final (FSFi). El número de víctimas que puede ocasionar el suceso final, está en función de la ubicación geográfica de las personas y la probabilidad de letalidad que genera el efecto asociado al suceso final para esa ubicación, como puede observarse en la siguiente expresión:

 =  ∙  ,   , Donde: •

NSFi: Número de personas afectadas por el suceso final i.

2

Institution of Chemical Engineers


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CODIGO VIT-GTA-G-395 • •


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Nx,y: Número de personas presentes en el punto “x,y”. LCSFi : Afectación letal en el punto “x,y” ocasionada por el suceso final “i”, en función de la probabilidad de letalidad que le corresponde a este punto por su ubicación con respecto al origen y el alcance del efecto generado por el suceso final “i”.

A continuación se presenta la tabla donde deben documentarse los resultados de los cálculos, que también deberán presentarse en una gráfica F-N. Tabla 64 Riesgo Social Código Escenario

Suceso final

Frecuencia del suceso final

Afectabilidad (No. Fatalidades)

4.6.5 Criterios de Tolerabilidad Una vez valorado el riesgo, tanto individual como social, es necesario definir los niveles de tolerabilidad al riesgo, es decir, establecer los valores de riesgo que una sociedad está dispuesta a consentir a cambio del beneficio que recibe de dicha actividad. Para ello se deben determinar niveles de riesgo máximo y mínimo, donde el primero de ellos corresponde al límite para el cual todo valor superior no puede ser justificado y por ende deben implementarse mecanismos para disminuirlo de forma inmediata y/o el área incluida dentro de este nivel de riesgo deberá ser gestionada de tal forma que haya restricción en el uso del suelo y se limite la existencia de elementos vulnerables expuestos a este nivel de riesgo. El segundo, corresponde al nivel para el que todo valor inferior puede considerarse no significativo y por lo tanto no es necesario implementar mecanismos de reducción. De acuerdo con esto, un riesgo aceptable se define como uno inferior al criterio de riesgo mínimo, y uno inaceptable es aquel que se encuentra por encima del criterio de riesgo máximo xiii. Por otra parte, la zona que se encuentra entre el nivel de riesgo máximo y mínimo se conoce como la zona ALARP (As low as reasonably practicable). El criterio ALARP establece que los riesgos dentro de esta región deben ser reducidos hasta el punto en que la toma de medidas implique gastos y esfuerzos que sean mayores a los que implica asumir el riesgo que representa no tomar medidas xiv. Los riesgos que se encuentran dentro de esta zona se consideran riesgos tolerables (ver Figura 8). Otro concepto importante es el de aversión al riesgo, el cual hace referencia a la intolerancia (rechazo) de la sociedad hacia accidentes con múltiples fatalidades, en las curvas F-N se representa como la pendiente de la línea.


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Figura 8. Representaciones de valores de riesgo mínimo y máximo

Dada la complejidad a la hora de definir unos niveles de riesgo tolerables, ya que lo que está en juego es la vida humana, pocos países han establecido criterios oficiales de tolerabilidad. Algunos de ellos además han establecido estos niveles teniendo en cuenta la existencia de elementos vulnerables dentro de las zonas de riesgo, con el fin de definir criterios para la planeación y uso del territorio iv, xv. La Tabla 65 muestra algunos criterios basados en el riesgo individual, para el caso de plantas o infraestructura existente. Tabla 65 Criterios de Tolerabilidad del Riesgo Individual en Diferentes Países Administración VROM Holanda (instalaciones existentes) VROM Holanda (instalaciones nuevas) HSE UK (centrales nucleares) HSE UK (nuevas residencias cerca de plantas existentes)

Riesgo No Tolerable (año-1) 1E-5 1E-6 1E-4

Riesgo Despreciable (año-1) 1E-8 1E-8 1E-6

1E-5

1E-6


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Riesgo No Tolerable Riesgo Despreciable (año-1) (año-1) Hungría 1E-5 1E-6 República Checa (instalaciones existentes) 1E-5 1E-6 Brasil (tuberías) 1E-4 1E-5 Brasil (criterio general) 1E-5 1E-6 Fuente: Adaptado de Casal J.; Montiel H.; Planas E.; Vilchez J.A. Análisis de Riesgo en Instalaciones Industriales. Ediciones UPC. Barcelona, 1999, y documento “Marco de Referencia para Valoración de Riesgos” UniAndes, 2013xv Administración

Como referencia y punto de comparación del nivel de riesgo, a continuación se presenta el valor de algunos riesgos asociados a la vida cotidiana en Colombia y el mundo. Tabla 66 Mortalidad Anual en Colombia Asociada a Diversos Sucesos y Actividades Riesgo Individual Aproximado de Muerte Probabilidad / Año Mortalidad por persona Muertes Homicidio 1.75E-04 1 de 5727 Muertes por accidentes de transito 5.70E-05 1 de 17532 Muertes por desastres naturales 1.90E-05 1 de 52604 Suicidios 1.86E-05 1 de 53648 Muerte por autolesión involuntaria 1.60E-05 1 de 62383 Muertes por accidentes de trabajo 8.97E-06 1 de 111427 Embriaguez aparente 1.22E-06 1 de 822368 Agresión por animales 2.43E-07 1 de 4111842 Fuente: Instituto Nacional de Medicina Legal y Ciencias Forenses/ Grupo Centro de referencia Nacional Sobre Violencia/ Sistema de información de desaparecidos y Cadáveres. Disponible en: http://www.contraloriagen.gov.co/tiemporeal/informes/Informe_seguridad_vial7.pdf Actividad

Tabla 67 Mortalidad Anual Mundial Asociada a Diversos Sucesos y Actividades Actividad/Suceso Caída de meteoritos Explosiones de recipientes a presión Viajar en avión Fulminados por un rayo Mordedura de serpiente venenosa Viajar en tren Rotura de presas Tornado. terremoto Ahogados Atropello por automóvil Abuso del alcohol Suicidio Viajar en automóvil

Mortalidad por Año y por Persona 6E-11 5E-8 1E-7 1E-7 2E-7 5.0E-7 1.0E-6 2.0E-6 4.0E-5 5.0E-5 7.5E-5 1.0E-4 1.7E-4

Mortalidad por Persona 1 de 17.000 millones 1 de 20 millones 1 de 10 millones 1 de 10 millones 1 de 5 millones 1 de 2 millones 1 de 1 millón 1 de 500.000 1 de 25.000 1 de 20.000 1 de 13.300 1 de 10.000 1 de 5.900


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Actividad/Suceso Mortalidad por Año y por Persona Mortalidad por Persona Viajar en motocicleta 1.0E-3 1 de 1.000 Fumar (más de 20 cigarrillos/día) 5.0E-3 1 de 200 Fuente: Casal J.; Montiel H.; Planas E.; Vílchez J.A. Análisis de Riesgo en Instalaciones Industriales. Ediciones UPC. Barcelona, 1999. Datos correspondientes a Gran Bretaña y Estados Unidos.

En Colombia aún no se cuenta con unos criterios de tolerabilidad de riesgo individual definidos, por lo que para la comparación del nivel de riesgo se deben utilizar los datos referenciados en las tablas. 5

CONTINGENCIAS

No aplica. 6

ANEXOS

Anexo 1. Sustancias a considerar en el análisis de riesgo de acuerdo con su peligrosidad Anexo 2. Descripción de la infraestructura Anexo 3. Cuantificación de probabilidades y frecuencia de eventos


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Anexo 4. Probabilidades típicas de ignición para diferentes fuentes

Anexo 5. Método GOD para análisis vulnerabilidad acuíferos Anexo 6. Límites de exposición permisibles por contaminación con hi drocarburos en suelo y aua Anexo 7. Constantes Probit para sustancias tóxicas Anexo 8. Elementos vulnerables componente ambiental Anexo 9. Valoración riesgo ambiental Anexo 10. Valoración riesgo soc Anexo 11. Causas de Falla

RELACIÓN DEL DOCUMENTO Para mayor información sobre este documento dirigirse a quien lo elaboró, en nombre de la dependencia responsable: Elaboró: Grupo Aseguramiento PDC-VTL Teléfono: 50306 Buzón: [email protected] Dependencia: Programa de Contingencias VTL Revisó

Aprobó

Henry Javier palacios Clavijo Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Coordinador de Aseguramiento PDC


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Marcela Patricia Ramirez Benavides Coordinador Actualización PMA Y PDC


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Anexo 1. Sustancias a considerar en el análisis de riesgo de acuerdo con su peligrosidad Se deben considerar todas aquellas sustancias que cumplan con alguna de las clasificaciones expuestas en la siguiente tabla. Categoría 1

Tóxica

2

Inflamable

3

Explosiva

5

Reaccionan violentamente con agua

6

En contacto con el agua desprenden gases tóxicos Peligrosas para el medio ambiente

4

Clasificación EU

Rombo de Seguridad Azul: 4, 3, 2

R26 Muy tóxico por inhalación R27 Muy tóxico en contacto con la piel R28 Muy tóxico por ingestión R23 Tóxico por inhalación R24 Tóxico en contacto con la piel R25 Tóxico por ingestión R10 Inflamable Rojo: 4, 3, 2 R17 Se inflama espontáneamente en contacto con el aire R11 Fácilmente inflamable R12 Extremadamente inflamable R2 (Nota 2a) Riesgo de explosión por Amarillo: 4, 3, 2 choque, fricción, fuego u otras fuentes de ignición R3 (Nota 2b) Alto riesgo de explosión por choque, fricción, fuego u otras fuentes de ignición R14/15 Reacciona violentamente con el agua, liberando gases extremadamente inflamables.

DOT 2.3 6.1

2.1 3.1, 3.2, 3.3

1.1, 1.2, 1.3

4.3

R29 En contacto con agua libera gases tóxicos. R50 Muy tóxico para organismos acuáticos. R51 Tóxico para los organismos acuáticos. R53 Puede provocar a largo plazo efectos negativos en el medio ambiente acuático.


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CODIGO VIT-GTA-G-395 Categoría


Clasificación EU

Versión: 0 Rombo de Seguridad

DOT

R54 Tóxico para la flora. R55 Tóxico para la fauna. R56 Tóxico para los organismos del suelo. R57 Tóxico para las abejas. R58 Puede provocar a largo plazo efectos negativos en el medio ambiente.


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Anexo 2. Descripción de la infraestructura Tabla X. Ubicación de la Infraestructura Empresa Vicepresidencia Gerencia Departamento/ Superintendencia Coordinación Instalación Coordenadas3 Área (Ha)4 Longitud (Km)5 Forma de Acceso Dirección Vereda/Municipio/Ciudad Departamento Teléfonos Fax 1.1

ÁREAS OPERATIVAS

1.1.1 Proceso Documente la descripción la operación de las áreas usando la tabla a continuación. Para campos, áreas o bloques de producción, baterías, estaciones, plantas (incluyendo plantas internas de un Complejo), terminales y plataformas, incluya un diagrama de flujo general del proceso. Para aquellas actividades netamente administrativas, esta descripción se hará textualmente, y no se llenará la tabla.

3

Coordenadas Magna Sirgas Origen Bogotá. Para un campo, área o bloque de producción, batería, estación, planta (incluyendo planta interna de un Complejo), terminal o plataforma, esta coordenada corresponde al sitio de acceso. Para un sistema de ductos, esta coordenada corresponde al punto de inicio y punto final del ducto. 4 Aplica para un campo, área o bloque de producción, batería, estación, planta (incluyendo planta interna d e un Complejo), terminal, plataforma o instalación no industrial. 5 Aplica para un sistema de ductos o ruta de transporte (terrestre, fluvial o marítimo). Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Tabla X. Descripción del Proceso Proceso

Descripción de la Operación

Diagrama de Flujo General de la Operación

1.1.2 Infraestructura


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Documente las áreas que hacen parte de la infraestructura alcance del presente plan de emergencia, usando las tablas a continuación, según aplique. Desarrolle un cuarto nivel de títulos en esta sección del documento, con las facilidades relacionadas en cada primera tabla de las cuatro secciones que se exponen a continuación, a saber, “Campos, Áreas o Bloques de Producción”, “Sistemas de Transporte”, “Complejos” e “Instalaciones No Industriales”. Utilice tantas filas y replique las tablas cuantas veces sea necesario, según el número de facilidades que hagan parte de cada plan. •

Campos, Áreas o Bloques de Producción (incluyendo pozos, líneas de transferencia, líneas colectoras, baterías, estaciones y plantas de tratamiento)

•

Tabla X. Infraestructura que hace parte del Plan Nombre del Campo

Campo Nombre

Facilidades Pozos Productores Pozos Inyectores Pozos de Gas Líneas de Transferencia Colectores de Producción Troncales de Inyección Colectores de Gas Batería Nombre Estación Nombre Planta Nombre

Ducto Nombre

Campo Nombre

Descripción Incluya cantidad Incluya cantidad Incluya cantidad Incluya cantidad Incluya cantidad Incluya cantidad Incluya cantidad Incluya función Incluya función Incluya función Incluya producto, longitud y diámetro

Numeral

Pozos Productores Pozos Inyectores Pozos de Gas Líneas de Transferencia Colectores de Producción Troncales de Inyección Colectores de Gas Batería Nombre Estación Nombre Planta Nombre Ducto Nombre

1.1.2.1. Pozos Productores del Campo Nombre


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Tabla X. Pozos Productores Código del Pozo

Estado del Pozo

Tiempo de Operación (H/Año)

Producto

Producción (BPD)

Presión (psi)

El tiempo de operación hace referencia a las horas al año que la infraestructura petrolera opera con un producto determinado.

