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Minería sustentable.

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Cree que la Ley de Riesgos de Trabajo...
Cumple con sus objetivos y debe ser mantenida
No cumple con sus objetivos y debe ser remplazada
Cumple parcialmente con sus objetivos y debe ser modificada

 


Fecha de Publicación: 23/7/2007
Salud ocupacional en petroleras

06. Evaluación cuantitativa de los riesgos de exposición ocupacional en la planta de Aromáticos del Complejo Industrial de ECOPETROL en Barrancabermeja, Colombia . Parte 3


 

ORGANIZACIÓN PANAMERICANA DE LA SALUD - COLOMBIA

Estudio de la asociación entre la exposición a hidrocarburos aromáticos y los posibles riesgos en la salud de los trabajadores

 

RESULTADOS GENERALES

De conformidad como fue establecido en el contrato con nuestro grupo, se generaron los trabajos relacionados con los objetivos a satisfacer en los campos de Higiene Industrial, Seguridad y Ergonomía.

De tales estudios se derivaron los informes que se anexan preparados por cada grupo de especialistas en donde se detallan en extenso las actividades y los resultados de los trabajos efectuados, así como, sus bases técnicas de integración.

Derivados de la información contenida en los informes de los componentes de Higiene Industrial, Seguridad y Ergonomía se han extractado los aspectos relevantes de ellos para integrarse en el presente informe ejecutivo de tal manera a dar repuesta a los planteamientos establecidos en el apartado de resultados esperados incluido en el capítulo 1 del contrato que regula el trabajo objeto del acuerdo.

De esa manera deseamos reiterar que presentamos en este capítulo, la información que satisface los requerimientos indicados en los resultados esperados y anexo al presente, en detalle la totalidad de la documentación requerida para fundamentar lo aquí expresado.


RECONOCIMIENTO DEL PROCESO

Con la valiosa colaboración de los trabajadores y empleados de la compañía, nos fue posible obtener la información que ilustra sobre los procesos que en las áreas estudiadas se desarrollan, mismo que en forma resumida se describen en este capítulo.

Así mismo, se plantean los aspectos relativos a los componentes del proceso que se considera se constituyen en un riesgo potencial para los trabajadores y las recomendaciones generales que orientan los cambios en la planta.


Descripción de los procesos.

Planta de Parafinas.


Descripción general del proceso de desasfaltado con propano (DAP).

El objetivo principal de esta unidad es la obtención de un aceite parafínico libre de asfalto a partir de los fondos de la Torre de destilación al vacío (fondos de vacío).

La separación de las fracciones pesadas del aceite (asfaltos y asfáltenos) ocurre en una torre de extracción donde se ponen en contacto los fondos de vacío con un solvente apropiado (en este caso propano). En este proceso de extracción líquido-líquido es muy importante la relación solvente-carga y el perfil de temperaturas que se maneje en la torre.

El aceite desasfaltado (DAO) así obtenido es una de las cargas a la planta de fenol. El solvente (propano) es recuperado en las etapas finales del proceso y recirculado. El asfalto por su parte es enviado al pool de combustoleo.


Descripción general del proceso de tratamientos con fenol.

La planta está ubicada entre los ejes de coordenadas N-1272.96 - N-1273.08 y E-1222.04 - E-1021.96. Los drenajes corren del Norte hacia el Sur, a través de los registros 696, 66 y 665, hasta llegar al separador 201.

En ella se realiza un proceso de refinación de bases lubricantes (extracción líquido-lÍquido), utilizando Fenol como solvente en una proporción 1.9:1 (fenol-carga), para separar el material parafínico contenido en el aceite de carga del material aromático y nafténico. Por medio de este procedimiento se mejora el índice de viscosidad del producto final. Se manejan los siguientes materiales:

a. Destilado (Carga)
b. Refinado (Producto)
c. Extracto (Subproducto)
d. Fenol (Solvente)

El solvente se recupera en las etapas finales y se recircula dentro del mismo proceso. El refinado parafínico así obtenido se envía a tanques para un procesamiento posterior en el Tren de Parafinas. La planta tiene una capacidad de diseño de 3400 BPDO (Barriles por día de operación) para destilado liviano, 3600 BPDO para destilado medio y 2500 BPDO para DAO (Aceite Desasfaltado). En la actualidad la planta está cargando 3360 BPDO de aceite y 6384 BPDO de Fenol.


Descripción general del proceso de generación de hidrogeno.

El proceso de generación de hidrógeno se basa en el reformado catalítico del gas natural con vapor de 400 psig.

El proceso abarca las siguientes etapas:

  • A. REFORMADO CON VAPOR.

Las reacciones que ocurren durante esta etapa son:

CH4 + H2O (v) Þ CO + 3H2 - calor

CO + H2O (v) Þ CO2 + H2 + calor

Debido a que la reacción general de reformado es altamente exotérmica, se lleva a cabo en un horno tubular a una temperatura de salida del mismo de aproximadamente 1500F y en presencia de un catalizador cuyo compuesto activo es el níquel.

De las anteriores reacciones se puede reducir que para obtener hidrogeno de alta pureza con un contenido mínimo de metano las condiciones más favorables deberían ser: Alta temperatura, alta vapor/hidrocarburo y mínima presión. También debe tenerse en cuenta que las anteriores condiciones deben balancearse para evitar la deposición de carbón sobre el catalizador.

  • B. CONVERSIÓN DE CO A CO2

La corriente efluente de reformador, rica en hidrogeno, contiene además metano que no reaccionó, monóxido y dioxido de carbono.

El propósito de la reacción es convertir CO a CO2 , para después aprovechar la capacidad de remoción de gases ácidos que presentan las alcanoaminas:

CO + H2O Þ CO2 + H2 +calor

Esta reacción se lleva a cabo en dos etapas:

Una a alta temperatura utilizando un catalizador de Hierro y Cromo , donde se realiza la mayor parte de la conversión. Otra a baja temperatura con un catalizador de Cromo y Zinc encargada de completar la reacción.

  • C. REMOCIÓN DE CO2

Se efectúa poniendo en contacto la corriente de gases efluente del convertidor de baja temperatura, con monoetanolamina en solución acuosa (15%- 20% w) a baja temperatura ( 60- 160F), produciendo la sal correspondiente del gas ácido, la cual mediante calentamiento en una torre despojadora (212 - 245F) se descompone la MEA liberando los gases ácidos.

  • D. METANIZACIÓN

Su finalidad es convertir a metano (inerte para los usuarios de hidrogeno) los óxidos de carbono aún presentes en la corriente efluente del sistema de remoción de CO2.

CO + H2 Þ CH4 + H2O + 93600 BTU

CO2 + 4H2 Þ CH4 + H2O + 76800 BTU

En el producto efluente del metanizador se obtienen concentraciones de óxidos de carbono del orden de 5 a 10 ppm vol. para concentraciones en la carga de hasta 3% vol. La reacción se inicia alrededor de 500F.


Descripción general del proceso tratamientos con hidrogeno.

La unidad de tratamientos con Hidrógeno consta de las secciones 1100, 1110, 1120, ha sido diseñada para procesar en forma simultánea, tres tipos de carga:

SECCIÓN CARGA BPDC BPDO B/H

1100 Destilados Parafínicos

Liviano 698 2192 91

Medio 380 2218 92

Pesado 274 2419 100

Bright Stock 468 2161 90

1110 Destilados Nafténicos

Base SAE 20 993 2117 88

Base SAE50 993 2117 88

1120 Parafinas

Liviano 504 1583 66

Medio 293 1714 71

Pesado 116 1200 50

Micro cristalina 199 1200 50


Las relaciones hidrógeno carga son: 1000 scf/ barril para los destilados parafínicos y para las parafinas; 1500 scf/ barriles para los destilados nafténicos.

Los aceites desparafinados y las ceras, obtenidos en la unidad de desparafinado con Mec-Tol, son mejorados en su calidad mediante el procesos de Hidrogenación catalítica no severa (Hydrofinishing).

El propósito de este proceso es reducir el contenido de azufre, nitrógeno y oxígeno y el de saturar olefinas y aromáticos para mejorar la calidad de los productos.

El objeto de la planta es mejorar las características de: Indice de viscosidad, color, estabilidad y corrosión, en el caso de los destilados parafínicos y nafténicos y en las parafinas el olor y la estabilidad. El proceso es licenciado por Sinclair Research, Inc.


Descripcion general del proceso de desparafinado con mec-tol.

La planta de desparafinado con MEC-TOL está ubicada entre los ejes de coordenadas N-1227.9 - N-1273.1 y E-1022.0 - E-1021.8.

La unidad de desparafinado con mec-tolueno tiene como objetivo separar las ceras del aceite lubricante obtenido en la Unidad de extracción con fenol mediante el uso de un solvente y bajas temperaturas de operación.

Las bajas temperaturas y el solvente permiten la cristalización y precipitación de las ceras para una fácil separación de estas ceras y el aceite lubricante en un proceso de filtración al vacío.

El solvente utilizado es una mezcla de metil etil cetona (MEC) y tolueno con la cual se asegura la solubilidad completa del aceite y una precipitación completa de la cera.

La unidad carga alternativamente los refinados producto de la unidad de extracción con fenol, liviano, medio y DAO fenolizados y produce aceites desparafinado liviano, medio, Brigt stock y ceras liviana, media y microcristalina; tanto los aceites como las ceras son sometidas al proceso de tratamiento con hidrógeno.

La planta tiene una capacidad de diseño de 4200 BPDO (Barriles por día de operación) para destilado liviano, 4200 BPDO para destilado medio y 3960 BPDO para DAO (Aceite Desasfaltado). En la actualidad la planta está cargando 2600 BPDO de refinado.


Descripción del proceso planta de Aromáticos.

La planta de Aromáticos de Ecopetrol fue diseñada para producir Aromáticos de alta pureza, mediante la utilización de unidades de proceso que hacen posible la transformación de la Nafta Virgen de bajo octanaje en una serie de productos y subproductos de tipo aromático y no aromático respectivamente. Los procesos han sido desarrollados por UOP.

Dentro de las unidades que integran la planta se encuentran tres procesos catalíticos; Unifining, Platforming e Hydrar. Adicional a estos procesos se cuenta con un proceso de extracción líquido-líquido llamado Sulfolane de patente Shell, un proceso de Hidrodealquilación Térmica desarrollada por UOP y un proceso universal de Fraccionamiento de Aromáticos.

La planta de Aromáticos produce benceno, tolueno, xilenos mezclados, ortoxileno, ciclohexano, varsol y aromáticos pesados.

U-1300 PREFRACCIONAMIENTO

Es una unidad en la que se hace un corte a la nafta para retirar los livianos menores de 6 carbonos y los pesados mayores de 9 carbonos, ya que los precursores de los aromáticos son los C6, C7 y C8. En esta unidad se produce Varsol y Virginoil. Su carga de diseño son 10553 BPD de Nafta Virgen procedente de las unidades de destilación primaria.

Las fracciones livianas y pesadas se envían al pool de gasolina como nafta liviana y nafta pesada. El volumen establecido por diseño de cada una de las corrientes es:

637 BPD de Nafta liviana

600 BPD de Disolvente 4

3316 BPD de Nafta pesada

6000 BPD de carga a Unifining

U-1300 UNIFINING

Este proceso consiste en tratar con H2 la nafta que se preparó en prefraccionamiento a través de un lecho catalítico, con el fin de retirarle los contaminantes de azufre, nitrógeno, oxígeno, olefinas y metales para poder procesarla en la unidad de platforming. La capacidad probada en esta unidad llega a 6800 BPD vs 6000 BPD de diseño.

U-1300 PLATFORMING

Es el proceso de reformado catalítico de la nafta para convertir los productos no aromáticos en aromáticos utilizando un catalizador a base de platino y renio.

El diseño contempla 6000 BPD de carga , 568 BPD de nafta liviana y 4691 BPD de platformado.

U-1400 SULFOLANE

Es el proceso de extracción líquido-líquido por el cual se separan los aromáticos de los no aromáticos, utilizando el solvente Sulfolane desarrollado por la compañía Shell.

La unidad de extracción con Sulfolane está diseñada para procesar 4704 BPD de platformado con un contenido de aromáticos que puede fluctuar entre 50 y 70%.

U-1500 FRACCIONAMIENTO

La unidad de fraccionamiento de aromáticos está diseñada para procesar 3312 BPD de extracto formado por la mezcla de 2219 BPD de extracto producido en la unidad Sulfolane y 1093 de producto de la unidad Hydeal.

Como paso previo a la destilación está un proceso de adsorción para eliminar las diolefinas, y así estabilizar los productos con el fin de evitar que por oxidación se dañe el color de los mismos.

Primero se separa el benceno de los demás; la pureza mínima debe ser de 99.85%, Después se destila el tolueno con especificaciones de 99.8%. Posteriormente se separan los xilenos para luego producirse por la cima de la última torre ortoxileno y por el fondo aromáticos pesados.

La capacidad probada en esta unidad llega a 3800 BPD, su diseño es de 3312 BPD.

U-1600 HIDRODEALQUILACION O HYDEAL

En esta unidad se produce benceno con un 60-65% de conversión a partir de tolueno y xilenos.

Este proceso inició su operación usando el proceso catalítico Hydeal patentado por la UOP. Fue diseñada para cargar 1079 BPD. Durante 9 años se operó utilizando el catalizador HD-4, sin embargo esta tecnología fue simplificada al comprobarse que la hidrodealquilación catalítica representaba muchos problemas referentes a envenenamientos del catalizador, alto consumo de servicios debido a las muy altas temperaturas y otros inconvenientes de tipo mecánico.

En 1981 se elimino el proceso catalítico, al reemplazar el catalizador por un lecho parcial, conformado por solo cerámica que dio resultados satisfactorios.

U-1700 HIDROGENACION O HYDRAR

La unidad de proceso Hydrar ha sido diseñada para la producción de ciclohexano de alta pureza, mediante la hidrogenación en fase líquida del benceno puro.

La reacción se lleva a cabo en tres reactores catalíticos en presencia de hidrógeno utilizando un catalizador a base de platino.

ESQUEMA DE PRODUCCION DE AROMATICOS

Descripción general del proceso Elementos Externos, Casas de Bombas 1 y 6.


Casa de Bombas No. 1

La Casa de Bombas No. 1 esta encargada de recibir los productos terminados, almacenarlos, verificar las especificaciones de calidad de estos en coordinación con el Laboratorio, para luego entregar los productos a través del llenadero cumpliendo en la cantidad, tiempo y calidad exigida por los clientes.

A través de ella se despachan los siguientes productos: gasolinas, disolventes, bases lubricantes, combustoleo, asfaltos, ácido sulfúrico gastado, soda fenólica, Jet A, queroseno y diesel. Estos productos constan de uno o varios tanques de acuerdo a su demanda, su propio sistema de bombeo y entrega a la respectiva isla en el Llenadero.

Los tanques, sus características, servicio que prestan y datos de ultimas calibraciones se ilustran en la Tabla 3.


Casa de Bombas No. 6

La Casa de Bombas 6 se encarga de recibir todos los productos terminados de la Planta de Aromáticos tales como tolueno, xileno, cumenos, benceno, ortoxileno y ciclohexano.

Los productos son almacenados y verificadas sus exigencias de calidad para luego ser entregados a los clientes a través del llenadero de aromáticos para carrostanques y despacho a botes.