1.1.2.2. Pozos Inyectores del Campo Nombre

Tabla X. Pozos Inyectores Código del Pozo

Estado del Pozo


Producto

Inyección (BPD)

Presión (psi)


1.1.2.3.Pozos de Gas del Campo Nombre Tabla X. Pozos de Gas Código del Pozo

Estado del Pozo


Producto

Producción (MMPCD)

Presión (psi)


1.1.2.4.Líneas de Transferencia del Campo Nombre Tabla X. Líneas de Transferencia Nombre

Producto Transportado


Flujo (BPD o MMPCD)

P (psi)

T (°F)

Instalación

L (m) D (pulg)


1.1.2.5.Colectores de Producción del Campo Nombre Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Nombre


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Tabla X. Colectores de Producción Tiempo de Producto Flujo P T Operación Transportado (BPD) (psi) (°F) (H/Año)

Instalación

L (m) D (pulg)


1.1.2.6. Troncales de Inyección del Campo Nombre

Nombre

Tabla X. Troncales de Inyección Tiempo de Producto Flujo P Transportado Operación (BPD) (psi) (H/Año)

T (°F)

Instalación

L (m) D (pulg)


1.1.2.7. Colectores de Gas del Campo Nombre

Nombre

Tabla X. Colectores de Gas Tiempo de Producto Flujo P Transportado Operación (MMPCD) (psi) (H/Año)

T (°F)

Instalación

L (m) D (pulg)


1.1.2.8. Batería Nombre del Campo Nombre Nombre de la Línea (De – A)

Productos Manejados

Tabla X. Líneas de Proceso Tiempo de Diámetro Flujo Operación (pulg) (BPD) (H/Año)

Presión (psi)

Temp. (°F)

Instalación


Tabla X. Trampas de Raspadores, Múltiples y Derivaciones Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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TAG

Productos Manejados



Flujo (BPH)

Presión (psi)

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Temperatura (°F)

Diámetro (m)


En la Tabla Válvulas se incluyen las válvulas que permiten seccionar o aislar las diferentes áreas de proceso y controlar el flujo.

Tabla X. Válvulas TAG

Nombre de la Válvula

Flujo (BPH)

Presión (psi) Diseño Oper.

Tipo

Acción

Tiempo Respuesta (Horas)

Sistema Fuerza

Tabla X. Condiciones de Operación de las Bombas No Bomba

TAG

Productos Manejados


Flujo (BPH)

Sistema de Fuerza


Tabla X. Características de las Bombas No Bomba

Tipo de Bomba

Velocidad (RPM)

Diámetro (m) Succión Descarga

Presión (psi) Succión Descarga

Tabla X. Características de los Tanques Verticales No

TAG

Tipo de Uso

Tipo de Techo

Diámetro (m)

Altura (m)

Diámetro de la Conexión Mayor (m)


88/170




Versión: 0

Tabla X. Condiciones de Operación de los Tanques Verticales No


Productos Manejados

Capacidad (Bbl) Nominal Operación

Presión (psi)

Temper. (°F)


No

No

TAG

Tabla X. Características de los Tanques a Presión Dimensiones Tipo de Tanque Longitud Diámetro Altura (m) (m) (m)


Tabla X. Condiciones de Operación de los Tanques a Presión Presión Tiempo de Volumen (psi) Productos Manejados Operación (Bbl) (H/Año) Diseño Operación

Temper. (°F)


TAG

Productos Manejados


Tabla X. Recipientes Capacidad Presión Diám. (Bbl) (psi) (m)

Altura (m)

Longitud (m)

Temper. (°F)


TAG

Productos Manejados

Tabla X. Unidades de Proceso Tiempo de Flujo Presión Operación (BPD o (psi) (H/Año) MMPCD)

Diám.6 (m)

Temper. (°F)

Volumen 7 (Bbl)

El tiempo de operación hace referencia a las horas al año que la infraestructura petrolera opera con un producto determinado. 6 7

Diámetro de la tubería de mayor conexión. Volumen del recipiente (si aplica).


89/170




Versión: 0

Tabla X. Cargadero y Descargadero de Carro Tanques Diámetro Tipo de Productos No (m) Cargue y Manejados Islas Descargue Brazo Manguera

Nombre

No Vehículos /Año

Tabla X. Características del Proceso de Cargue y Descargue Nombre del Sitio

Flujo (BPH)

Presión (psi)

Temperatura (°F)

Tiempo (H) Cargue y Permanencia en Descargue Instalaciones

1.1.2.9.Estación Nombre del Campo Nombre Nombre de la Línea (De – A)

Productos Manejados

Tabla X. Líneas de Proceso Tiempo de Diámetro Flujo Operación (pulg) (BPD) (H/Año)

Presión (psi)

Temp. (°F)

Instalación


TAG

Tabla X. Trampas de Raspadores, Múltiples y Derivaciones Tiempo de Flujo Presión Temperatura Productos Manejados Operación (BPH) (psi) (°F) (H/Año)

Diámetro (m)


En la Tabla Válvulas se incluyen las válvulas que permiten seccionar o aislar las diferentes áreas de proceso y controlar el flujo. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

90/170



TAG

No Bomba


TAG

Flujo (BPH)


Tabla X. Válvulas Presión (psi) Tipo Diseño Oper.

Versión: 0

Acción


Tabla X. Condiciones de Operación de las Bombas Tiempo de Flujo Productos Manejados Operación (BPH) (H/Año)

Sistema Fuerza

Sistema de Fuerza


No Bomba

No

Tabla X. Características de las Bombas Diámetro (m) Velocidad Tipo de Bomba (RPM) Succión Descarga

TAG


Tabla X. Características de los Tanques Verticales Tipo de Diámetro Altura Tipo de Uso Techo (m) (m)



Productos Manejados



Presión (psi)

Temper. (°F)


Tabla X. Características de los Tanques a Presión No

TAG

Tipo de Tanque

Longitud (m)

Dimensiones Diámetro (m)

Altura (m)



91/170



No

TAG

Tipo de Tanque

Elaborado 10/07/2013 Dimensiones Longitud Diámetro (m) (m)

Versión: 0 Diámetro de la Conexión Mayor (m)

Altura (m)

Tabla X. Condiciones de Operación de los Tanques a Presión No


Productos Manejados

Presión (psi) Diseño Operación

Volumen (Bbl)

Temper. (°F)


Tabla X. Recipientes TAG

Productos Manejados


Capacidad (Bbl)

Presión (psi)

Diám. (m)

Altura (m)

Longitud (m)

Temper. (°F)


Tabla X. Unidades de Proceso TAG

Productos Manejados


Flujo (BPD o MMPCD)

Presión (psi)

Diám.8 (m)

Temper. (°F)

Volumen 9 (Bbl)


Tabla X. Cargadero y Descargadero de Carro Tanques Nombre

8 9

Productos Manejados

Tipo de Cargue y Descargue

No Islas

Diámetro (m) Brazo Manguera

No Vehículos /Año



92/170


CODIGO VIT-GTA-G-395 Productos Manejados

Nombre



No Islas

Versión: 0


No Vehículos /Año


Flujo (BPH)

Presión (psi)

Temperatura (°F)


1.1.2.10.Planta Nombre del Campo Nombre Nombre de la Línea (De – A)

Productos Manejados

Tabla X. Líneas de Proceso Tiempo de Flujo Operación Diámetro (pulg) (BPD) (H/Año)

Presión (psi)

Temp. (°F)

Instalación


TAG

Tabla X. Trampas de Raspadores, Múltiples y Derivaciones Tiempo de Flujo Presión Temperatura Productos Manejados Operación (BPH) (psi) (°F) (H/Año)

Diámetro (m)


En la Tabla Válvulas se incluyen las válvulas que permiten seccionar o aislar las diferentes áreas de proceso y controlar el flujo. Tabla X. Válvulas TAG


Flujo (BPH)


Tipo

Acción



Sistema Fuerza

93/170



No Bomba

TAG


Versión: 0

Tabla X. Condiciones de Operación de las Bombas Tiempo de Flujo Productos Manejados Operación (BPH) (H/Año)

Sistema de Fuerza


No Bomba

Tabla X. Características de las Bombas Diámetro (m) Velocidad Tipo de Bomba (RPM) Succión Descarga



TAG

Tipo de Uso

Tipo de Techo

Diámetro (m)

Altura (m)



Productos Manejados



Presión (psi)

Temper. (°F)



TAG

Tipo de Tanque

Dimensiones Longitud Diámetro (m) (m)

Altura (m)



94/170




Versión: 0




Productos Manejados

Volumen (Bbl)

Temper. (°F)



Productos Manejados


Capacidad (Bbl)

Presión (psi)

Diám. (m)

Altura (m)

Longitud (m)

Temper. (°F)



Productos Manejados


Flujo (BPD o MMPCD)

Presión (psi)

Diám.10 (m)

Temper. (°F)

Volumen 11 (Bbl)


Tabla X. Cargadero y Descargadero de Carro Tanques Productos Manejados

Nombre


No Islas


No Vehículos /Año

Tabla X. Características del Proceso de Cargue y Descargue Nombre del Sitio 10 11

Flujo

Presión

Temperatura

Tiempo



95/170


CODIGO VIT-GTA-G-395 (BPH)

Elaborado 10/07/2013 (psi)

Versión: 0

(°F)

(H) Cargue y Permanencia en Descargue Instalaciones

1.1.2.11.Nombre Ducto Tabla X. Perfil del Ducto Tramo (PK) Inicio Fin

Productos Transportados

Altura (msnm) Inicio Fin

Diámetro Exterior (pulg)

Espesor (mm)

Grado API

Nota: El documento fuente de esta información se incluye en el Capítulo 13 Documentos de Referencia del presente plan de emergencia.

Tabla X. Válvulas de Control del Ducto Válvulas Abscisado


Tipo

Accionamiento

Tiempo de Respuesta (Horas) Rotura Rotura Rotura Total Parcial12 Mínima13

Tabla X. Recubrimiento del Ducto Tramo (PK) Inicio

Tipo de Recubrimiento Fin

Tabla X. Unidades Rectificadoras de Protección Catódica

12 13

Orificio del 20% del diámetro de la tubería. Orificio de ¼” de diámetro.


96/170


CODIGO VIT-GTA-G-395 Abscisado


No URPC

Versión: 0

Sector

Tabla X. Trampas de Raspadores Abscisado

No Trampa

Sector

Tabla X. Tipo de Instalación Tramo (PK)

Tipo de Instalación

Inicio

Fin

Tabla X. Cruces del Ducto con Cuerpos de Agua Nombre del Cuerpo de Agua

Coordenadas N

Micro Cuenca

E


Tabla X. Otros Cruces Abscisado

Cruces Carreteables

Descripción Cruces con Redes Férreas

Cruces con Otros Ductos

Tabla X. Tiempo de Operación Anual por Producto Producto Transportado

Tiempo de Operación Anual (H/Año)


97/170




Versión: 0

Sistemas de Transporte (incluyendo plantas, ductos, terminales fluviales, terminales marítimos – instalación o “planta” en tierra e instalación costa afuera–, rutas de transporte terrestre, rutas de transporte fluvial y rutas de transporte marítimo) Tabla X. Infraestructura que hace parte del Plan Nombre del Sistema de Transporte

Facilidades

Planta Nombre

Descripción

Numeral

Incluya función Incluya producto, longitud y diámetro Incluya función Incluya función

Ducto Nombre

Terminal Fluvial Nombre Sistema de Transporte Terminal Marítimo Nombre Nombre Rutas de Transporte Incluya producto y longitud Terrestre Rutas de Transporte Fluvial Incluya producto y longitud Rutas de Transporte Incluya producto y longitud Marítimo 1.1.2.1. Planta Nombre Tabla X. Líneas de Proceso Nombre de la Línea (De – A)

Productos Manejados


Diámetro (pulg)

Flujo (BPD)

Presión (psi)

Temp. (°F)

Instalación


Tabla X. Trampas de Raspadores, Múltiples y Derivaciones TAG

Productos Manejados


Flujo (BPH)

Presión (psi)

Temperatura (°F)

Diámetro (m)


En la Tabla Válvulas se incluyen las válvulas que permiten seccionar o aislar las diferentes áreas de proceso y controlar el flujo. Tabla X. Válvulas Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

98/170



TAG


Flujo (BPH)



Tipo

Versión: 0

Acción


Sistema Fuerza


TAG

Productos Manejados


Flujo (BPH)

Sistema de Fuerza



Tipo de Bomba

Velocidad (RPM)




TAG

Tipo de Uso

Tipo de Techo

Diámetro (m)

Altura (m)



Productos Manejados



Presión (psi)

Temper. (°F)



TAG

Tipo de Tanque

Dimensiones

Diámetro de la


99/170



Elaborado 10/07/2013 Longitud (m)

Diámetro (m)

Versión: 0 Altura (m)

Conexión Mayor (m)



Productos Manejados


Volumen (Bbl)

Temper. (°F)



Productos Manejados


Capacidad (Bbl)

Presión (psi)

Diám. (m)

Altura (m)

Longitud (m)

Temper. (°F)



Productos Manejados


Flujo (BPD o MMPCD)

Presión (psi)

Diám.14 (m)

Temper. (°F)

Volumen 15 (Bbl)



14 15

Productos Manejados


No Islas


No Vehículos /Año



100/170




Versión: 0

Tabla X. Características del Proceso de Cargue y Descargue Flujo (BPH)

Nombre del Sitio

Presión (psi)


Temperatura (°F)

1.1.2.2. Nombre Ducto Tabla X. Perfil del Ducto Tramo (PK) Inicio Fin


Altura (msnm) Inicio Fin


Espesor (mm)

Grado API


Tabla X. Válvulas de Control del Ducto Válvulas Abscisado


Tipo

Accionamiento

Tiempo de Respuesta (Horas) Rotura Rotura Rotura Total Parcial16 Mínima17

Tabla X. Recubrimiento del Ducto Tramo (PK) Inicio

Tipo de Recubrimiento Fin

Tabla X. Unidades Rectificadoras de Protección Catódica 16 17



101/170


CODIGO VIT-GTA-G-395 Abscisado


No URPC

Versión: 0

Sector

Tabla X. Tipo de Instalación Tramo (PK)


Inicio

Fin

Tabla X. Cruces del Ducto con Cuerpos de Agua Nombre del Cuerpo de Agua

Coordenadas N

Micro Cuenca

E


Tabla X. Otros Cruces Abscisado

Cruces Carreteables

Descripción Cruces con Redes Férreas

Cruces con Otros Ductos

Tabla X. Sitios de Interés

Abscisado

Plantas de Bombeo

Sitios de Interés Casetas Frentes de Repetidoras y Mantenimiento Reductoras

Trampas de Raspadores

Tabla X. Tiempo de Operación Anual por Producto Producto Transportado



102/170




Versión: 0



1.1.2.3.Terminal Fluvial Nombre Documente las características del terminal fluvial, incluyendo todos los sitios de cargue y descargue, al igual que las principales características de los procesos de cargue y descargue, usando las tablas a continuación. En la Tabla “Características del Terminal”, la ubicación hace referencia al nombre de la infraestructura petrolera donde están ubicados los diferentes sitios de cargue y descargue que hacen parte del terminal fluvial; mientras que en “Cargue y/o Descargue” se hará referencia a el tipo de operación que se lleva a cabo. Tabla X. Características del Terminal Nombre del Sitio de Cargue y Descargue

Ubicación

Cargue y/o Descargue

Tiempo de Operación (H/Bote)

Producto Manejado

No Operaciones /Año

Tabla X. Líneas del Terminal Nombre de la Línea (De – A)

Producto Manejado


Diámetro (pulg)

Flujo (BPD)

Presión (psi)

Temp. (°F)

Instalación



TAG

Producto Manejado


Flujo (BPH)

Sistema de Fuerza


Tabla X. Características de las Bombas No

Tipo de Bomba

Velocidad

Diámetro (m)

Presión (psi)


103/170


CODIGO VIT-GTA-G-395 Bomba


(RPM)

Succión

Versión: 0

Descarga

Succión

Descarga

En la siguiente tabla, el tiempo de permanencia hace referencia al tiempo (en horas) que la embarcación permanece en las instalaciones del muelle fluvial, durante las operaciones de atracamiento, alistamiento, cargue o descargue y partida. Tabla X. Características del Proceso de Cargue y Descargue Producto Manejado

Nombre del Sitio

Flujo (BPH)

Presión (psi)

Temperatura (°F)

Tiempo Permanencia (H)

1.1.2.4.Terminal Marítimo Nombre Tabla X. Líneas de Proceso en Instalación o Planta en Tierra Nombre de la Línea (De – A)

Productos Manejados


Diámetro (pulg)

Flujo (BPD)

Presión (psi)

Temp. (°F)

Instalación



Productos Manejados


Flujo (BPH)

Presión (psi)

Temperatura (°F)

Diámetro (m)




Flujo (BPH)

Presión (psi)

Tipo

Acción

Tiempo Respuesta


Sistema Fuerza 104/170


CODIGO VIT-GTA-G-395 Diseño


Versión: 0

Oper.