Las tablas 1 y 2, presentan los tanques y bombas que conforman el área de casa de bombas 6.

Tabla 1. Tanques de almacenamiento

TANQUE
PRODUCTO
CAPACIDAD (BLS)
903 Tolueno 3000
904 Xileno 30000
906 Ciclohexano 10000
907 Benceno 15000
908 Cumeno 1000
913 Tolueno 5209
917 Ciclohexano 14000
918 Benceno 14000
1814 Ortoxileno 2951

Tabla 2. Bombas de Casa de Bombas 6

BOMBA
PRODUCTO
PRESION (psi)
P- 3601 Xileno 100
P- 3602 Tolueno 100
P- 3603 Ciclohexano 100
P- 3604 F.S.* F.S
P- 3605 F.S. F.S
P- 3607 Benceno 100
P- 3608 Ortoxileno 100

* F.S. : Fuera de servicio

Tratamiento de Aguas Residuales
Descripción general del proceso

Se entiende por desechos ó residuos líquidos todos los drenajes y desperdicios que se retiran de los procesos industriales por innecesarios o como subproductos de escaso valor.

Generalmente poseen una alta carga contaminante, siendo indispensable hacerles un tratamiento adecuado antes de verterlos a una corriente receptora.

En nuestro caso, los residuos líquidos industriales del CIB están constituidos básicamente por los siguientes flujos:

1.- AGUAS ACEITOSAS.- Conforman el 70% del volumen total.

  • Desagües de Tanques de Crudo, Tanques de Destilados, Desaladoras.
  • Drenajes de las Plantas de Proceso:
  • Hidrocarburos Alifáticos (Aciclicos), parafinicos y nafténicos.
  • Hidrocarburos Aromáticos (Cíclicos)
  • Emulsiones aceitosas de agua de enfriamiento de algunos equipos.

2.- AGUAS CAUSTICAS:

  • Provienen de tratamientos con soda a las naftas y lavado de resinas y calderas.

3.- AGUAS FENOLICAS:

  • Provienen de tratamientos con fenol a las bases parafínicas y nafténicas.

4.- AGUAS ACIDAS:

  • Purgas de ácido sulfúrico gastado y lavado de resinas catiónicas y calderas.

5.- AGUAS AGRIAS:

  • Arrastre de sulfuros, polisulfuros, amoniaco.

En razón a que el volumen pequeño es más fácil de tratar que un gran volumen de contaminantes diluidos, fue necesario independizar los sistemas de drenajes de aguas lluvias y aguas negras de las aguas residuales industriales y efectuar un severo control de emisión en las fuentes reduciendo al mínimo sus descargas contaminantes.

Con esto se aminoran los costos de operación de la Planta de Tratamientos de Aguas Residuales (PTAR).

El principal objetivo del Programa de control de la contaminación en el CIB es no solo producir un efluente ecológicamente aceptable, sino también que la corriente receptora no se afecte y permanezca adecuada para la vida acuática, manteniéndose libre de sustancias tóxicas y organismos patógenos.

En el Sistema general de tratamiento de los residuos líquidos del Complejo Industrial, es donde se inicia la función básica del Area Ambiental; y comprende:

Los Separadores gravitacionales API, donde se hace una separación física de la interfase agua-aceite, y una sedimentación primaria de los sólidos en suspención.

Los Separadores API-SE 3010 reciben agua aceitosas de la Casa de Bombas #1, de calderas y la Planta de Parafinas.

Los Separadores API-SE 3020 reciben aguas aceitosas de la Planta de Ac. Sulfúrico, Planta de Alquilación, Plantas de Destilación Primaria, Planta de Cracking Modelo IV, Sosas gastadas, las cuales pueden enviarse a la Planta deflegmadora, la cual opera intermitentemente.

Los Separadores API-SE 3030 Y 3030A reciben aguas aceitosas de la Casa de Bombas # 2 y 4, Plantas Topping, Planta Ortoflow y del Laboratorio.

Los Separadores API-SE 3050 reciben aguas del área de Refinación y Petroquímica que ahí llegan provenientes de los Separadores SE-3010, 3020, 3030, 3030A, AGUA ACEITOSAS DE LA Planta de Aromáticos, del SE-3084 área Bombas # 8 y de SE-3054.


Componentes del Proceso que implican riesgos al trabajador.

Las plantas objeto del estudio en las que se desarrollan los procesos productivos presentan características que por su propia naturaleza implican condiciones que significan riesgos potenciales para la salud, comodidad e integridad de los trabajadores.

De esa manera desde el punto de vista general, el manejo en esta compañía de sustancias identificadas como inflamables, corrosivas y tóxicas, se constituyen de por sí en elementos de riesgo potencial que demandan la integración de las formas adecuadas de manejo desde su recepción, almacenaje, empleo y distribución que minimicen las posibilidades de afectación al personal y propiedades de la compañía.

Por su parte los procesos que se emplean en el sistema productivo también por su naturaleza propia, implican la necesidad de llevarse a cabo bajo condiciones de operación a elevadas temperaturas, presiones, equipos y circunstancias de organización que ofrecen riesgos agregados a los trabajadores, de no existir los controles del caso.

Adicionalmente los procedimientos que en forma generalizada se emplean en compañías de la naturaleza de las estudiadas, implican circunstancias de exposición importante por los riesgos que en la forma de ejecutar existen sobre todo cuando por motivos de emergencias o desviaciones de las rutinas debe participarse para la integración de la normalidad de operación.

Finalmente el grado de esfuerzo a que se sujetan los equipos por efecto de las características de los materiales y condiciones de operación conducen a deterioros acelerados de sus componentes que de no contarse con programas de mantenimiento preventivo estrictos conllevan a la actuación frecuente de ejecutar acciones correctivas que por su propia naturaleza no siempre son oportunas y en consecuencia generan riesgos a persona que laboran en ellas o sus cercanías y a los encargados de su eliminación.

En lo particular las condiciones bajo las que se opera en las plantas en estudio no son carentes de los efectos esperados por las características de los materiales, de los equipos y los procedimientos, por lo que se aprecian irregularidades frecuentes que en sí implican riesgos potencial para la salud, comodidad e integridad de los trabajadores de cada planta.

De esa forma y en un secuencia enunciativa de los eventos identificados como irregulares por nuestros investigadores de Higiene Industrial, Seguridad y Ergonomía, a continuación presentamos los listados de las causas directas de los riesgos que en la época del estudio se identificaron como elementos resultantes de deficiencias en los niveles administrativos de la empresa y trabajadores.

Parafinas
Riesgos químicos
Lado norte

Dentro de esta área se apreció fugas de solvente (mek) en los equipos del área de filtros en sus tres niveles, pero donde se detecto estas fugas con mas frecuencia fue en la planta baja de esta área dado que el problema principal consiste en la falta de mantenimiento en los equipos, tuberías y válvulas. También se aprecio que los sellos de las mirillas en el segundo nivel de los equipos no cerraban herméticamente lo cual ocasionaba fugas de (mek) en esta área .

Además se observo que en ocasiones los operadores no utilizaban el equipo de protección respiratoria al momento de realizar sus actividades, también se detecto que los operadores al momento de drenar los equipos el contaminante no lo depositaban en un contenedor si no que este se dejaba circular por el drenaje de la planta, y para su limpieza en áreas donde se acumulaba este contaminante se limpiaba con manguera de agua a presión.

Por otra parte se detectaron fugas en el área de mezcladores debido también a la falta de mantenimiento y al deterioro de tuberías y válvulas .

Se identificó en el lado sur en el área de compresores fugas considerables de (ácido sulfhídrico), el cual es generado con hidrogeno debido a la presencia de azufre en aceites y ceras, la fuga o el olor a este agente es debido a la falta de mantenimiento en tuberías y conexiones.

Referente al monoetanolamina en forma general existe la evidencia de deterioro de válvulas, tuberías que ameritan mantenimiento correctivo.

De igual manera los operadores no utilizan el equipo de protección respiratoria cuando se encuentran almacenando el producto en tambores, así como en ocasiones llegan a tener contacto con la piel directamente por falta de guantes.

Se pudieron apreciar en su mayoría pisos resbalosos principalmente en el lado norte de la planta los cuales pueden ocasionar accidentes al transitar por ellos.

Fenol

Las principales fugas de vapores de fenol dentro de la planta es debido a los escapes por empaquetaduras en las uniones de bombas, válvulas y dispositivos para la toma de las muestras al igual que en las torres de extracción y despejo.

El tanque de recuperación de residuos de fenol cuando se llegan a abrir la válvula de escape y las condiciones climatológicas son favorables la exposición a fenol en el área de trabajo es considerable

Riesgos físicos
Ruido

En general podemos mencionar que el ruido es ocasionado tanto en el área sur como norte debido a las fugas de aire y vapor de los equipos en mal estado, por la falta de mantenimiento preventivo y correctivo. Una de las áreas criticas en la planta de parafinas es la zona de bombas que se ubica al lado derecho del cuarto de control. Posteriormente le siguen las áreas de schiller, filtros, área de generación de hidrogeno y por ultimo el área donde se maneja el mea

El control que se maneja para este agente es el uso del equipo de protección auditiva el cual algunos operadores si lo usan y otros no, pero también se debe de considerar el tiempo de exposición de los operadores en las plantas.

Tgbh

El problema principal causal de las elevadas temperaturas es la radiación que emiten los equipos y tuberías transportadoras de vapor. Además influye en gran parte las temperaturas ambientales. A pesar que son áreas abiertas, mismas que llegan a encontrarse en ocasiones hasta los 40 grados centígrados, los operadores dependiendo de las funciones realizan, el área donde estén laborando y las condiciones climatológicas hacen suponer que las temperaturas muy a menudo serán elevadas.

Iluminación

Existen diversas áreas donde la iluminación es muy deficiente y aunque en otras es muy completa, las áreas en donde se puede mencionar que existe donde es deficiente iluminación son el primer piso del área de filtros, el área de schiller así como la planta baja del área de filtros, respecto a las áreas donde cuenta con buena iluminación se mencionan las siguientes: segundo nivel de filtros, cuarto de control y pasillos , dentro de estos últimos se puede indicar que a las lamparas les hace falta limpieza y que otras se encuentran apagadas o fundidas por falta de mantenimiento.

En general la planta de parafinas se encuentra en mal estado debido a que no existe un programa de mantenimiento preventivo y correctivo ya que por parte de los superiores de los supervisores les comentan que no hay dinero o ponen otro tipo de excusas.

Plata Aromáticos
Riesgos químicos

Dentro de esta planta los principales agentes químicos que potencialmente se encuentran son los que están constituidos por mezclas de todos los productos que se obtienen hidrocarburos volátiles principalmente Benceno, Tolueno y Xileno.

Las fuentes generadoras de estos compuestos son fundamentalmente escapes o fugas de bombas sellos y lugares de toma de las muestras.

En esta ultima se podría considerar la mayor fuente ya que al realizar dicha operación el contaminante que se llega a caer en el suelo se llega a evaporar o a conducirse por las canaletas que reciben y transportan los residuos.

Los trabajadores cuentan con su equipo de protección respiratoria el cual en algunas ocasiones no lo utilizan correctamente debido a que no les han proporcionado entrenamiento sobre su uso y los cartuchos que tienen actualmente los operadores ya tienen bastante tiempo sin cambiarlos.

Los trabajadores que se podrían considerar con un riesgo mayor a este agente son los de mantenimiento los cales permanecen la mayor parte del tiempo en la planta realizando reparaciones pero cabe mencionar que dentro de estas mismas reparaciones se encuentran equipos con solventes impregnados en las paredes de los mismos.

Riesgos físicos
Ruido

El ruido el cual es generado dentro de la planta de aromáticos se debe al funcionamiento de las turbinas y compresores de hidrogeno también cabe mencionar que en las demás áreas el ruido es producido por bombas y otros equipos.

Con respecto a la exposición de los operadores a este agente se menciona que los trabajadores se sujetan a condiciones de riesgo por tiempo breve debido a las actividades que desempeñan, cabe mencionar que no todos los operadores tienen estos eventos ya que algunos permanecen mas tiempo en las áreas de trabajo aumentando así su riesgo a este agente.

Los operadores de posible mayor exposición son los de mantenimiento ya que en varias ocasiones se pudo observar que al hacer la reparación de una maquina dependiendo de cual sea la zona permanecen la mayor parte del tiempo en el área de trabajo y expuestos a este agente, aunque utilizan su equipo de protección auditiva.

Tgbh

El problema principal causal de las elevadas temperaturas es la radiación que emiten los equipos como hornos e intercambiadores a su vez por superficies calientes de los mismos y por tuberías transportadoras de vapor, también se debe tomar en cuenta las condiciones climatológicas las cuales varían de un momento a otro o bien de un día a otro.

También se debe de considerar el tipo de actividades que desempeñan los operadores ya que en algunos casos los tiempos de exposición son cortos y otros permanecen mas en le área de trabajo.

Iluminación

Dentro de las mediciones de iluminación que se realizaron en la planta, se menciona que durante el día no tiene ningún problema aunque durante la noche la iluminación que se proporciona es para la toma de la lectura. Instrumental que se considera deficiente dado que las lamparas se encontraban a una altura inadecuada en algunas áreas.

Laboratorio
Riesgos químicos

La exposición a riesgos químicos en esta área se presenta principalmente cuando se realiza la manipulación de muestras y reactivos, los analistas son el personal de mayor exposición a sustancias químicas volátiles.

Se pudo observar que en las áreas donde se realizan estas operaciones se cuenta con campanas de extracción(verificar si funcionan adecuadamente). El laboratorio cuenta con sistema de aire acondicionado con el fin de disminuir la concentraciones de orgánicos que pudieran estar presentes en el ambiente (dilucion).

Existe además un área critica donde se realiza el lavado de botellas ,las cuales son utilizadas para toma de muestras, estas están contaminadas principalmente por sustancias químicas, fundamentalmente por solventes orgánicos. En esta área podemos recomendar se establezca un sistema mas sofisticado para el lavado de las botellas e implementar un buen sistema de extracción.

Riesgos físicos

Podemos mencionar que en esta área no existen problemas a riesgos físicos la temperatura se puede considerar agradable debido al sistema de aire acondicionado con el que ahí se cuenta.

Con lo que respecta a ruido podemos expresar que en base a lo que se pudo observar los niveles no representan riesgo a la salud. Solo en el área denominada ensayos de octanaje de gasolinas los niveles rebasan los limites máximos permisibles debido a los motores con los que se realizan las pruebas.

Mantenimiento planta y taller
Riesgos químicos

Debido a que los trabajadores de mantenimiento planta y mantenimiento taller , el 90 % de ellos se encuentran expuestos a todos los agentes ante mencionados pero con mayor exposición a estos mismos ya que permanecen mas en las áreas de trabajo dependiendo del tipo de reparaciones que estén realizando, cabe mencionar que los trabajadores de mantenimiento taller llegan a salir a planta pero la mayor parte de las veces permanecen en los talleres dependiendo del puesto que desempeñe .

Los trabajadores de mantenimiento planta se exponen a estos agentes tanto en área abierta como en área de espacios confinados por tal motivo se hace mención que son de mayor riesgo, a pesar que se llevan las medidas de seguridad para este tipo de trabajos .