(Horas)



TAG

Productos Manejados


Flujo (BPH)

Sistema de Fuerza



Tipo de Bomba

Velocidad (RPM)




TAG

Tipo de Uso

Tipo de Techo

Diámetro (m)

Altura (m)



Productos Manejados



Presión (psi)

Temper. (°F)



TAG

Tipo de Tanque

Dimensiones

Diámetro de la


105/170



Elaborado 10/07/2013 Longitud (m)

Diámetro (m)

Versión: 0 Altura (m)

Conexión Mayor (m)


Productos Manejados



Volumen (Bbl)

Temper. (°F)



Productos Manejados


Capacidad (Bbl)

Presión (psi)

Diám. (m)

Altura (m)

Longitud (m)

Temper. (°F)


Tabla X. Unidades de Proceso de la Instalación o Planta en Tierra TAG

Proceso

Productos Manejados

Flujo (BPD MMPCD)

Presión (psi)

Diám.18 (m)

Temper. (°F)

Volumen 19 (Bbl)


18 19

Productos Manejados


No Islas


No Vehículos /Año

Diámetro de la tubería de conexión mayor. Volumen del recipiente (si aplica).


106/170


CODIGO VIT-GTA-G-395 Tipo de Cargue y Descargue

Productos Manejados

Nombre

Elaborado 10/07/2013 No Islas

Versión: 0


No Vehículos /Año


Flujo (BPH)

Presión (psi)

Temperatura (°F)


Tabla X. Líneas Submarinas TAG

Nombre de Línea



Longitud (m)

Diámetro (m)

Flujo (BPD)

Presión (psi)


Tabla X. Perfil de la Tubería Submarina Nombre Tramo (PK)

Cota (msnm)


Espesor (mm)

Grado API

Válvulas Tipo

Accionamiento

Tiempo de Respuesta


Tabla X. Válvulas de Control de la Línea Submarina Nombre Utilice esta tabla para documentar las válvulas de control en líneas submarinas, incluyendo todas las válvulas existentes a lo largo de la tubería. Abscisado


Válvulas Tipo

Accionamiento

Tiempo de Respuesta (Horas)


107/170




Versión: 0 Rotura Total

Rotura Parcial20

Rotura Mínima21

Tabla X. Mangueras Submarinas y Mangueras Flotantes TAG

Tipo de Manguera



No Secciones

Long. (m)

Diám. (m)

Presión (psi)

Flujo (BPD)


Tabla X. Mono Boyas y Multi Boyas Nombre



Diámetro (m)

Calado (m)

Puntal (m)

Número Tanques


Tabla X. Exportaciones por la (s) Mono Boya (s) Parámetro

[Nombre Crudo]

Mono Boya Nombre [Nombre [Nombre Crudo] Crudo]

[Nombre Crudo]

[Nombre Crudo]

Mono Boya Nombre [Nombre [Nombre Crudo] Crudo]

[Nombre Crudo]

Volumen (Bbl) Barcos Atendidos (#) 1.1.2.5.Rutas de Transporte Terrestre Tabla X. Características de las Rutas 20 21



108/170




Versión: 0

Descripción

Cantidad de Rutas de Transporte (No) Longitud de Rutas de Transporte (Km) Productos Transportados Tipo de Vehículo Capacidad de los Vehículos (Bbl) Tiempo de Recorrido por Trayecto Tabla X. Características de la Red Vial Abscisado (Km)

Detalle

Características de la Vía

1.1.2.6.Rutas de Transporte Fluvial Documente las características de las embarcaciones o botes, utilizadas para el transporte fluvial de hidrocarburos, según el tipo de almacenamiento, a saber, almacenamiento atmosférico o almacenamiento a presión, según aplique, al igual que las características de las embarcaciones que cumplen con la función de llevarlos, o remolcadores, usando las tablas a continuación. Tabla X. Características de los Remolcadores de Transporte Atmosférico y/o A Presión Nombre del Remolcador

Dimensiones Capacidad Eslora Manga Puntal Calado Remolque (tn) (m) (m) (m) (m)

Tripulación Potencia Combustible (No (HP) personas)

Para los botes de transporte de hidrocarburo atmosférico, adicionalmente incluya un texto que especifique la cantidad y el diámetro de válvulas y tomas existentes. En esta tabla, la capacidad en casco corresponde a la capacidad de almacenamiento en el espacio del doble casco. Tabla X. Características de los Botes de Transporte Atmosférico Nombre /Código del Bote

Dimensiones Eslora (m)

Manga (m)

Puntal (m)

Calado Vacío (m)

Calado Lleno (m)

No Bodegas por Bote

Capacidad

Capacidad Nominal Operativa en Casco (Bbl) (Bbl) (Bbl)


109/170




Versión: 0

Tenga en cuenta los botes que transportan hidrocarburo a presión en fase líquida y fase gaseosa. En esta tabla, indique el calado del bote con la carga máxima. Tabla X. Características de los Botes de Transporte a Presión Nombre /Código del Bote

Capacidad de Carga Capacidad de Carga Fase Líquida Fase Gaseosa

Dimensiones Eslora (m)

Manga (m)

Puntal (m)

Calado Sin Carga (m)

Calado con Carga (m)

No Tanques

Peso (Ton)

No Tanques

Peso (Ton)

Tabla X. Características del Almacenamiento del Transporte a Presión en Fase Líquida Nombre /Código del Contenedor

Producto

Dimensiones (m) Longitud

Diámetro

Presión (psi) Nominal

Operativa

Temperatura (°F) Nominal

Operativa

Capacidad (Bbl) Nominal

Operativa

Tabla X. Características del Almacenamiento del Transporte a Presión en Fase Gaseosa Nombre /Código del Contenedor

Producto

Dimensiones (m) Longitud

Diámetro

Presión (psi) Nominal

Operativa

Temperatura (°F) Nominal

Operativa

Capacidad (Bbl) Nominal

Operativa

Tabla X. Conformación del Convoy Nombre del Convoy

Nombre del Remolcador

Número de Botes


Tipo de Transporte

En la Tabla “Línea de Navegabilidad”, se deben consignar el nombre y localización de todos aquellos elementos vulnerables, sitios de control y sitios relevantes, y es bajo la variable Clasificación que se especificará el tipo, a saber, asentamiento humano, sitio de captación de agua, área ambiental sensible, infraestructura social, patrimonio arqueológico y cultural, punto de observación, punto de Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

110/170




Versión: 0

control, área de control, sitio de control tipo, restricciones (obstáculos), sitios de amarre, inspecciones fluviales, límites de las corporaciones autónomas regionales, límites municipales y límites departamentales. Tabla X. Línea de Navegabilidad Abscisa (Millas)

Clasificación

Nombre

1.1.2.7.Rutas de Transporte Marítimo Tabla X. Características de los Buques Nombre del Buque

Calado (m)

Capacidad (tn)


Tabla X. Ruta de Transporte Coordenadas N E

•

Detalle

Complejos Tabla X. Infraestructura que hace parte del Plan Nombre de la Unidad Operativa

Unidad Operativa Nombre Unidad Operativa Nombre

Plantas

Planta Nombre Planta Nombre Planta Nombre Planta Nombre Planta Nombre Planta Nombre

Descripción

Numeral

Incluya función Incluya función Incluya función Incluya función Incluya función Incluya función

1.1.2.1.Planta Nombre de la Unidad Operativa Nombre Tabla X. Líneas de Proceso Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Nombre de la Línea (De – A)

Productos Manejados



Diámetro (pulg)

Flujo (BPD)

Versión: 0

Presión (psi)

Temp. (°F)

Instalación



Productos Manejados


Flujo (BPH)

Presión (psi)

Temperatura (°F)

Diámetro (m)




Flujo (BPH)


Tipo

Acción


Sistema Fuerza


TAG

Productos Manejados


Flujo (BPH)

Sistema de Fuerza



Tipo de Bomba

Velocidad (RPM)




112/170


CODIGO VIT-GTA-G-395 No Bomba

Tipo de Bomba


Velocidad (RPM)

Versión: 0




TAG

Tipo de Uso

Tipo de Techo

Diámetro (m)

Altura (m)



Productos Manejados



Presión (psi)

Temper. (°F)



TAG

Tipo de Tanque

Longitud (m)

Dimensiones Diámetro (m)


Altura (m)


Productos Manejados



Volumen (Bbl)

Temper. (°F)


Tabla X. Recipientes Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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TAG

Productos Manejados



Capacidad (Bbl)

Presión (psi)

Diám. (m)

Versión: 0

Altura (m)

Longitud (m)

Temper. (°F)




Productos Manejados

Flujo (BPD o MMPCD)

Presión (psi)

Diám.22 (m)

Temper. (°F)

Volumen 23 (Bbl)


Tabla X. Cargadero y Descargadero de Carro Tanques Productos Manejados

Nombre


No Islas


No Vehículos /Año


•

Flujo (BPH)

Presión (psi)

Temperatura (°F)


Instalaciones no Industriales Tabla X. Infraestructura que hace parte del Plan

22 23



114/170


CODIGO VIT-GTA-G-395 Nombre de la Instalación no Industrial


Facilidades

Versión: 0

Descripción

Edificio Administrativo Nombre Conjunto Residencial Nombre Institución Hospitalaria Nombre Institución Educativa Nombre

Numeral

Incluya cantidad Incluya cantidad Incluya cantidad Incluya cantidad

1.1.2.2.Edificio Administrativo Nombre Tabla X. Características del Edificio Nombre

Año de Construcción

Número de Pisos

Tipo de Construcción

Número de Elevadores

Tabla X. Características de las Áreas del Edificio Nombre

No Piso

No Personas

No No Rutas Clasificación de Uso Elevadores Evacuación Servicio

El uso dado a las áreas de las instalaciones no industriales puede ser, oficinas, reuniones, educacional, centro de atención médica, viviendas, albergues, campamentos, control operacional, industrial, parqueaderos, entre otros. 1.1.2.3.Conjunto Residencial Nombre Tabla X. Características del Conjunto Residencial Nombre

Año de Construcción


Número Número de de Casas Personas/Casa

1.1.2.4.Institución Hospitalaria Nombre Tabla X. Características de la Edificación Hospitalaria Nombre

Año de


Número

Número de


115/170




Versión: 0

Construcción

de Pisos

Elevadores

Tabla X. Características de las Áreas de la Edificación No No Piso Personas

Nombre

No No Rutas Elevadores Evacuación Clasificación de Uso Servicio

1.1.2.5. Institución Educativa Nombre Tabla X. Características de la Edificación Educativa Año de Construcción

Nombre


Número Número de Personas/Salón Salones

Tabla X. Sustancias a Considerar en el Análisis de Riesgo de Acuerdo con su Peligrosidad Nombre del Producto

Temperatura Normal de Ebullición (°C)

Temperatura de Autoignición (°C)

Límites de Inflamabilidad (% Vol.)

°API

Densidad Específica

1.1.3. Sistemas Auxiliares Documente los sistemas auxiliares presentes en los campos, áreas o bloques de producción, baterías, estaciones, plantas (incluyendo plantas internas de un Complejo), terminales, plataformas e instalaciones no industriales. 1.1.3.1.Sistemas de Fuerza Documente los sistemas de energía eléctrica (planta eléctrica o subestación eléctrica), gas natural o GLP, y combustible líquido, usando las tablas a continuación.


116/170




Versión: 0

Estas tablas no aplican si el alcance de la actualización del plan es un sistema de ductos. En este caso, elabore un texto que lo indique, pero no elimine el numeral. Tabla X. Energía Eléctrica Elemento Rango de Tensión

TAG

Tabla X. Gas Natural o GLP Diámetro Elemento (m)

TAG

TAG

Tabla X. Abastecimiento de Combustible Diámetro Tipo de Capacidad Producto Línea Tanque (gl) (m)

Capacidad (KWH)

Presión (psi)

Capacidad24 (gl)

Dimensiones (m) Diámetro Altura

1.1.3.2.Sistemas de Control Documente las unidades y líneas de transmisión de los sistemas de control (CCM y sala de operaciones, entre otros), usando la tabla a continuación. Tenga en cuenta los sistemas neumáticos, eléctricos e hidráulicos. Estas tablas no aplican si el alcance de la actualización del plan es un sistema de ductos. En este caso, elabore un texto que lo indique, pero no elimine el numeral. TAG

1.2

Tabla X. Sistemas de Control Elemento

Tipo de Sistema

ÁREAS ADYACENTES

Documente las áreas adyacentes a la infraestructura (campos, áreas o bloques de producción, baterías, estaciones, plantas, terminales, plataformas e instalaciones no industriales), usando la tabla a 24

Volumen de los recipientes de almacenamiento.