Se hace mención que los trabajadores de mantenimiento planta no tienen un lugar fijo de trabajo ya que pueden estar un día en parafinas y otro en aromáticos dependiendo de la actividad asignada para cada día.

El tiempo de exposición de los trabajadores de mantenimiento planta es mayor debido a que los trabajos que realizan son de mayor tiempo.

Los trabajadores de mantenimiento taller cuentan con ventiladores industriales de piso pero por este motivo se considerarían trabajadores con menor riesgo.

Se puede mencionar que los trabajadores de mantenimiento taller principalmente los soldadores tienen otro tipo de riesgo como son a los humos metálicos.

Riesgos físicos
Ruido

Los trabajadores de mantenimiento planta se diría que son los de mayor riesgo a este agente , por el tiempo de exposición cuando realizan algún trabajo de reparación pero también se hace mención que algunas veces los trabajadores a pesar de estar en planta haciendo reparaciones no todo el tiempo ni toda la maquinaria es ruidosa a pesar que pudieran encontrase en una reparación de equipo durante toda su jornada, haciendo mención que también pueden estar tiempos cortos observando el funcionamiento de la maquinaria mas ruidosa.

Los trabajadores de mantenimiento taller por otra parte se considerarían de menor riesgo sin descartar la posibilidad de utilizar maquinaria muy ruidosa dependiendo el tipo de trabajo que se este realizando.

En general los trabajadores cuentan con su equipo de protección auditiva pero en algunos casos los trabajadores aun cuando están en las áreas mas ruidosas no los utilizan así como el equipo de protección respiratoria.

Por otra parte las mediciones que se hicieron en las áreas con propósitos de control para ingeniería no representan algún riesgo para los trabajadores de mantenimiento taller, pero si se hace mención que en ciertos talleres se genera música en algunas ocasiones niveles considerables.

En el taller de soldadura el cual es el mas ruidoso, utilizan maquinaria neumática ( rehiletes o rebajadoras) que al estar funcionando y al contacto con el metal se producen niveles que superan los 100 db(a)

Temperatura

Como ya se había mencionado influyen para este tipo de operadores el tiempo de exposición y las condiciones climatológicas pero se hace mención que los trabajadores con mayor exposición son los soldadores, paileros, tuberos y mecánicos.

Se comenta que hay trabajos que se realizan muy cerca de tuberías calientes y con un gran esfuerzo físico

Iluminación

En lo que se refiere a este parámetro podemos mencionar que durante el día cuando existe influencia de la luz natural los niveles encontrados se pueden considerar satisfactorios para las actividades que ahí se realizan. Por el contrario en horario nocturno existen deficiencias debido a lumunarias que requieren en lo general de mantenimiento.

Las área de mantenimiento taller son naves por las cuales entra la luz solar pero se encontró que en las noches no todas las áreas de trabajo se encuentran funcionando dado que se reduce el personal durante este turno.

Elementos externos

El grupo de elementos externos esta constituido por cuatro departamentos diferentes: crudos, productos terminados, ventas y tratamiento y recuperación de residuos.

Riesgos químicos

Los vapores orgánicos volátiles son los compuestos que constituyen una gran parte de los contaminantes encontrados en diferentes áreas del grupo de elementos externos, como: la toma de muestra de los tanques de almacenamiento, los separadores 3010, 3020, 3030 y 3050 los cuales por ser zonas abiertas provocan condiciones de fuerte evaporación de estos compuestos, así como los llenaderos de aromáticos en los cuales se desprende el agente durante la carga y descarga del mismo.

Dentro de las mediciones realizadas en los separadores y en la planta de tratamiento de aguas residuales se identificó lo siguiente: en los separadores debido a las condiciones climatológicas existen una gran evaporación de este agente durante el paso de las aguas contaminadas por las flautas de separación. Las mediciones realizadas en el vertedero va4010 dentro de la planta de tratamiento de aguas residuales al igual que en los separadores el problema se presenta durante de la caída por gravedad originando esta evaporación del contaminante.

Se hace mención que los operadores en muchos de los casos no utilizan el equipo de protección respiratoria tal como sucede caso en los llenaderos de casa de bombas 5.

Riesgos físicos
Radiaciones ionizantes

Las mediciones realizadas en casa de bombas 8 fueron tomadas en las 10 fuentes radioactivas tomándose a diferentes distancias de las mismas, las fuetes emisoras las utilizan para medir el espesor de los tubos ya que esta casa de bomba es la que recibe los crudos para poderlos distribuir en las otras casa de bombas, durante el estudio las mediciones se tomaron a diferentes distancias debido a que los equipos no habían tenido mantenimiento correspondiente.

Al realizar las mediciones nos percatamos que efectivamente existen fugas de las mismas fuentes algunas mas que otras debido a que no se le ha dado mantenimiento aunque las lecturas resulte bajas.

Ruido

El ruido en general se presenta en todas las áreas de bombas así como en los separadores 3010, 3020, 3030 y 3050. Pero las principales fuentes de emisión de este agente se encuentran localizadas en la sala de sopladores de ptar, la sala de presurización y compresores PTAR.

Se hace mención que a pesar que existen ruido en todas las áreas de este grupo los operadores permanecen la mayor parte del tiempo en las salas o cuartos de control , los operadores que tienen mas contacto con este agente son los operadores de patio los cuales por sus actividades que desempeñan permanecen mayor tiempo en las áreas de exposición.

Temperaturas

Los operadores dependiendo de su actividades que desarrollan en su jornada laboral tienden a estar expuestos a temperaturas durante las tomas de muestras en ciertos tanques de almacenamiento ya que el producto se encuentra en algunos casos hasta el punto de ebullición del agua y los trabajos que realizan su actividad cerca de estos tanques, implica cierto grado de riesgo.

Los tanque de los cuales se hace mención se encuentran instalados dentro de las casas de bombas 1, 2 y 7.

Los operadores que se encuentran dentro de los cuartos de control no tienen exposición alguna dado que dentro de los cuartos de control cuentan con sistemas de aire acondicionado.

La exposición a temperaturas de los operadores llega a incrementarse dependiendo de las condiciones climatológicas pero cabe mencionar que estos operadores cuando llueve abundantemente no salen del cuarto de control.

Iluminación

La iluminación que se encuentra durante el día no ocasiona problema alguno , pero llegando la noche en ciertas áreas donde la iluminación artificial se necesitan las lamparas por falta de mantenimiento (limpieza) primordialmente no proporcionan la intensidad luminosa requerida con lo que la iluminación en ciertas áreas es muy escasa.


Riesgos a la integriadad.

La identificación de los componentes de los procesos capaces de constituirse en riesgos potenciales para los trabajadores, se llevó a cabo mediante la utilización de la técnica del Estudio Hazop (Hazardous and Operativity Studies), el cual permite reconocer las partes (equipos, instrumentos, líneas, etc.) o componentes de los procesos que representan riesgos potenciales a las personas, instalaciones y entorno desde el punto de vista operacional.

Los resultados de esos estudios, arrojan como componentes de riesgo potencial a los siguientes componentes de los sistemas:

  • Planta de Parafinas.
  • Extracción con Fenol.

1.- Falla del controlador indicador de presión PIC 7006, que provoca aumento de la presión en la torre T-731 y envío excesivo de líquido sobrellenando el D-758, derivado también de la falla de la bomba P-751 al aumentar el nivel de la T-751.

2.- Daño en los tubos del calentador (horno) H-751 derivado de alto flujo de fondo en la torre T-755 o bajo flujo de carga a la torre (nivel de líquido en la torre bajo).

3.- Exposición del trabajador a vapores fenólicos y posibles quemaduras debido a la purga del indicador de nivel de la torre T-755 para controlar el nivel de la interfase.

4.- Explosión de gas combustible en los hornos H-751 y H-752 debido al mal funcionamiento de los pilotos al re encender en caso de apagarse accidentalmente.