117/170




Versión: 0

continuación. Si el área cercana corresponde a una empresa o entidad de carácter industrial que maneje sustancias nocivas, recopile información adicional en la Tabla Infraestructura Adyacente Relevante. Incluya en esta tabla la localización con coordenadas MAGNA SIRGAS origen Bogotá y una breve descripción de las principales actividades que se llevan a cabo en la empresa, indicando las sustancias que se manejan. Tabla X. Áreas Cercanas Nombre del Área

Localización

Nombre del Propietario

Dato de Contacto

Uso del Suelo

Tabla X. Infraestructura Adyacente Relevante Nombre de la Empresa o Entidad

Localización

Distancia Mínima a la Infraestructura

Descripción de la Actividad

Tabla X. Infraestructura Adyacente Relevante Nombre de la Línea de Transporte

Localización

Distancia Mínima a la Infraestructura

Descripción de la Actividad


118/170




Versión: 0

Anexo 3. Cuantificación de probabilidades y frecuencia de eventos 1.1.

Introducción

La evaluación de riesgos es la cuantificación de la probabilidad de ocurrencia y del impacto potencial de diferentes fuentes de riesgo. Las consecuencias están expresadas numéricamente (por ejemplo, la cantidad de personas que potencialmente serían dañadas o muertas) y las posibilidades de ocurrencia expresadas como probabilidades o frecuencias (por ejemplo: la cantidad de ocurrencias por unidad de tiempo). Para poder realizar este análisis es importante contar con la información adecuada. Por esta razón, los datos de probabilidades y frecuencias deben ser definidos. Para esto, se realizó un estudio de diferentes fuentes de información y bases de datos internacionales para establecer los valores de probabilidades para diferentes eventos. Lo principales datos de probabilidades que se buscaron son: • • •

Probabilidad de Ignición Inmediata/Directa; Probabilidad de Ignición Retardada; y Probabilidad de Explosión.

La probabilidad del desarrollo de un evento amenazante, depende directamente de la probabilidad de ignición y esta a su vez depende de tres factores a saber: • • •

Masa involucrada en el evento; Temperatura de la sustancia liberada; y Existencia de fuente de ignición.

Es importante que se realice un “mejor estimado” de la probabilidad asociada a los árboles de eventos, dando el valor más aplicable y probable de la información disponible. Un enfoque optimista (siendo esto utilizar un dato con tendencia hacia una zona de peligro) nunca debe ser utilizado. Un enfoque conservativo (siendo esto utilizar un dato con tendencia hacia una zona de peligro) puede ser utilizado. Sin embargo, ser demasiado conservativo puede resultar en una acumulación de incertidumbre que conllevan a resultados poco realistas. Los datos de frecuencias y probabilidades pueden ser obtenidos a partir de fuentes como: • •

Histórico de Incidentes; y Fuentes de Datos Internacionales.

1.2.

Estudio de Diferentes Fuentes de Información

1.2.1. Fuente No. 1 Reference Manual Bevi Risk Assessments version 3.2 – Module B (Section 3.4.6.6, 3.4.9.7)

La probabilidad de ignición indirecta depende del tipo de instalación (instalación estacionaria o unidad de transporte), la categoría de la sustancia y la cantidad de caudal de salida. Los valores para Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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instalaciones estacionarias están en la Tabla 1, los valores para unidades de transporte están en la Tabla 2 y la definición para cada categoría está dada en la Tabla 3. Tabla 1 Probabilidades de Ignición Inmediata para Instalaciones Estacionarias Categoría de la Sustancia Categoría 0 Promedio / Reactividad Categoría 0 Baja Reactividad Categoría 1 Categoría 2 Categoría 3,4

Fuente Continua

Probabilidad Inmediata de Ignición

Fuente Inmediata

< 10kg/s < 1000 kg Alta 10-100 kg/s 1000-10000 kg >100 kg/s >10000 kg < 10kg/s < 1000 kg 10-100 kg/s 1000-10000 kg >100 kg/s >10000 kg Todos los caudales de Todas las cantidades. flujo. Todos los caudales de Todas las cantidades. flujo. Todos los caudales de Todas las cantidades. flujo.

0.2 0.5 0.7 0.02 0.04 0.09 0.065 0.01 0

Tabla 2 Probabilidad de ignición Inmediata de las Unidades de Transporte en un Establecimiento Categoría de la Sustancia Categoría 0

Categoría 1 Categoría 2 Categoría 3,4

Unidad de Transporte Camiones Cisterna Camiones Cisterna Vagon Cisterna Vagon Cisterna Barco – Tanques de Gas Barco – Tanques de Gas Barco – Semi Tanques de Gas Camiones Cisterna, Vagon Cisterna, Barcos Camiones Cisterna, Vagon Cisterna, Barcos Camiones Cisterna, Vagon Cisterna, Barcos

Escenario Continuo Instantaneo Continuo Instantaneo Continuo Continuo Continuo Continuo Instantaneo Continuo Instantaneo Continuo Instantaneo

Probabilidad Inmediata de Ignición 0.1 0.4 0.1 0.8 0.7 0.5 0.7 0.065 0.01 0

Tabla 3 Clasificación de Sustancias Inflamables Categoría

Categoría WMS

Limites


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CODIGO VIT-GTA-G-395 Categoría Categoría 0

Categoría WMS Extremadamente Inflamable

Categoría 1

Altamente Inflamable

Categoría 2

Inflamable

Categoría 3 Categoría 4


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Limites Sustancias liquidas y preparaciones con un punto flash más bajo a 0C y un punto de ebullición (o el comienzo del rango de ebullición) menor o igual a 35C. Sustancias liquidas y preparaciones con un punto flash más bajo a 21C que no son extremadamente inflamables. Sustancias liquidas y preparaciones con un punto flash mayor o igual a 21C y menor o igual a 55C. Sustancias liquidas y preparaciones con un punto flash mayor a 55C y menor o igual a 100C Sustancias liquidas y preparaciones con un punto flash mayor a 100C

Notas: Para escenarios de carga y descarga, se consideran las probabilidades en la Tabla 1 (Estacionario) Si la temperatura de proceso de las sustancias de categoría 2, 3 y 4 es mayor que el punto flash, entonces la probabilidad Inmediata de ignición para categoría 1 es utilizada. La reactividad de la sustancia se entiende como la susceptibilidad a la aceleración de llama. Esto se determina en base a información como el tamaño del área de explosión, el área mínima de ignición, la temperatura de combustión instantánea, la información experimental, y la experiencia en situaciones prácticas. Por defecto se debe aplicar la probabilidad de ignición Inmediata. Solo cuando se demuestra que la reactividad de la sustancia es baja, se aplican las probabilidades de ignición bajas. Sustancias Categoría 0 con baja reactividad están resumidas en la Tabla 4. Tabla 4 Sustancias Categoría 0 con baja reactividad. Sustancia Metano Cloruro de Metilo Cloruro de Etilo Amoniaco Bromuro de Metilo Monóxido de Carbono

CAS No. 74-82-8 74-87-3 75-00-3 7664-41-7 74-83-9 630-08-0

La probabilidad de ignición retardada depende del punto final de los cálculos. Al calcular el riesgo específico relacionado con ubicación solo las fuentes de ignición en el sitio del establecimiento son tenidas en cuenta. Las fuentes de ignición que están fuera del establecimiento son ignoradas; se asume que si la nube no se enciende dentro del sitio y una nube inflamable se forma fuera del establecimiento, la ignición siempre ocurre al mayor tamaño de nube. En los cálculos de riesgo social, todas las fuentes de ignición son tenidas en cuenta, incluyendo a la población. Si no hay fuentes de ignición, es posible que en los cálculos de riesgo social la nube inflamable no se encienda (ver Tabla 5). La probabilidad de ignición retrasada está dada en la Tabla 5. Tabla 5 Probabilidad de Ignición Retardada al calcular el PR y el GR Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Categoría 0

Probabilidad de Ignición Retardada para el tamaño más grande de nube, PR 1-P ignición Inmediata

Fuentes de Ignición

Categoría 1

1-P

Fuentes de Ignición

Categoría 2

0

0

Categoría 3

0

0

Categoría 4

0

0

Categoria de la Sustancia

ignición Inmediata

Probabilidad de Ignición Retardada, GR

Un BLEVE ocurre cuando hay una fuga instantánea con ignición Inmediata de un gas licuado presurizado. La fracción que se modela como BLEVE, dada por ignición inmediata es: • •

Para instalaciones estacionarias F BLEVE= 0.7 Para unidades de transporte F BLEVE= 1

Luego de la ignición de una nube de gas, un accidente ocurre con características de llamarada y explosión. Esto es modelado en dos eventos por separado; como una sola llamarada y como una explosión. La fracción que es modelada como explosión, F explosión, es igual a 0.4. 1.2.2. Fuente No. 2 OGP, Risk Assessment Data Directory, “Ignition Probabilities”, Report No. 434 – 6., March 2010 1 Ignition Probability Review, Model Development and Look-Up Correlations, Research Report published by the Energy Institute, January 2006. ISBN 978 0 85293 454 8 Micol Pesce, Paolo Paci, Simone Garrone, Renato Pastorino and Bruno Fabiano, “Modelling Ignition Probabilities within the Framework of Quantitative Risk Assessments”, The Italian Association of Chemical Engineering VOL. 26, 2012

Existe un modelo para la evaluación de la probabilidad de ignición para fugas de hidrocarburos. El modelo estima el volumen o el área del gas inflamable en cierta área de la planta y luego la combina con densidades de fuentes de ignición adecuadas para calcular la probabilidad de ignición total. Los valores representan la probabilidad de ignición total, la cual considera la suma de la probabilidad de ignición inmediata y la probabilidad de ignición retardada. La probabilidad de ignición inmediata puede ser considerada como una situación en la cual el fluido se enciende inmediatamente durante su liberación por medio de auto ignición o por que el accidente que causa la fuga también provee una fuente de ignición. La ignición retardada es resultado de una nube de vapor que se forma la cual se Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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enciende gracias a una fuente remota desde el punto de fuga. Se asume que se produce una explosión o una llamarada y si se enciende de vuelta a la fuente de la figa se produce un chorro de fuego o una piscina de fuego. El modelo proporciona un medio para estimar la probabilidad de ignición y el tiempo/ubicación aproximado para escenarios específicos de fuga. También puede proveer una idea sobre los principales factores de ignición y permite hacer un análisis de sensibilidad y un análisis de what – if , los cuales ayudan a hacer cambios necesarios en el diseño de la planta o a las condiciones del proceso para reducir el potencial de ignición. Para simplificar el uso del modelo, se desarrollaron una serie de correlaciones basadas en caudal de fuga para un rango de escenarios de fuga en planta o almacenamiento. Estas correlaciones proveen al usuario un medio simple y conveniente para obtener la probabilidad de ignición. Las correlaciones están soportadas por una guía para seleccionar la correlación correcta para utilizar en cierta situación específica y los detalles y suposiciones requeridas. Notas Importantes: • •

•

•

Una sustancia inflamable por encima de su temperatura de ignición es probable que se encienda cuando existe fuga and debe ser modelada teniendo una probabilidad de ignición de 1. Sustancias muy reactivas son poco probables de encontrar en operaciones de procesamiento oil and gas. Pero si las hay, se sugiere que los valores resultantes de las correlaciones se duplican, sujetas a un máximo valor de 1. (sustancias como hidrogeno, acetileno, óxido de etileno, di sulfuro de carbono) Líquidos con un alto flash point (>55C) almacenados a condiciones ambiente o cercanas a ambiente son significativamente menos probables de encenderse lo que indica el valor resultante de las correlaciones. Se sugiere que la probabilidad de ignición resultante de las correlaciones se multiplique por un factor de 0.1 sujeto a un mínimo de 0.001 y teniendo en cuenta la probabilidad inmediata de ignición de 0.001. Para líquidos con fracciones flash por encima de 10% se sugiere que la probabilidad de ignición se debe calcular combinando la probabilidad de ignición relevante con la probabilidad de ignición de un gas/LPG adecuado. Los caudales de fuga adecuados deben ser calculados a partir de la fracción flash, por ejemplo una fuga de 10kg/s con una fracción flash del 20% debe dar un equivalente a un caudal de gas de 2kg/s y un caudal de líquido de 8kg/s. Las dos probabilidades se combinan utilizando la siguiente ecuación:

Las correlaciones consisten en hasta tres gradientes (grad_a, grad_b, grad_c), cada uno de forma genérica:

Donde y es la probabilidad de ignición, x es la tasa de fuga (kg/s), m es el gradiente de correlación, y c es el “offset” de la correlación en el eje y. El gradiente a y el offset a caracterizan la correlación entre los puntos A y B, el gradiente b y el offset b entre los puntos B y C y el gradiente c y el offset c los puntos entre C y D. Si el punto superior no es especificado, el gradiente y el valor offset son utilizados Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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para todos los valores de x por encima del valor más bajo. Los puntos A, B, C, y D son especificados para valores de x.

Tabla 6 Guía para la selección de correlaciones


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Versión: 0 Pipe Liquid Industrial

1

Pipe Liquid Rural Pipe Gas LPG Industrial Pipe Gas LPG Rural Small Plant Gas LPG Small Plant Liquid Small Plant Liquid Bund Large Plant Gas LPG Large Plant Liquid

0,1

Large Plant Liquid Bund Large Plant Confined Gas LPG

y t i l i b a b o r P n o i t i 0,01 n g I

0,001 0,1

1

10 100 Mass Release Rate, kg/s

1000

10000

Figura 1 Graficas Modelo Energy Institute. 1.2.3. Fuente No. 3 Classification of Hazardous Locations, Cox, Lees and Ang, Institute of Chemical Engineers, May 1991, ISBN 085295 258 9.

Este documento presenta un estudio de datos de ignición para onshore y offshore y sugiere un modelo simple basado en la masa de caudal de fuga para asistir con los cálculos basados en el riesgo para soportar el área de clasificación. Graficas log-log simples son presentadas basadas en puntos de anclaje (ver Tabla 7.) Tabla 7 Probabilidades de Ignición Genéricas Categoría de Caudal de Fugas Menor Mayor

Caudal de fuga (kg/s) <1 (0.5 nominal) 1-50

Fuga de Gas

Fuga de Crudo

0.01 0.07

0.01 0.03


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CODIGO VIT-GTA-G-395 Masivo


>50 (100 nominal)

0.3

Versión: 0 0.08

Tabla 8 Probabilidades de Explosión Genéricas Categoría de Caudal de Fugas Menor Mayor Masivo

Caudal de fuga (kg/s)

P explosión dada ignición

<1 (0.5 nominal) 1-50 >50 (100 nominal)

0.04 0.12 0.3

Datos también se presentan para fuentes de ignición en plantas industriales onshore. (Ver Tabla 9). Estos datos también fueron analizados para proveer datos para planta de proceso abierto y cerrado, pero esto excluye específicamente ignición espontánea y trabajo caliente. Tabla 9 Fuentes de Ignición para una Planta Industrial Fuente Ignición

de

Llama – Equipo que trabaja con LPG Llama - Otros Superficie Caliente Fricción Eléctrico Partículas Calientes Electricidad Estática Cigarrillo Auto-ignición Desconocido Otro Ignición Instantánea Trabajo Caliente Total

Planta de Cerrada No. 8

Proceso % 9.3

Planta de Proceso Abierta No. % 2 1.4

2 10

2.3 11.6

27 20

19.4 14.4

237 48

24.5 5.0

4 8 3

4.7 9.3 3.5

11 29 -

7.9 20.9 -

36 70 20

3.7 7.2 2.1

6

7.0

10

7.2

19

2.0

7 38

8.1 44.2

17 2 21

12.2 1.4 15.1

38 25 300 5 26

3.9 2.6 31.0 0.5 2.7

120 968

12.4 100

86

100

139

100

Todas (gran rango de plantas industriales) No. % 24 2.5

1.2.4. Fuente No. 4 Una guía para el análisis cuantitativo de riesgo (QRA) para instalaciones offshore. J Spouge, CMPT, 1999, Publicación 99/100, ISBN 1 870553 365. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Recopilación histórica de probabilidades de ignición basada en la rata de fugas a igniciones en base a una variedad de fuentes offshore. Las probabilidades de ignición genéricas para el uso en QRA son sugeridas en base al material en estudio (crudo o gas) y la tasa de caudal. La base de datos de fugas esta basada en datos de incidentes blowout SINTEF. Los datos de Cox, Lees y Aug 1990 también son presentados como alternativa. Tabla 10 Probabilidades de Ignición (CMPT) Categoría de Tasa de Caudal Diminuto Pequeño Mediano Grande Masivo

Tasa de Caudal (kg/s) <0.5 0.5-5 5-25 25-200 >200

Fuga de Gas

Fuga de Crudo

0.005 0.04 0.1 0.3 0.5

0.03 0.04 0.06 0.08 0.1

Tabla 11 Probabilidades de Ignición (Cox et al) Categoría de Tasa de Caudal Menor Mayor Masivo

Tasa de Caudal (kg/s) <1 1-50 >50

Fuga de Gas 0.01 0.07 0.3

Fuga Crudo 0.01 0.03 0.08

de

Tabla 12 Probabilidades de Ignición Retardada Intervalo de Tiempo (min)

Probabilidad de ignición dentro del intervalo

0 (inmediato) 0-5 5-20 20-60 >60

0.1 0.2 0.37 0.29 0.04

Probabilidad de Ignición al final del intervalo 0.1 0.3 0.67 0.96 1

El tiempo mostrado en la tabla anterior está basado en juicio y razonamiento en alineamiento con datos de blowout. Sin embargo, estos no está alineados con los datos de la base de datos OIR12 para fugas de proceso. 1.2.5. Fuente No. 5 EGIG – Group (2001). Gas Pipeline Incidents, 5th Report of the European Pipeline Incident Data Group (Doc. Number EGIG.02.R.058 Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Este estudio da las probabilidades de ignición para ductos de transmisión de gas onshore, con tamaños de orificio clasificados por diámetro. Tabla 13 Probabilidades de Ignición para fugas en ducto de gas onshore. Tamaño de la Fuga Grieta Orificio Ruptura <=16 in Ruptura > 16 in

Probabilidad de Ignición 3.2% 2.1% 9.5% 25%

1.2.6. Fuente No. 6 HSE Contract Research Report 206/1999 Risk from gasoline pipelines in the United Kingdom, HSE Books 1999, ISBN 0 7176 1684 3.

Se utilizan probabilidades de ignición basadas en datos relevantes de ductos onshore. Tabla 14 Probabilidades de Ignición HSE Research Areas Rurales Tamaño de Fuga Total Inmediata Retardada Areas Urbanas Tamaño de Fuga Total Inmediata Retardada

Ruptura

Orificio

Fuga

0.031 0.0155 0.0155

0.031 0.0155 0.0155

0.0062 0.0031 0.0031

Ruptura

Orificio

Fuga

0.062 0.031 0.031

0.062 0.031 0.031

0.0124 0.0062 0.0062

1.2.7. Comparación Valores Distintas Fuentes

Con el fin de evaluar la información recolectada durante el estudio de distintas fuentes de información referente a datos genéricos de probabilidades de ignición inmediata y retardada, se realizó una comparación de los valores para distintos escenarios. Se evaluaron los valores para tres sustancias distintas; metano, GLP y gasolina. Adicional a esto se evaluaron cuatro tasas de fuga distintas (101kg/s, 25kg/s, 8kg/s y 1kg/s). Igualmente, se cálculos los valores de probabilidad de ignición para área rural, urbana, ducto y área de proceso. No todos los modelos tienen diferenciados los valores para todas las variables pero los pocos que si tienen diferenciados los valores darán una idea de como se puede dar su comportamiento. La idea es poder evaluar el rango en el cual se puede mover el valor y Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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con esto ya se puede comparar con el histórico de incidentes para nuestro caso de estudio y ya establecer un valor para ser utilizado. Inicialmente se evalúan los valores de probabilidad de ignición inmediata (Figura 2 a Figura 4) y posteriormente los valores de probabilidad de ignición retardada (Figura 5 a Figura 7). Es importante anotar que se incluye en las gráficas los modelos de Cox et. Al y el de Energy Institute, pero estos valores son de probabilidad de ignición total. Solo son incluidos con el fin de hacer una comparación entre valores.

Figura 2 Comparación Distintas Fuentes Valores Probabilidad de I gnición Inmediata Caso Metano


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Figura 3 Comparación Distintas Fuentes Valores Probabilidad de I gnición Inmediata Caso GLP

Figura 4 Comparación Distintas Fuentes Valores Probabilidad de I gnición Inmediata Caso Gasolina Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Figura 5 Comparación Distintas Fuentes Valores Probabilidad de I gnición Retardada Caso Metano

Figura 6 Comparación Distintas Fuentes Valores Probabilidad de I gnición Retardada Caso GLP Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Figura 7 Comparación Distintas Fuentes Valores Probabilidad de I gnición Retardada Caso Gasolina

Datos Resultantes del Estudio de Bases de Datos

Tabla 15 Datos Probabilidad de Ignición Inmediata y Retardada Resultantes del Análisis P ignición inmediata Q (Ruptura Parcial) 10-100kg/s

P ignición inmediata Q (Ruptura Mínima) <10kg/s

Tipo de Producto

P ignición inmediata Q (Ruptura Total) >100kg/s

Gas

0.7

0.5

0.2

Livianos (API>=30)

0.1

0.065

0.065

Pesados (API<30)

0.1

0.06

0.06

Probabilidad de ignición retardada P (fuente de ignición) P (fuente de ignición) P (fuente de ignición)

Estos datos resultaron de analizar las diferentes fuentes. Viendo el comportamiento de los valores, se pudo estimar el rango en el cual se mueve el valor de probabilidad de ignición. Adicional a esto se analizó el histórico de incidentes con el fin de ajustar el valor a la realidad. De este análisis surgieron los valores en la Tabla 15. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Anexo 4. Probabilidades típicas de ignición para diferentes fuentes Probabilidad De Ignición Periodo De Tiempo En Tiempo T (Segundos) 1 Motor de vehiculo 0.4 60 Camion con filtros exteriores 0.1 60 Persona (elemento de fricción) 0.01 60 Hornos al aire libre 0.9 60 Hornos dentro de una instalación 0.45 60 Calentadores al aire libre 0.45 60 Calentadores dentro de una instalación 0.23 60 Taller de soldadura 0.45 60 Interruptor electrico 0.1 600 Transformador 0.05 600 Generador Diesel 0.4 60 Compresor 0.05 600 Fuente


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Incinerador 0.45 60 Llama 0.9 60 Chiemenea 0.45 60 Barco 0.5 60 Barco a vapor 0.3 60 Buque pesquero 0.2 60 Cruceros 0.1 60 Tren a Diesel 0.4 60 Tren eléctrico 0.8 60 FUENTE: DNV Technica K 5316. Central Leather Research Institute. SAFETI Data Sheet Proforma. Noviembre 1995, p. 12.

Anexo 5. Método GOD para análisis vulnerabilidad acuíferos El procedimiento del Método de Indexación “GOD” se basa en la calificación cuantitativa de cada uno de los parámetros, mediante escalas numéricas que van del cero al uno. Así, entre más bajo sea el valor, menor es la posibilidad que tiene el contaminante de ingresar al acuífero. El método consta de la valoración de tres de los principales parámetros, (Figura 1), que condicionan la vulnerabilidad de un acuífero frente a un contaminante general: - Parámetro “G”. Se refiere al tipo de acuífero; valora el grado de confinamiento del acuífero más superficial o primera capa saturada. Puede considerarse estable en el tiempo.


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- Parámetro “O”. Evalúa las características litológicas predominantes de la zona no saturada si el acuífero es libre, o del estrato confinante, si se trata de un acuífero confinado. Igual que “G”, se considera estable con el paso del tiempo. - Parámetro “D”. Profundidad del nivel freático, en acuíferos libres; o profundidad a la cual se encuentra el techo del acuífero, en los confinados. Para el caso de los acuíferos libres la profundidad del nivel, esta sujeta a la oscilación natural de la tabla de agua y al régimen de explotación del acuífero. Los niveles se determinaron de acuerdo a la lectura realizada en campo en dos puntos y los demás se castigaron con el valor máximo cuando no se tenían datos. En las Figuras 1 a 4, se pueden apreciar las escalas de valoración propuestas para cada parámetro y la escala de valoración para el grado de vulnerabilidad “GOD” con su respectiva cualificación de acuerdo con las siguientes categorías:

Figura 1. Escalas de valoración parámetro G. Ocurrencia de agua subterránea. Condición del acuífero. Fuente Foster e Hiriata 1987.


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Figura 2. Escalas de valoración parámetro O. Substrato litológico. Carácter del acuipermo o acuitardo. (i) Grado de consolidación. (ii) Carácter litológico. F Grado de fisuración. A Capacidad relativa de atenuación (contenido de arcilla). Fuente Foster e Hiriata 1987.

Figura 3. Escalas de valoración parámetro D. Distancia al agua. Profundidad de la napa freática (acuífero no confinado) o techo del acuífero (confinado). Fuente Foster e Hiriata 1987.

Figura 4. Escalas de valoración vulnerabilidad método GOD. Fuente Foster e Hiriata 1987. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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- Vulnerabilidad Extrema: Se aplica a los sectores de un acuífero en donde la calificación se halla entre 0.7 y 1.0. Se considera que estos sectores son vulnerables a la mayoría de los contaminantes y con impactos relativamente rápidos para la mayoría de los escenarios de contaminación. - Vulnerabilidad Alta: Corresponde al rango de índices de vulnerabilidad global entre 0.5 y 0.7. Se considera que en estos sectores, el acuífero es vulnerable a muchos contaminantes, excepto a aquellos que son rápida y fácilmente biodegradables. - Vulnerabilidad Moderada: Corresponde a los sectores del acuífero cuyos índices de vulnerabilidad global caen entre 0.3 y 0.5. En estos sitios la vulnerabilidad está restringida a contaminantes relativamente móviles y/o persistentes o bien, a eventos de contaminación continua, causados durante largos períodos de tiempo. - Vulnerabilidad Baja: Corresponde a los sectores del acuífero en donde la vulnerabilidad global cae entre 0.1 y 0.3; en estos sitios la vulnerabilidad está restringida a contaminantes muy móviles y/o persistentes y a eventos de contaminación continuos durante largos períodos de tiempo. El impacto causado en el acuífero se caracteriza por ser de efecto a largo plazo y sus manifestaciones sobre la calidad del agua son tan débiles que suelen ser inadvertidos durante mucho tiempo. - Vulnerabilidad Despreciable: Con valores menores a 0.1, en estos acuíferos, las capas confinantes representan un obstáculo que dificulta en alto grado, (sin que esto indique que sea imposible), un flujo significativo de los contaminantes hacia el acuífero. - Vulnerabilidad Nula: No existe peligro de contaminación del agua subterránea.


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Anexo 6. Límites de exposición permisibles por contaminación con hidrocarburos en agua y suelo Para el componente agua se deberán utilizar los valores de concentraciones de sustancias de interés establecidos por el Ministerio de Ambiente en el Manual Técnico de Evaluación de Sitios Contaminados por Hidrocarburos (2007) relacionados en la siguiente tabla. COMPUESTO HIDROCARBUROS TOTALES DE PETRÓLEO (TPH) TPH como DRO , mg/L TPH como GRO , mg/L BTEX Benceno EtilBenceno Tolueno Xileno (total) METALES Plomo PAH Benzo (a) antraceno Benzo (a) pireno Benzo (b) fluoranteno Benzo (k) fluoranteno Criseno Dibenzo (a,h) antraceno Indeno (1,2,3-cd) pireno Naftaleno

LIMITES GENERICOS BASADOS EN RIESGO PARA SITIOS IMPACTADOS POR HCS - MINISTERIO AMBIENTE (2007) Uso como Agua potable (agua Uso como Agua no potable (agua subterranea/superficial en mg/L) subterranea/superficial en mg/L) 0,29 0,32

2,4 4

0,012 1,6 0,93 0,27

0,052 10 8,2 20

0,015

0,015

0,007 0,0007 0,007 0,07 0,7 0,0007 0,007 0,73

0,007 0,0007 0,007 0,07 0,7 0,0007 0,007 2

Para el componente suelo se deberá usar los valores de concentraciones límites establecidos por la norma EPA de referencia vigente y aplicable al uso del suelo específico, bien sea este residencial/agrícola o comercial/industrial. En ambos casos, se deberá sustentar la inclusión o no de las concentraciones límites de referencia en el análisis de riesgo para validar los resultados de la modelación.