5.- Arrastre de fenol a la torre T-752-B y a los tanques de almacenamiento de refinado debido a la baja temperatura en el horno H-751.

6.- Presencia de vapores fenólicos debido a las fugas en equipos y líneas.

De las inspecciones iniciales a la planta también se tienen identificados los siguientes puntos de riesgo:

1.- En general en la planta no se observan buenas condiciones de orden y aseo. Existe mucho material de aislamiento térmico depositado en el suelo, al igual que pedazos de alambre y partes en desuso (hierros, válvulas, etc.).

2.- El aislamiento térmico de las líneas de proceso se encuentra en mal estado, al igual que el sistema de "tracing" de vapor que presenta continuas fugas.

3.- Las rejas de los cárcamos no están bien asentadas y "bailan" al tránsito de las personas.

4.- La gran mayoría de intercambiadores del tren de precalentamiento de carga presentan fugas por la tapacanal. Se debe realizar una revisión de los procedimientos de toma de muestras, debido a que se encontró una gran cantidad de botellas de vidrio (buena parte de ellas quebradas) esparcidas a lo largo de la planta.

5.- En general se puede anotar que la iluminación es deficiente, principalmente en las escaleras de acceso a las plataformas de las torres y en sitios claves para el control del proceso (algunas válvulas y medidores). Se debe mencionar que las líneas de transmisión de los sensores son muy largas, esto puede originar taponamientos de las mismas y malas lecturas de la variable de interés.

6.- Los hornos no poseen puertas de explosión.

7.- Se notaron fugas leves de fenol en las partes altas de la torre de extracción.

8.- El área de tanques presenta múltiples irregularidades: la distancia entre tanques no es la adecuada, la zona no tiene el estado adecuado de orden y limpieza, los drenajes están tapados con ceras, los tanques no poseen diques de contención ni rampas antideslizantes para toma de muestras, hacen falta algunas pasarelas y algunos pasamanos.

9.- No existe control en los hornos H-751 y H-752.

10.- Existe taponamiento frecuente en el E-759.

11.- En el D-753 no está habilitado el sistema de gas inerte.

12.- El agua de enfriamiento de las bombas se alinean al piso, aumentando el flujo hacia SE-3010

13.- No existen rutas de evacuación demarcadas en la planta.

14.- P-761 tiene manómetro malo y válvula del PI sin volante.

15.- Los tanques de la planta de Parafinas y Lubricantes están muy poco espaciados entre ellos y no cuentan con muros de contención de derrames.

16.- Se encuentran derrames de aceite en área de tanques por la toma de muestras y fugas en tuberías de entrega y recibo.

17.- Todos los tanques de Parafinas no tienen plataforma en el techo para tomar la muestra y medir nivel.

18.- El muestreo de tanques lo hace un solo operador y deben ser por lo menos dos.

19.- No hay muro de contención en las P-764 A/B y P-766 A/B.

20.- La iluminación en el área de tanques está deficiente.

21.- No hay señalización de las tuberías del proceso.

22.- La cimentación en el K-665 está perdiendo apoyo.

23.- Las líneas de interconexión en áreas de tanques, aproximadamente un 40 % no cuenta con aislamiento.

24.- La línea de agua ácida que sale del SE-3010 se rompe con mucha frecuencia (Cada mes o cada 2 meses).

25.- Existen olores de H2S en línea ácida.

26.- Presencia de botellas de vidrio para muestras en el área de tanques.

27.- Existen regueros de aceite en área de bombas de carga P-764 A/b y P/766 A/B.

28.- Falta manómetro en la descarga de P-764 A, y la válvula no tiene volante.

30.- Falta aislamiento en línea de descarga de la P-764 A/B.

31.- La ducha de emergencia ubicada en primer nivel no funciona.

33.- En área piscina de fenol se sienten olores de H2S.

34.- Existe reguero de aceite en el piso donde está la línea de carga en área de piscina.

35.- Falta aislamiento en tuberías de tramo de P-764 A-B a E-751.

36.- Falta aislamiento en tapa flotante E-751 y en otros intercambiadores del tren de precalentamiento.

37.- La línea de proceso del E-763 le falta aislamiento y hay reguero de aceite en el área.

38.- El escalón para subir a la segunda plataforma del E-752 es muy angosto y los pasamanos están muy altos.

39.- En el E-752 hay un escape de condensado y en el piso se aprecia aceite regado

40.- En el cuadro de control del FICV-7007 una válvula de compuerta tiene escape.

41.- La rejilla de desagüe ubicada entre el E-762 y E-764 está suelta e inestable y puede ocasionar caídas.

42.- Falta regadera en la ducha de emergencia de la plataforma de la cima de T-751.

43.- En plataformas de T-751 no hay extintores.

44.- Al frente de P-751 y P-752 existe reguero de aceite.

45.- El LRC-7008 control de interfase de la T-755 no trabaja bien.

46.- PI a la entrada del E-753 no se encuentra en funcionamiento.

47.- Deficiente control de interfase en el LRCV 7008.

48.- Facilidad peligrosa para revisar testigos en la cima de la T- 755.

49.- Plataforma de la cima de las torres sucia.

50.- PI de la cima de la torre T-755 difícil de observar y sucio.

51.- El sistema de toma de muestra de la interfase debe cambiarse puesto es abierto y permite emanaciones de vapores de fenol.

52.- Escape por el empaque de la válvula de extracto lado tubo del intercambiador E-764B.

53.- Escape de aceite por el vástago de la válvula de la corriente de salida del H-752

54.- Carencia de puerta de explosión en los H-751 y H-752.

55.- En la tercera plataforma del H-752 no hay protección para subir las escaleras, como punto de apoyo se expone a contacto con tuberías calientes.

56.- El vacuómetro de los H-751 y 752 se encuentra en mal estado y fuera de servicio.

57.- Al lado de la P-761 existe un volante de un válvula que sobresale del carcamo el cual puede ocasionar caídas .

58.- Base del K-1275 erosionada.

59.- Asientos de tubería en mal estado en el área de tanques.

60.- Líneas eléctricas han perdido tapas y soportes en mal estado.

61.- Válvula de control al E-755 presenta fugas por prensa estopas y bridas.

62.- PI de entrada al E-755 dañado.

63.- Sexta plataforma de la T-753 escape en bridas y extintor amarrado.

Generación de hidrógeno.

1.- Posible ruptura de los tubos del horno H-1151 debido a: falla del proporcionador de vapor FRC 11506, mal funcionamiento de los contrapesos de los tubos del reformador, mal procedimiento de carga de catalizador a los tubos del reformador causando caídas de presión distintas y puntos calientes.

2.- Posibilidad de escapes o explosiones en el R-1153 debido a falla de vapor al E-1159 que ocasiona mal despojo de MEA y en consecuencia alta concentración de CO-CO2 provocando altas temperaturas en el metanizador (R-1153).

3.- Empaques dañados de las bridas de los reactores R-1151/52 provocando fugas y posibles explosiones debido a la falta de mantenimiento.

De las inspecciones iniciales a la planta también se tienen identificados los siguientes puntos de riesgo:

1.-
La plataforma donde se encuentran ubicados los compresores permanece demasiado lisa por presencia de aceite y además tiene desniveles inadecuados que generan riesgos al caminar.

2.- Algunas de las cadenas de las válvulas cuelgan peligrosamente en áreas transitadas.

3.- El aislamiento en líneas pertenecientes al horno de reformado es muy deficiente, generando riesgos de incendio por presencia de puntos calientes. Este mismo problema se presenta en muchos equipos en los cuales se requiere este tipo de aislamiento.

4.- Algunas líneas de entrada de gas a los quemadores del horno de reformado tienen válvula de compuerta , lo cual no es recomendable en caso de emergencia. En este caso el tipo de válvula adecuada es la de cierre rápido.