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Anexo 7. Constantes Probit para sustancias tóxicas a

b

n

(c)

Acetocianhidrina1

-9.34

1

2

mg/m3

Fuente del Probit SERIDA 1.3 MOD

LC1 (10 min)

LC50 (10 min)

LC99 (10 min)

128.21

411.05

1,317.78

Acrilamida

-11.95

1

2

mg/m3

SERIDA 1.3

472.82

1,515.81

4,859.58

Acrilonitrilo

-8.6

1

1.3

mg/m3

PB

990.30

5,945.08

35,690.04

Amoniaco

-15.6

1

2

mg/m3

PB

2,932.78

9,402.28

30,142.98

Anilina

-13.35

1

2

mg/m3

SERIDA 1.3

952.14

3,052.47

9,785.99

Benceno

-109.78

5.3

2

ppm

12,799.97

15,946.73

19,867.11

-12.4

1

2

mg/m3

592.12

1,898.29

6,085.76

-29.42

3.008

1.43

ppm

347.27

596.91

1,026.03

Cianuro de cobre

-16.59

1

2

mg/m3

SERIDA 1.3

4,811.23

15,424.42

49,449.51

Cianuro sódico1

-29.42

3.008

1.43

mg/m3

CCPS

347.27

596.91

1,026.03

Cloro

-6.35

0.5

2.75

mg/m3

305.73

1,664.44

9,061.48

-21.63

1

2

mg/m3

PB SERIDA 1.3 MOD

59,796.80

191,703.93

614,588.03

-37.3

3.69

1

mg/m3

5,061.37

9,516.95

17,894.81

Cloruro de bencilo2

-12.54

1

2

mg/m3

ESTUDI TIPS

635.05

2,035.93

6,527.03

Cromato sódico2 Disocianato de tolueno

-7.73

1

2

mg/m3

ESTUDI TIPS

57.32

183.77

589.17

-6.27

1

2

mg/m3

SERIDA 1.3

27.62

88.56

283.92

Dimetil sulfato Dióxido de nitrógeno (NO2)

-11.64

1

2

mg/m3

SERIDA 1.3

404.93

1,298.17

4,161.82

-18.6

1

3.7

mg/m3

PB

168.40

316.10

593.35

Dióxido de azufre

-19.2

1

2.4

mg/m3

3,474.10

9,172.11

24,215.69

Epiclorhidrina1

-13.3

1

2

mg/m3

928.63

2,977.11

9,544.38

Fenol1

-14.72

1

2

mg/m3

PB SERIDA 1.3 MOD SERIDA 1.3 MOD

1,888.82

6,055.41

19,413.18

Fluor

-8.4

1

1.5

mg/m3

PB

345.48

1,633.17

7,720.31

Formaldehido

-11.33

1

2

mg/m3

SERIDA 1.3

346.79

1,111.77

3,564.24

Fosgeno Hidrato de hidracina2

-10.6

2

1

mg/m3

PB

76.13

244.06

782.44

-7.87

1

2

mg/m3

61.48

197.10

631.89

Hidracina

-10.94

1

2

mg/m3

SERIDA 1.3

285.35

914.80

2,932.78

Mercurio2

-4.25

1

2

mg/m3

ESTUDI TIPS

10.06

32.26

103.41

Sustancia

Bromo Cianuro de hidrógeno

Cloroformo 1 Cloruro de hidrógeno

CCPS PB CCPS

PB

ESTUDI TIPS


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CODIGO VIT-GTA-G-395 Sustancia

Elaborado 10/07/2013 Fuente del Probit

Versión: 0

LC1 (10 min) 32,490.64

LC50 (10 min) 104,162.50

LC99 (10 min) 333,936.94

5,022.78

9,428.28

17,697.85

667.61

2,140.31

6,861.68

5,417.64

55,682.15

572,297.88

SERIDA 1.3

176.57

566.06

1,814.76

SERIDA 1.3

398.90

1,278.84

4,099.86

515.95

1,758.69

5,994.75

ESTUDI TIPS

3,822.68

12,255.22

39,289.30

CCPS

2,600.03

25,529.59

250,673.64

a

b

n

(c)

Metanol Monóxido de carbono3

-20.41

1

2

mg/m3

-37.38

3.7

1

ppm

Nitrito sódico

-12.64

1

2

mg/m3

SERIDA 1.3

Óxido de etileno1

-8.23

1

1

mg/m3

PB MOD

Óxido nítrico (NO)

-9.98

1

2

mg/m3

Propilenimina1 Sulfuro de hidrógeno

-11.61

1

2

mg/m3

-11.5

1

1.9

mg/m3

Sulfuro de carbono2 Tetracloruro de carbono

-16.13

1

2

mg/m3

-6.29

0.408

2.5

ppm

SERIDA 1.3 CCPS

PB

PB: Purple Book; CCPS: Center for Chemical Process Safety; SERIDA: Safety Environmental Risk Database Fuente: adaptado de http://infonorma.gencat.cat/pdf/AG_Criteris_G_2_probits_2009.pdf 1 Ecuaciones Probit disponibles en la bibliografía que han sido corregidas para evitar incoherencias con los valores de toxicidad disponibles y según el orden de referencia AEGL final, ERPG, AEGL interino, TEEL, IDHL. La corrección consite en la modificación del valor de "a" para que el valor de toxicidad de referencia no supere la dosis LC01. 2 Ecuaciones Probit calculadas según la metodología aplicada en el estudio de TIPs para aquellas sustancias que no disponian de Probit en la bibliografía. La estimación se realizó con b=1 y n=2, y modificando el parámetro Probit a para que el valor de toxicidad de referencia no supere la dosis LC01. 3 En el caso de monóxido de carbono, aunque existen unos parámetros Probit en el PB, ya que estos no son congruentes con los valores de toxicidad, se adoptó la ecuación de referencia reportada por el CCPS. Nota: Para las demás sustancias, los valores a, b y n, se han recopilado de fuentes de reconocido prestigio (en orden de prioridad: PB, CCPS o Serida), seleccionando aquella fuente en la que todos los valores de toxicidad aguda son inferiores a la dosis letal LC01.


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Versión: 0

Anexo 8. Elementos vulnerables componente ambiental •

Coberturas Naturales de la Tierra Nivel 1

Nivel 2

Nivel 3

NIVELES DE DETALLE Nivel 4

Nivel 5 Bosque denso alto de tierra firme

Bosque denso alto Bosque denso alto inundable Bosque denso

Bosque denso bajo de tierra firme Bosque denso bajo Bosque denso bajo inundable

Bosques Bosque abierto alto Bosque abierto Bosque abierto bajo

Bosques y Áreas seminaturale s

Bosque fragmentado

Bosque de galería y ripario

Áreas con vegetación herbácea y/o arbustiva

Bosque fragmentado con pastos y cultivos Bosque fragmentado con vegetación secundaria Altamente intervenido (igual a bosque abierto) Poco intervenido (igual a bosque denso)

Valor de Importancia 5

5 5 5

5

5

Bosque abierto alto de tierra firme Bosque abierto alto inundable Bosque abierto bajo de tierra firme Bosque abierto bajo inundable Bosque fragmentado con pastos y cultivos

Bosque abierto alto de tierra firme

4

Bosque abierto alto inundable

4

Bosque abierto bajo de tierra firme

4

Bosque abierto bajo inundable

4

Bosque fragmentado con pastos y cultivos

3

Bosque fragmentado con vegetación secundaria

Bosque fragmentado con vegetación secundaria

4

Altamente intervenido (igual a bosque abierto)

Altamente intervenido (igual a bosque abierto)

3

Poco intervenido (igual a bosque denso)

Poco intervenido (igual a bosque denso)

4

Herbazal denso de tierra firme Herbazal

Nivel 6 Bosque denso alto de tierra firme (bosques de alta montaña, bosques de tierra firme de la Amazonía) Bosque denso alto inundable heterogéneo (bosques inundables de la Amazonía) Manglar denso alto Palmares (morichales, naidizales) Bosque denso bajo de tierra firme (Caatingas: bosques del Vichada, Guainía, Vaupés, Suroriente del Meta, bosques de la Serranía de la Macuira; bosque enano del Caribe y bosque denso altoandino) Bosque denso bajo inundable (bosques de las vegas y llanuras de inundación)

Herbazal denso

Herbazal denso inundable

Herbazal denso de tierra firme no arbolado (altillanura de la Orinoquía: al sur del río Meta, desde la cabecera municipal de Puerto López hacia el oriente (Meta, Vichada, Casanare); páramos y subpáramos de la alta montaña) Herbazal denso de tierra firme arbolado (altillanura al sur del río Meta, desde la cabecera municipal de Puerto López hacia el oriente: Meta, Vichada, Casanare; subpáramo) Herbazal denso de tierra firme con arbustos Herbazal denso inundable no arbolado (Sabanas de la Orinoquía colombiana: Arauca y Casanare, se destaca el denominado escarceo, el cual constituye un


5

5

5

5

143/170


CODIGO VIT-GTA-G-395 Nivel 1

Nivel 2

Nivel 3



Herbazal abierto

Arbustal denso

Nivel 5

Herbazal abierto arenoso

Herbazal abierto rocoso Arbustal denso

Versión: 0

Nivel 6 microrrelieve en camellones) Herbazal denso inundable arbolado (bajillanura en los departamentos de Arauca y Casanare) Arracachal (Región del delta de los ríos Atrato y León, y la parte baja de algunos de sus afluentes, así como en sectores pantanosos de la Orinoquía y la Amazonía.Predominancia la especie arracacho Montrichardia arborescens Schott.) Helechal (Dominado por la especie de helecho tropical Acrostichum aureum L. conocido como ‘ranconcha’ en el Caribe y ‘cangrejera’ en el Pacífico colombiano; invade rápidamente claros de manglar aunque también es común encontrarlo en las orillas de esteros y áreas de influencia fluvial) Herbazal abierto arenoso (Se presentan principalmente en la Orinoquía en los límites entre los departamentos de Arauca y Casanare, las inmediaciones del caño La Hermosa (departamento del Casanare), el río Tomo, el río Mesetas y los alrededores de Puerto Carreño (departamento del Vichada). En la Amazonía en los departamentos de Guainía y Vaupés (residuales) Herbazal abierto rocoso Arbustal denso Arbustal abierto esclerófilo**

Valor de Importancia

5

3

3

2

1 5

(Son los remanentes de bosque seco tropical)

Arbustal abierto esclerófilo

Arbustal

Vegetación secundaria o en transición

Arbustal abierto

Vegetación secundaria alta

(Ecosistemas muy secos y áridos de la alta y media Guajira, norte del Cesar, centro del Huila, occidente de Cundinamarca (Cambao, Jerusalén y Nariño), centro occidente de Antioquia (Sopetrán y Santa Fé), sur de Santander y norte de Boyacá en el cañón del río Chicamocha, Sogamoso y Suárez, norte de Nariño y sur de Cauca, en los cañones de los ríos Patía, Mayo y Juanambú) Arbustal abierto mesófilo**

Arbustal abierto mesófilo

(Son los bosques achaparrados de la zona andina que están altamente amenazados por actividades antrópicas)

Vegetación secundaria alta

(Formaciones arbustivas andinas y altoandinas, aledañas a los páramos y bosques de niebla) Vegetación secundaria alta (Regiones amazónica, de la orinoquía y pacífica)


5

5

4

144/170



Nivel 2

Áreas abiertas, sin o con poca vegetación

Nivel 3



Nivel 5

Vegetación secundaria baja

Vegetación secundaria baja

Zonas glaciares

Zonas glaciares

Zonas nivales

Zonas nivales

Zonas pantanosas

Zonas pantanosas

Zonas pantanosas

Turberas

Turberas

Turberas

Zonas glaciares y nivales

Áreas húmedas continentales

Áreas húmedas

Vegetación acuática sobre cuerpos de agua



Pantanos costeros

Pantanos costeros

Pantanos costeros

Salitral

Salitral

Salitral

Áreas húmedas costeras

Versión: 0

Nivel 6 Vegetación secundaria baja (estadios iniciales de la sucesión vegetal después de presentarse un proceso de deforestación de los bosques, corresponde a una vegetación de tipo arbustivo herbáceo de ciclo corto) Zonas glaciares (Áreas cubiertas por hielo en forma permanente) Zonas nivales (Áreas cubiertas por nieve de forma temporal) Zonas pantanosas (Pantanos colindantes con lagunas y ciénagas ubicadas en las llanuras de inundación asociadas a los ríos, que pueden estar o no interconectadas. • Pantanos o pantanos en transición con vegetación herbácea compuesta por juncos, cañas, sauces, frecuentemente con alisos y plantas acuáticas) Turberas (Terrenos bajos de tipo pantanoso, de textura esponjosa, cuyo suelo está compuesto principalmente por musgos y materias vegetales descompuestas. Se encuentran frecuentemente en áreas andinas en terrenos situados por encima de los 3.200 msnm). Vegetación acuática sobre cuerpos de agua (Vegetación flotante que se encuentra establecida sobre cuerpos de agua, recubriéndolos en forma parcial o total. Comprende vegetación biotipológicamente clasificada como Pleustophyta, Rizophyta y Haptophyta. Esta cobertura se encuentra asociada con lagos y lagunas andinos en proceso de eutrofización y en las zonas bajas asociada con cuerpos de agua localizados en las planicies de inundación o desborde) Pantanos costeros (Zonas asociadas con deltas, estuarios, lagunas costeras y planicies marinas de inundación, generalmente ocupando espacios cóncavos detrás de la barra de playa. Se encuentran colonizadas por plantas halófilas diferentes al mangle) Salitral (Territorios planos costeros donde se presenta la formación de depósitos de minerales evaporíticos en forma natural, los cuales por la acción del viento pueden estar acompañados de arcillas, limos, arenas y lodos, conformando costras que


Valor de Importancia

2

5 5

3

5

(3 a 5)** 5 si están en zonas andinas y en buen estado de conservación 4 si están en zonas andinas pero en proceso de transformación por actividades antrópicas 3 si está en las zonas bajas: planicies de inundación

5

2

145/170



Nivel 2

Aguas Continentales

Nivel 3


Sedimentos expuestos en bajamar

Sedimentos expuestos en bajamar

Ríos Lagunas, lagos y ciénagas naturales Lagunas costeras

Ríos Lagunas, lagos y ciénagas naturales Lagunas costeras

Otros fondos

Fondos coralinos someros

Superficies de agua Aguas marinas

Mares y Océanos

Praderas de pastos marinosa someras

Fondos someros de arena y cascajo

•


Versión: 0 Valor de Importancia

Nivel 5

Nivel 6 recubren el suelo. Están asociados con los bordes de las marismas costeras, terrazas marinas bajas y antiguos planos de inundación marina) Sedimentos expuestos en bajamar (Áreas constituidas por planicies litorales mareales que quedan Sedimentos expuestos en descubiertas de agua durante los bajamar períodos de bajamar, se encuentran principalmente en el litoral de la costa pacífica) Ríos Ríos Lagunas, lagos y Lagunas, lagos y ciénagas ciénagas naturales naturales Lagunas costeras Lagunas costeras Otros fondos (fondos marinos no someros que no están incluidos en las Otros fondos formaciones coralinas, praderas de pastos marinos y en l os fondos de arena y cascajo) Fondos coralinos someros (Fondos cuya composición consta de especies formadoras de arrecifes, orales pétreos, aunque se pueden presentar también Fondos coralinos someros octocorales y corales ramificados. La cobertura de algas, escombros coralinos grandes (fragmentos de coral) y esponjas puede ser importante) Praderas de pastos marinos someras (Fondos cubiertos por fanerógamas marinas, en algunos Praderas de pastos casos, marinosa someras se pueden observar parches de macroalgas, así como algunos corales pétreos dispersos, octocorales y esponjas Fondos someros de arena Fondos someros de arena y y cascajo cascajo

2

5 5 5

3

5

5

1

Figuras de protección FIGURAS

AREAS DE MANEJO ESPECIAL De conformidad con lo establecido en el Decreto-Ley 2811 de 1974 y la reglamentaciones derivadas.

Nivel 1 Distritos de Manejo Integrado de Recursos Naturales Renovables Áreas de Recreación Cuencas Hidrográficas. De conformidad con la reglamentación establecida en el Decreto 1640 de 2012. Distritos de Conservación de Suelos

NIVELES DE LA ESTRUCTURA Nivel 2 Preservación Protección Recuperación para la Preservación Recuperación para la Producción Producción Preservación y Conservación Restauración Desarrollo múltiple

Nivel 3

Valor de Importancia 5 5 4 3 1 3 5 4 1 (3-4) Teniendo en cuenta la zonificación de manejo que tenga establecida el área, si es l a recuperación de suelos degradados para la


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CODIGO VIT-GTA-G-395 FIGURAS

Nivel 1


NIVELES DE LA ESTRUCTURA Nivel 2

Nivel 3

Versión: 0 Valor de Importancia producción el peso es 3, si es para la protección o conservación, el peso es 4 (1-5)

Reserva Forestal de Ley 2da de 1959 Áreas de Reserva Forestal Nacional

Reserva Forestal Productoras Reserva Forestal ProtectoraProductora

ÁREAS DE RESERVA FORESTAL

Reserva Forestal Productora Reserva Forestal Protectora Áreas de Reserva Forestal Regional Reserva Forestal ProtectoraProductora

Parques Naturales Nacionales

Reservas Naturales

Sistema Parques Nacionales Naturales

Areas Naturales Únicas

SINAP

Santuarios de Fauna y Flora

Vías Parque

AREAS PROTEGIDAS PÚBLICAS

Reservas Forestales Protectoras (Nacionales y regionales)

Zona primitiva Zona de recuperación natural Zona histórico-cultural Zona de recreación general exterior Zona de alta densidad de uso Zona intangible Zona primitiva Zona de recuperación natural Zona histórico-cultural Zona de recreación general exterior Zona intangible Zona primitiva Zona de recuperación natural Zona histórico-cultural Zona de recreación general exterior Zona de alta densidad de uso Zona intangible Zona primitiva Zona de recuperación natural Zona histórico-cultural Zona de recreación general exterior Zona intangible Zona primitiva Zona de recuperación natural Zona histórico-cultural Zona de recreación general exterior Zona de alta densidad de uso Zona de Preservación Zona de Restauración Zona de Uso Sostenible

El peso para esta figura depende de la zona con la cual exista traslape: En zona de protección el valor a tomar es 5, si es de restauración 4, si es de uso sostenible es 3 y si es de alta densidad de uso será 1 o 2 3 (3-4) 4 Si en l a reserva prevalece mas la función protectora que productora 3 Si prevalece el uso productor por encima del protector 3 (4-5) 4 si es protectora con especies introducidas 5 si son protectoras con especies nativas (3-4) 4 Si en l a reserva prevalece mas la función protectora que productora 3 Si prevalece el uso productor por encima del protector 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 4


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Nivel 1


Parques Naturales Regionales

Distritos de Manejo Integrado

Distritos de Conservación de Suelos

Áreas de Recreación

Áreas Protegidas Particulares

Reservas Naturales de la Sociedad Civil

ÁREAS DE AMORTIGUACIÓN DEL SISTEMA DE PARQUES NACIONALES NATURALES REGLAMENTADAS

OTRAS ÁREAS ESTRATÉGICAS PARA LA CONSERVACIÓN DE LA BIODIVERSIDAD

Unidades Ambientales Costeras Según reglamentación establecida a través del Decreto 1120 de 2013 Eco-regiones Estratégicas del Plan Nacional de Desarrollo Áreas de importancia para la conservación de las aves -


Preservación y Conservación Restauración Desarrollo múltiple

Nivel 3 Zona General de Uso Público: Subzona para la recreación Zona General de Uso Público: Subzona de Alta Densidad de Uso Zona de Preservación Zona de Restauración Zona de Uso Sostenible Zona General de Uso Público: Subzona para la recreación Zona General de Uso Público: Subzona de Alta Densidad de Uso Zona de Preservación Zona de Restauración Zona de Uso Sostenible Zona General de Uso Público: Subzona para la recreación Zona General de Uso Público: Subzona de Alta Densidad de Uso Zona de Preservación Zona de Restauración Zona de Uso Sostenible Zona General de Uso Público: Subzona para la recreación Zona General de Uso Público: Subzona de Alta Densidad de Uso Zona de Preservación Zona de Restauración Zona de Uso Sostenible Zona General de Uso Público: Subzona para la recreación Zona General de Uso Público: Subzona de Alta Densidad de Uso Zona de Preservación Zona de Restauración Zona de Uso Sostenible Zona General de Uso Público: Subzona para la recreación Zona General de Uso Público: Subzona de Alta Densidad de Uso

Versión: 0 Valor de Importancia 3 3 5 5 4 3 3 5 5 4 3 3 5 5 4 3 3 5 5 4 3 3 5 5 4 3 3 (1-4) 1 Cuando el área tiene alta intervención antrópica (vivienda, vías e infraestructura en general) 2 Cuando la intervención antrópica es moderada (establecimiento de agroecosistemas 3 Cuando la intervención antrópica es baja (actividades agroecológicas y agroecoturísticas) 4 Cuando la intervención antrópica es muy baja (proyectos de recolección y extracción de recursos naturales no maderables: frutos, fibras, resinas, entre otros) 5 4 1 4 (3-5) Teniendo en cuenta el número de


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Nivel 1



AICAS

Versión: 0 Valor de Importancia

Nivel 3

especies de aves que protege: 3 menor a 50 especies 4 si está entre 50 y 100 especies 5 si es mayor de 100 especies

Áreas incluidas legalmente bajo criterios en la Convención Ramsar

5 (4-5) 4 Si son ecosistemas que están identificados como objetos de conservación de prioridad media 5 Si son ecosistemas que están identificados como objetos de conservación de prioridad alta (4-5) 4 Si son categorías que están representados en el país en figuras de áreas protegidas 5 Si son categorías que no están representadas en figuras de áreas protegidas (4-5) 4 Si el corredor se encuentra altamente intervenido 5 Si el corredor presenta buen estado de conservación

Coberturas/Ecosistemas identificados por los Institutos de Investigación del SINA, como Objetos de conservación.

Reservas de la Biosfera declaradas por la UNESCO

Corredores biológicos legalmente declarados Áreas de importancia para cría y reproducción de fauna silvestre Áreas de importancia de alimentación y anidación de fauna silvestre Áreas de concentración de especies migratorias

•

4 4 4

Especies amenazadas CATEGORÍAS

NIVELES Nivel 1

Categoria UICN ESPECIES AMENAZADAS

Apéndices CITES ESPECIES VEDADAS ESPECIES ENDÉMICAS ESPECIES MIGRATORIAS

Permanentes Temporales Nacional y específica Nacional Nacional Transnacionales

Nivel 2 Críticamente amenazado (CR) En peligro (EN) Vulnerable (VU) Casi amenazado (NT Preocupación menor (LC) Datos insuficientes (DD) No evaluado (NE) Apéndice I Apéndice II Apéndice III

Puntuación 5 5 5 4 3 1 1 5 4 2 5 4 5 5 (4-5) 5 Cuando tienen importancia económica 4 Cuando son emblemáticas pero no tienen importancia económica 5


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Versión: 0

Anexo 9. Valoración riesgo ambiental Receptores Superficies de Cuerpos de agua agua Flora Cobertura natural Fauna Terrestre

Probabilidad de afectación / Nivel de efecto del suceso final Derrame Llamarada Incendio 1/contacto superficial

0 / concentración> LII

0 / contacto superficial

0,66/ radiación>9,5* kW/m2 0,01 / radiación>5 kW/m 2, 1/contacto superficial 1 / concentración> LII 0,5 / radiación>14.5 kW/m 2, 0,9 / radiación>20,9 kW/m 2 * Cochrane, M (1999), Positive feedbacks in the fire dynamic of closed canopy tropical forest. 1/contacto superficial

1 / concentración> LII


150/170




Versión: 0

Anexo 10. Valoración riesgo socioeconómico ��

�� (�) �� (�2)

��

A��

��

(0,2)��(�� )

��

(1)��(�� ) > �II

��

��

(1)��(�� > ��3 �� )

(0,01)��(�� > 1,6 ��/�2), (0,5) ��(�� > 14.5 ��/�2), (0,9)��(�� > 20,9 ��/�2),

(1)��(�� > ��3 �� )

(0,01)��(�� > 1,6 ��/�2), (0,5) ��(�� > 14.5 ��/�2), (0,9)��(�� > 20,9 ��/�2),

��

��

��

��

(0,01)��(�� > 3.25��), (0,1)��(�� > 6.4��), (0,45)��(�� =14 ��), (1)��(�� >14 ��) (0,01)��(�� > 3.25��), (0,1)��(�� > 6.4��), (0,45)��(�� =14 ��), (1)��(�� >14 ��)

1

50%

A��

(0,2)��(�� )

(1)��(�� ) > �II

��

(0,2)��(�� )

(1)��(�� ) > �II

(1)��(�� > 9,5 ��/�2)

(1)��(�� > 2��)

1

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1


15%

10%

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Anexo 11. Causas de Falla DUCTOS

Corrosión exterior Cuando una tubería se instala en el suelo, típicamente desarrolla sitios anódicos y catódicos, los cuales fueron formados durante el proceso de fabricación del acero, el ambiente circundante, otras instalaciones enterradas, estructuras que transportan corriente DC, y otros factores. La tubería por si misma es el conductor metálico y el suelo es el electrolito. Típicamente, la corrosión externa en tuberías se puede clasificar como “corrosión generalizada” o “como localizada (picadura), pudiendo ser ésta última aislada o generalizada. Para evaluar la susceptibilidad del sistema por corrosión externa se evalúa lo siguiente: • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

Criterio de Protección Monitoreo del potencial en puntos de prueba Tierra anaeróbica Vertedero o zona procesadora de café Tiempo de vida del ducto dentro de tiempo de vida según diseño Record de CP (protección catódica) Resultados de CP (protección catódica) inferior a -800Mv Condición de la superficie del ducto Récords de pintura Recubrimiento en interface suelo-aire Condición de recubrimiento Riesgo de inundación o condensación Distancia del ducto al mar menor a 328 pies Ducto está sobre soporte de concreto. Unión aislada cerca de AGI (Above-ground installations-instalaciones bajo tierra) Union aislada en válvulas Unión aislada en puentes Evidencia de interferencia DC Medidas de remediación DC implementadas Ductos en paralelo con líneas de potencia AC Medidas de remediación AC Unión aislada en la plataforma Ducto en soportes de metal Vibración o movimiento en el ducto

La clasificación de la susceptibilidad se define de acuerdo a la existencia de cada uno de estos factores que se evalúan de acuerdo el siguiente esquema:


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Figura 1. Esquema Evaluación Susceptibilidad Corrosión Externa Corrosión interior La corrosión interna sigue los mismos principios básicos que la corrosión externa. Los productos refinados del petróleo y el crudo pueden contener bacterias, agua, contaminantes químicos y desechos que pueden crear un ambiente corrosivo en el interior de la tubería. Al igual que la corrosión externa, las picaduras localizadas y la corrosión generalizada son formas típicas de ataque de corrosión. Para evaluar la susceptibilidad del sistema por corrosión interior se evalúa lo siguiente: • • • • • • • • • • • •

Tasa de corrosión ¿Existe record de la existencia de CO2? Porcentaje de contenido de CO2? (vol%) temperatura mínima y máxima (F), punto de rocío y pH de la fase acuosa Régimen de flujo Detalles de la dosis del inhibidor Problema de arrastre de glicol? ¿Contactor de MEG muy cerca de la sección de entrada? Concentración de MEG (peso%) ¿Contactor de TEG muy cerca de la sección de entrada? Concentración de metanol (wt%) Presión parcial H2S (psi), temperatura mínima (F), punto de rocío y pH de la fase acuosa ¿Existe un programa efectivo de inhibición y limpieza?


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CODIGO VIT-GTA-G-395 • • • • • • • •


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¿Método de manufactura del ducto? Edad de ducto Bacterias existentes ¿Tratamiento con biocidas? ¿Uso de cerdos de limpieza? ¿Intervalo de limpieza < 15 días? ¿Se utiliza agua residual industrial para empujar los cerdos? ¿Se utiliza inhibidor de corrosión?