5.- Con respecto al orden y aseo de la planta en general observamos grandes deficiencias, regueros de fluidos, condensado, hidrocarburos, pedazos de tubos, mangueras, restos de aislamientos deteriorados etc.

Tratamientos con Hidrógeno.

1.-
Cortes de emergencia de los hornos amarrados.

2.- Incumplimiento de normas al colocar accesorios roscados en sistemas de alta presión (universales en el indicador de nivel del D-1102.

3.- Posible fuga y explosión en los tubos de horno H-1101 debido al bajo flujo en la bomba P-1101 por bajo nivel en los tanques de carga k-1296/97/76, o por encontrarse amarrados los cortes de gas combustible al horno.

De las inspecciones iniciales a la planta también se tienen identificados los siguientes puntos de riesgo:

1.- La unidad de tratamientos con hidrógeno presenta deficiencias en el aspecto de aseo y limpieza, ya que cuando se realizan labores de mantenimiento y muestreo el material sobrante o inservible (partes de andamios, tuberías, tuercas, roscas, partes de válvulas, tuberías, botellas, etc.) son abandonadas al piso, lo cual conlleva a actos inseguros que derivan en condiciones inseguras. Se encuentran vasijas para lubricar destapadas y con agua lluvia en su interior. Los lugares de muestreo presentan un aspecto de desorden por la falta de cuidado al tomar las muestras (botellas partidas, presencia de producto en el suelo, tanques de depósito de muestras en mal estado).

2.- El aislamiento térmico de muchas líneas de proceso se encuentran en mal estado, existen tramos donde hay carencia de esta; se tienen múltiples fugas de vapor, agua y productos, por líneas, así como por algunos sellos de la bombas en mal estado.

3.- En algunos manómetros los vidrios están rotos y otros demasiados sucios que no permite visualizar en forma correcta las lecturas.

4.- Válvulas de succión y descarga de algunas bombas (carga de productos) no poseen volantes, algunos controladores de nivel no funcionan (D-1102).

5.- Los pilotos de los hornos no funcionan por taponamientos, sólo funcionan los pilotos del horno de tratamiento de nafténicos, de igual manera el corte o paro automático de hornos por variables fuera de control, no funcionan por estar amarrados con alambres debido a que se disparan sin razón operacional justificable.

6.- Se presentan escapes de hidrógeno por válvula de seguridad del compresor.

7.- Casi en general por las tapacanal de algunos intercambiadores también se presentan escapes.

8.- Algunos controladores se encuentran a un nivel muy superior al adecuado y de difícil acceso (por ejemplo los localizados en los D-1103, D-1113 y D-1123 en su nivel superior), como también en mala posición lo que implica un esfuerzo riesgoso para tomar las lecturas.

9.- El mantenimiento que se le está brindando a la instrumentación es deficiente, ya que existen casos en que el valor de lectura está por fuera de lo real o simplemente no funciona.

10.- Con relación a las alcantarillas unas se encuentran sin tapa, otras se encuentran destapadas y algunas están rebosadas de productos, especialmente cera.

11.- La protección de la canaletas no es la adecuada, hay tramos grandes sin rejillas.

12.- Algunas de las barandas localizadas en las plataformas se encuentran débiles, lo que puede ocasionar accidentes a cualquier persona que apoyen en ellas.

13.- La iluminación en algunos sectores es insuficiente, y por consiguiente crea actos inseguros, se deben iluminar los principales instrumentos y equipos críticos para realizar las inspecciones y recorridos adecuadamente.

14.- Se debe tener precaución al utilizar las escaleras, ya que se encuentran muy resbalosas incluyendo los pasamanos.

15.- El techo de la caseta de bombas de carga presenta deterioro, permitiendo así que la lluvia caiga directamente sobre las bombas y arrastre el producto que se escapa de ellas.

Desasfaltado con propano.

1.-
Incremento del nivel de la interfase en la torre T-1001 debida a fallas en el medidor de flujo por taponamiento, llevando al extremo de arrastre de asfalto al sistema de propano, causando daño en el sello de las bombas y fugas de propano.

2.- Falla en el agua de enfriamiento en los intercambiadores E-1008/07 A, B, C, y D provocando aumento de presión en el condensador de propano D-1002 y la posibilidad de formación de nubes explosivas.

De las inspecciones iniciales a la planta también se tienen identificados los siguientes puntos de riesgo:

1.-
El estado general de orden y aseo no es el mas recomendable, se observó gran cantidad de escombros y de aislamiento en el piso, además múltiples derrames de asfalto en el suelo, provenientes principalmente de los sellos de las bombas y las bridas de las tuberías.

2.- Hay cárcamos que no tienen la rejilla correspondiente y en otros casos la rejilla no lo cubre completamente.

3.- En general hay procedimientos inadecuados de toma de muestras, esto se evidencia en el gran volumen de asfalto acumulado en recipientes ubicados bajo los puntos de muestra.

4.- Por los continuos derrames de asfalto las escaleras son un poco resbalosas.

5.- Se observan escapes de vapor en los sistemas de "tracing" (calentamiento de tuberías de proceso con líneas de vapor), al igual que mal estado general de los aislamientos.

6.- Hay muchos medidores de presión y temperatura que tienen el vidrio del reloj sucio y en mal estado, lo que dificulta, e incluso imposibilita en algunos casos, la toma de los datos de proceso.

7.- El sistema de soporte y alivio de esfuerzos en la tubería se ve descuidado, lo que demuestra falta de mantenimiento apropiado. Hay cierta falta de correspondencia entre el plano de tubería e instrumentación y las válvulas instaladas en el patio (concretamente el FRC 10002 es de mariposa y aparece como de globo en el plano, mientras que no aparece diagramado el FIC 10001).

8.- Existe una fuga constante de condensado en los intercambiadores de calor situados en la cima de la torre de desasfaltado (T-1001). Algunas válvulas de seguridad poseen sistema de doble bloqueo. Este sistema debe tener candados para hacer oficial la apertura o cierre de las mismas.

9.- Acumulación peligrosa de aceite en recipientes no adecuados dentro del perímetro de la planta.

10.- Las escaleras de acceso a las plataformas están muy lisas por derrame de aceite

11.- En el área de la T-1001 el piso se encuentra húmedo y resbalosos por derrame de condensado del serpentín de calentamiento de la misma.

12.- Presencia extendida en la planta de escombros, partes defectuosas sobre el piso, varillas, alambres, etc.

13.- Bomba P-1001A, escape por los sellos.

14.- Rejillas faltantes o desajustadas en los cárcamos de bombas de carga.

15.- Escapes en los sellos de la gran mayoría de intercambiadores.

16.- El TICV-1003 tiene mucha variación en su apertura.

17.- Las válvulas de seguridad tienen válvulas de bloqueo (doble bloqueo). Estas válvulas deben tener candado para que su apertura o cierre este acompañado de una orden oficial en toda la planta.

18.- Falta de barandas en la segunda plataforma, junto al D-1001. Hay un tramo de baranda sostenido con un alambre.

19.- Manómetros en E-1007 C y D ubicados de tal manera que no se puede observar su lectura.

20.- Falta de mantenimiento en la válvula de control de flujo de alimentación a la T-1003, escape por el vástago y mal estado general.

21.- Señalización inexistente de rutas de evacuación, localización de extintores, etc.

22.- En la tercera plataforma hacen falta las rejillas a la salida de los E-1008/07 D y C.

23.- Los elementos de absorción de dilatación en tuberías se aprecian sin mantenimiento adecuado.

24.- Múltiples tuberías con tracing de vapor y sin recubrimiento aislante.

Planta Desparafinado con MEC-TOL.