Figura 2. Esquema Evaluación Susceptibilidad Corrosión Interior Agrietamiento – Corrosión bajo tensión (SCC) El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo (SCC) es una forma de agrietamiento en la cual pequeñas grietas se alargan y se profundizan lentamente, en un periodo de años. Las grietas individuales, que pueden ocurrir en colonias, pueden eventualmente unirse para formar grietas más grandes. El SCC puede estar presente en tuberías por muchos años sin causar problemas, pero una vez que una grieta se vuelve lo suficientemente grande, puede ocurrir un escape o ruptura en la tubería. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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Se deben presentar tres condiciones para que ocurra SCC: un material susceptible, un ambiente conductivo y un esfuerzo de tensión. 1) Material. Todos los aceros comúnmente usados en tuberías de transporte de hidrocarburos son susceptibles a SCC, aunque tal susceptibilidad puede aumentar con el esfuerzo de tensión. 2) Ambiente. Formas específicas de SCC están asociadas a terrenos específicos y tipos de suelos, particularmente aquellos que tienen condiciones alternantes húmedas y secas, y aquellos que tienden a deteriorar o desprender los revestimientos. Aunque el SCC puede darse en casi todos los tipos de suelo, se puede evitar aislando la electroquímica local del ambiente que rodea a la superficie de la tubería, mediante la aplicación de revestimientos. 3) Nivel de esfuerzo. La susceptibilidad a SCC se incrementa con el nivel de esfuerzo, aunque puede no existir un límite inferior del nivel de esfuerzo. Pueden ocurrir niveles de esfuerzo conductivos en discontinuidades estructurales locales, por ejemplo en bordes de soldadura o en sitios de deformación debido a fuerzas externas, como las abolladuras producidas por rocas. Alguna cantidad de esfuerzo cíclico puede promover el crecimiento de SCC al romper la capa de oxido que se forma en la superficie de la grieta, re-exponiéndola al ambiente. Las cargas cíclicas parecen ser un factor importante en la iniciación de SCC. Se han identificado dos formas de SCC: la de alto pH (denominada la clásica) y la de pH casi neutro (la no clásica). La forma de alto pH tiende a ocurrir en un intervalo limitado de protección catódica y a un pH local por encima de 9. Esto se asocia con los incrementos en las temperaturas de operación de la tubería. Las grietas tienden a ser angostas y principalmente intergranulares. La tubería con alquitrán de hulla y revestimientos de asfalto son algunas veces susceptibles a este tipo de fractura. La SCC de pH casi neutro tiende a ocurrir a un pH local entre 5.5 y 7.5, y está asociado con concentraciones moderadas de CO2 en aguas subterráneas y climas fríos. Las grietas son generalmente transgranulares, anchas y más corroídas que las que se encuentran en la SCC de alto pH. Generalmente, los sistemas recubiertos con cintas son susceptibles a este tipo de ambiente. Para evaluar la susceptibilidad del sistema por agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo (SCC) se evalúa lo siguiente: • • • • • • • • • •

Historia de SCC Presión de prueba hidrostática (psi) Presión mínima diaria (psi) Presión máxima diaria (psi) Temperatura máxima del producto (F) Preparación de la superficie Condición de recubrimiento Condición del suelo Resultado de CIPS Latitud del ducto ¿Existe una estación de bombeo o compresión aguas arriba?


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Figura 3. Esquema Evaluación Susceptibilidad por Agotamiento por Corrosión Bajo Esfuerzo (SCC) Fallas operacionales Fallas operacionales como sobrepresiones pueden generar fallas sobre defectos existentes. La instalación de alarmas y sensores en las estaciones de bombeo y compresión permiten cierto nivel de tolerancia para evitar fallas operacionales. Se pueden dar los siguientes tipos de fallas operacionales: •

•

Falla en inspecciones de rutina: Cuando no se ejecuta una inspección de rutina que hace parte del programa de inspección del sistema o cuando esta es deficiente y no se detectan posibles causas de rotura de la tubería. Falla en inspecciones técnicas: Roturas que puedan ocasionarse por un error de medición en una inspección técnica dirigida a monitorear algún aspecto de la funcionalidad del sistema como el espesor de la tubería, condiciones de protección catódica, estado de las válvulas, etc.


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Deficiencia de mantenimiento: Si se han realizado mantenimientos que hayan generado daños al sistema ya sea por un trabajo mal ejecutado o por no tomar las medidas de seguridad adecuadas en las acciones de mantenimiento.

•

Para evaluar la susceptibilidad del sistema por fallas fa llas operacionales se evalúa lo siguiente: • • • • • • • • •

¿Set-point determinado en MAOP (Maximum ( Maximum Allowable Operating Pressure - Máxima Presión Operativa Permitida)? Permitida)? ¿Alarma definida en MAOP? ¿Cursos de entrenamiento en los últimos 5 años? ¿Manual operativo disponible? ¿Manual operativo actualizado? ¿Líneas, válvulas y dirección del flujo claramente definidas? Edad del ducto Método de manufactura del ducto Presión de prueba hidrostática (psi)


Figura 4. Esquema Evaluación Susceptibilidad por Fallas Operacionales Erosión La erosión se debe a los cambios en la conformación del ducto, ya sea principalmente por acción del producto transportado. Para evaluar la susceptibilidad del sistema por erosión se evalúa lo siguiente: Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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• • •


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¿Hay sólidos presentes? Velocidad del producto(pies/seg) Fases del producto

Fatiga Las grietas por fatiga pueden ser causadas por ciclos de presión sostenida o por la vibración de bombas o compresores. Grietas por fatiga crecen generalmente a partir de defectos d efectos pre-existentes y en caso de ciclos de presión los defectos más vulnerables son aquellos que están alineados axialmente, como defectos en soldaduras. . Para evaluar la susceptibilidad del sistema por fatiga se evalúa lo siguiente: • • • •

Presión mínima diaria (psi) Presión máxima diaria (psi) Método de manufactura del ducto Edad del ducto

Daños por Terceros Involuntarios Esta causa de falla está asociada a sociada a la ocurrencia de cualquiera de las siguientes situaciones: • • • •

Tráfico vehicular: Acciones del tránsito de vehículos, ya sea por vibración, presión o acción directa sobre la infraestructura del ducto. Actividad de terceros: Acciones que pueden generarse en este tipo de actividad, principalmente ocasionada por la manipulación de maquinaria maquin aria para ejecutar movimientos de terreno. Obra civil: Las obras civiles de construcción y mantenimiento pueden generar una rotura en la tubería ocasionada por la manipulación de maquinaria para excavaciones. Efecto domino: Acción de eventos amenazantes desarrollados en otras infraestructuras cercanas.

Para evaluar la susceptibilidad del sistema por daños dañ os por terceros involuntarios se evalúan factores de daño y de mitigación: Daño: • • • • • • • • •

Tráfico vehicular paralelo o a través del derecho de vía. Población a 265 metros del derecho de vía. Uso de suelos Profundidad de enterrado Grosor de pared Derecho de vía compartido con otros operadores Actividades de construcción alrededor del derecho de vía Invasión de población sobre el derecho de via Incidentes por daños por terceros involuntarios en el último año.


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Mitigación: • • • • • • • • • • •

Protección del derecho de vía (por ejemplo barreras, cercado, etc.) Frecuencia de patrullaje sobre el derecho de vía ¿Se han accionado recomendaciones a partir de los patrullajes? Señalización del derecho de vía Control y supervision del ducto Sistema de detección de daños por terceros funcionando Existe número gratuito único y accesible de atención al público ¿Existe educación pública en el sector? ¿Análisis de Causas? ¿Protección Mecánica? Georeferenciación

Estos factores se pueden evaluar mediante la matriz de interacción mostrada a continuación. Tabla 1. Matriz de Interacción Daños por Terceros Involuntarios Daños

Daños por Terceros Involuntarios

n ó i c a g i t i M

l e d r a s í a l é u v v c a e i r h t d e v a o h o o c c o e i f l r e e á l r a d T r a p

s o . r t í a e v m e 5 d 6 o 2 h a c e n r ó e i d c l a l e b d o P

s o l e u s e d o s U

e d d o d a a d i r d r e n t u n f o e r P

d e r a p e d r o s o r G

r s o o d a r e í t a v e d í o d e e v n s r e s l d e o r e a o d c o d d a n h o o c a d ó h d i r e i i e c t c r v e r p i c e r u a o t d c r e p l t A D e s m d n o o c c

a í n ó i v c e a d l b o o h p c e e r d e d n l ó i e s e a r v b n I o s

s o l e a s n . e o r o r s ñ o e o a c i p r r s e a o e t t i m r n t n o l u l e p o ú v c n n i

Protección del derecho de vía (por ejemplo barreras, cercado, etc.) Frecuencia de patrullaje sobre el derecho de vía ¿Se han accionado recomendaciones a partir de los patrullajes? Señalización del derecho de vía Control y supervisión del ducto Sistema de detección de daños por terceros funcionando Existe número gratuito único y accesible de atención al público ¿Existe educación pública en el sector?


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¿Análisis de Causas? ¿Protección Mecánica? Georeferenciación

Daños por Terceros Voluntarios Esta causa de falla está asociada a la ocurrencia de cualquiera de las siguientes situaciones: • •

• •

Robo de producto: Cuando en una operación ilícita se origina un evento amenazante. Robo de elementos: Acción producida al eliminar intencionalmente un elemento que hace parte del ducto con el objeto de sacar provecho del mismo, dejando el sistema con deficiencias en su funcionamiento. Atentado: Acción directa de grupos al margen de la ley, afecta la integridad de la tubería. Sabotaje: Acciones intencionales o desviaciones producidas por el personal operativo desmejorando la funcionalidad del sistema.

Para evaluar la susceptibilidad del sistema por daños por terceros se evalúan factores de daño y de mitigación: Daño: • • • • • • • • • • • • • • • •

Existe evidencia de instalación de válvulas ilícitas en ese segmento Existe evidencia de atentados/vandalismo en ese segmento Existe tráfico vehicular cerca al DDV (paralelo o cruces de autopistas y/o vías férreas) Hay actividades de construcción cerca al DDV (8 metros a lado y lado) Hay invasiones del público al derecho de vía (caseríos, urbanizaciones, entre otros). Existe ocupación poblacional en un radio de 265 m del DDV Uso del suelo Profundidad (m) Espesor de la tubería (in) Se comparte el corredor del derecho de vía con otros operadores Se tienen planos de la infraestructura (geo-referenciada) Se cumple el instructivo de Protección de invasiones sobre el DDV Se ejecutan las recomendaciones derivadas de la inspección del DDV Existe señalización del DDV que permita identificar la ubicación de la tubería a terceros que trabajan en sus alrededores (ej carteles, mallas, avisos). Se divulga el programa de educación al público a las comunidades dentro del área de influencia del ducto (público, cuerpos de emergencia, contratistas). Se reducen las acciones de perturbación sobre el DDV

Mitigación: Existen obras de protección, como mallas eslabonadas, cercamiento, barreras de concreto, • arborización a los lados del DDV. Todos los derechos reservados para Ecopetrol S.A. Ninguna reproducción externa copia o transmisión digital de esta publicación puede ser hecha sin permiso escrito. Ningún párrafo de esta publicación puede ser reproducido, copiado o transmitido digitalmente sin un consentimiento escrito o de acuerdo con las leyes que regulan los derechos de autor y con base en la regulación vigente.

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CODIGO VIT-GTA-G-395 • • • • •


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Se realiza inspección de la condición del derecho via mediante recorridos periodicos, según lineamientos corporativos. Existe control y vigilancia sobre la tubería y el DDV Se cuenta con sistemas para detectar la instalación o presencia de válvulas ilícitas, por ejemplo Sistema de Detección de intrusos Existe número gratuito único y accesible de atención al público Se promueve la corresponsabilidad de la gestión del riesgo con comunidades, contratistas e instituciones locales.

Clima y fuerzas externas (causas naturales/movimiento de tierra) La evaluación de la amenaza de Clima y Fuerzas Externas (CFE) se entiende como el proceso de identificación y valoración de las amenazas naturales (sismicidad, clima, condiciones geotécnicas, etc), sobre la infraestructura petrolera, la cual se realizará siguiendo los lineamientos de Ecopetrol S.A. establecidos en los siguientes documentos: VIT-GTT-I-012 Evaluación de Riesgo por Amenaza Geotécnica del derecho de vía de Líneas de • Transporte • Metodología para evaluación de riesgos en cruces subfluviales de la VIT El contratista deberá seguir los lineamientos allí descritos para la evaluación del riesgo CFE, el cual involucra la evaluación para infraestructura lineal (por segmentos), de aspectos tales como: Geometría de la tubería y topografía • Parámetros de la tubería • Litología y Geología • • Parámetros regionales Aguas superficiales y subterráneas • Indicadores de inicio de movimiento • Mantenimiento y monitoreo • Cada uno de los anteriores aspectos evalúa características y variables específicas que deberá evaluar el consultor (para mayor detalle, ver “VIT-GTT-I-12 Evaluación de Riesgo por Amenaza Geotécnica del Derecho de Vía de Líneas de Transporte”). El resultado de la evaluación que se realice para el sistema de transporte deberá presentarse en valores entre 0 y 1 (valor normalizado), teniendo en cuenta la siguiente escala: Tabla 2. Valoración clima y fuerzas externas Amenaza de CFE Muy Bajo Bajo Moderado Alto 25

Sigla MB B M A

Valores de Amenaza RAM 0,00 < MB < 0,99 1.00 < B < 1.99 2.00 < M < 2.99 3.00 < A < 3.99

Valor de amenaza “normalizado”25 0 < MB < 0.198 0.199 < B < 0.399 0.400 < M < 0.600 0.601 < A < 0.801

Corresponde al “Valor de Amenaza” dividido entre 4.98


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CODIGO VIT-GTA-G-395 Muy Alto

MA


4.00 < MA < 4.98

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0.802 < MA < 1

AREAS DE PROCESO

A continuación se resumen las metodologías a emplear para la valoración de las amenazas en áreas de proceso: Factor De Daño Adelgazamiento (Corrosión Interna)


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�� 1. D��

�� 5. D�� A�� 2. D�� "��" �� "��"

�I

��

�� 6. D��

�� 3. D�� C� �� , A�� B

�� 4. D�� A�I579 A�� A

�A�� 7

D�� . �� ; �� ; D��

D��

Factor De Daño Corrosión Externa �� 1. D��


�� /��?

�� 5 D��

�I

A��

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Factor De Daño SCC-H2S

�� 2 �� 4. D�� , ��, ��

��

�� 6. C�� . D��

�� 7. D�� A�I579

�� 8. D�� A��

�� 9. D��


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Factor De Daño HIC-SOHIC (H2S)

�� 1. D��

�� 2. D��

E�� ?

S ��

NO C�� H2� ��

C�� C�

�� 3. D��

�� 4. D��

�H ��

��H�?

�� 5. D��

�� 6. D��


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Factor De Daño Por Fatiga Vibracional

�� 1. D��

��

�� 2. D�� /��

��

�� 3. D�� /��

C��

�� 4. D��

��

�� 5. D��

�� 6. D��


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REFERENCIAS

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Directriz básica de Protección Civil para el control y planificación ante el riesgo de accidentes graves en los que intervienen sustancias peligrosas. España, Septiembre de 2003. ii

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HSE, Reducing risks, protecting people. HSE’s decision-making process. UK, 2001


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VIT_GTA_G_395 Guia Análisis de Riesgo Tecnológico

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