1.
- Exposición al personal a los vapores de Mec-Tol debido a la alta temperatura en los tambores D-1201/02/03 causada por:

  • 1.1.- Alta temperatura del CO2.
  • 1.2.- Cantidad de solvente mayor en las botas de desparafinado y refiltrado.
  • 1.3.- Alta temperatura de solvente de lavado de la torta (parafina).
  • 1.4.- Rebose de solvente de los tambores de sello de los filtros.
  • 1.5.- Alta velocidad en los filtros.

2.- Peligro de incendio por la presencia de solvente en el ambiente debido a lo anterior.

3.- Falla del D-1212, la cual causa disparo a la atmósfera de la PIC12098 de la torre T-1202 C, provocando riesgo de incendio por la presencia de puntos calientes.

4.- Falla del compresor C-1201, provocando escapes de propileno en bridas y líneas por vibración excesiva.

De las inspecciones iniciales a la planta también se tienen identificados los siguientes puntos de riesgo:

1.-
La planta en general presenta alto deterioro físico en líneas, equipos y plataformas metálicas, las causas asignables son:

  • 1.1.- Escapes de solvente por sellos de bombas, escapes de vapor, derrames al piso de aceite y ceras (Mal diseño del sistema de toma muestras y drenajes).
  • 1.2.- Taponamientos de líneas debido a las bajas temperaturas, corrosión en las estructuras por falta de mantenimiento (falta de pintura, humedad constante).
  • 1.3.- Suciedad externa crítica, líneas y equipos de proceso con revestimiento en malas condiciones, en algunos casos los revestimientos se impregnan de aceite y solvente debido a escapes, siendo esto causa de continuos conatos de incendio.

2.- El ambiente de la unidad presenta continuos olores fuertes a MEC y Tolueno.

  • Planta de Aromáticos.
  • Unidad de prefraccionamiento, Unifinning y Platforming U-1300.

1.- Torres deisohexanizadoras T-1301 y T-1302 con mala operación debido a la carga fuera de especificación proveniente de los tanques de carga que provocarían acumulación de líquidos en el tambor de la tea y posible incendio de la misma por paso de líquido a la llama.

2.- En el D-1302, posible contra flujo de hidrógeno debido a la baja de la carga al R-1301 provocando presionamiento del mismo con posible fuga.

3.- Posible incendio en el horno H-1303 debido a la pérdida de flujo de carga causada por la pérdida de nivel en el D-1304.

4.- Posible explosión en las bombas P-1308 A/B debido al contra flujo de H2S causado por la falta de flujo de hidrocarburo y carencia de check´s en las bombas.

De las inspecciones iniciales a la planta también se tienen identificados los siguientes puntos de riesgo:

Sobre la línea de carga a la planta (Nafta Virgen) existe una línea de keroseno utilizado para bombear virginoil cuando la U-1300 está fuera de servicio, la soldadura de esta línea al igual que una línea de nafta de pirólisis proveniente de la planta de etileno no tienen ruana.

Se recomienda verificar si requiere de este refuerzo.

Los tanques de carga K-1304 y K-1305 están en un dique común, se debe hacer dique para cada tanque.

Las líneas de recibo y entrega de los tanques K-1304 y K-1305 tienen válvulas motorizadas MOV, en el momento se encuentran desenergizadas, habilitarlas.

El cableado eléctrico de las válvulas MOV está muy mal ubicado, obstruye el paso en el corredor, se recomienda tirarlo por la línea de Nafta Virgen de modo que no interfiera con el área.

En el área de los tanques K-1304 y K-1305 existen muchas líneas que no están bien organizadas y pueden causar caídas, reubicarlas.

Las escaleras del techo flotante de los tanques son con un diseño tipo pasamanos, se propone colocarles persianas.

Los talud de los K-1304 y K-1305 están en mal estado, repararlos debido a que con lluvia pueden obstruir las alcantarillas.

La válvula MOV del K-1305 está muy pegada a las líneas de espuma de contraincendio, lo cual dificulta la operación manual de esta.

Las líneas de espuma no tienen las tapas guardas.

Los tanques K-1304 y K-1305 deben tener un sistema de medición de nivel redundante con resistencia mecánica en caso de incendio. La medición de estos tanque se realiza por telemetría.

Los drenajes de aguas lluvias del dique de los tanques de carga se encuentra abierto.

Los drenajes de fondo y techo de los tanques de carga K-1304 y K-1305 (agua-gasolina) se alinean directamente hacia aguas aceitosas, al igual que todos los drenajes de la planta. Se recomienda recuperar la gasolina instalando un sumidero intermedio antes de alinear hacia los separadores de agua.

Las cámaras de espuma del K-1305 tienen las rejillas de entrada pintadas, esto le disminuye la entrada de aire y es posible que no funcionen. Despintar esta parte.

La bomba de carga a la unidad de prefraccionamiento P-1301 A/B no tienen sistema de recirculación con un orificio restringido, verificar si estas bombas requieren de esta recirculación.

La P-1301A está en reparación, en el momento la P-1301B no tiene auxiliar, es importante analizar posibilidades para garantizar flexibilidad en la operación. Posiblemente otra bomba o interconexión con una existente.

Las bombas que son accionadas por turbinas son auxiliares de bombas con motor, estas permanecen apagadas todo el tiempo y en el momento de tenerlas que arrancar algunas veces están pegadas. Se recomienda establecer una periodicidad de rotación de estas turbinas para garantizar su operación. En el momento esta practica no se está haciendo porque se aumentaría el índice de intensidad energética por consumo de vapor.

Cuando algunas bombas salen a reparación las líneas de succión y descarga no se les colocan bridas ciegas, sin esto puede haber pase por los válvulas y causar escapes.

La válvula de seguridad de la línea de vapor en la turbina NP-1301B tiene pase.

Los tambores D-1301 y D-1302 no tienen válvula de seguridad con relevo a la tea. Solo las de control de proceso.

En el área del E-1305 no existe plataforma debajo del intercambiador.

Existen ciegos, tuercas y otros accesorios en la plataforma de los intercambiadores E-1305 y E-1319.

Los equipos alrededor de los tambores D-1301 y D-1302 se encuentran afectados por posible corrosión externa debido al enfriamiento externo con agua contraincendio que existe sobre el D-1302 (Existe deficiente remoción de calor en el condensador de cima).

La válvula de control PRCV-1304 que alinea gas a la tea está 100% abierta, se debe establecer los cambios operacionales necesarios para evitar que continuamente permanezca venteando a la tea.

El LICV-1306 está bloqueado y sucio, habilitarlo.

La línea a T-1302 en entrada no tiene aislamiento, en el área de la brida.

La válvula PRC-1316 de admisión de gas combustible a D-1302 está bloqueado, habilitarlo para garantizar control cuando baje la presión en este sistema.

El E-1306 no remueve el suficiente calor y por eso se requiere de la adición de agua contraincendio en el D-1302. está agua no es recomendable para esto considerando sus características y el servicio que presta.

La P-1305 B tiene goteo en el venteo.

En el cuadro de control de la FRCV-1307 falta aislamiento.

La P-1308A tiene pase de gasolina hacia el sistema de agua de enfriamiento, la cual está alineada a la alcantarilla.

La P-1308B está en mantenimiento por problema de sellos y no tiene brida ciega.

En las bombas P-1304 A/B la gasolina está a 420°F, cuando se requiere drenar por alguna emergencia o evento, no existe un enfriador en el drenaje y ocurre flasheo ocasionando riesgo de incendio (Cerca a hornos).

Escape en prensa empaque de válvula de descarga de la P-1304B.

La válvula de gas combustible a piloto no funciona.

La línea de fondo de la T-1302 le falta aislamiento.

El H-1301 no tiene compuerta por explosión.

Ningún horno tiene cortina externa de vapor para proteger de otras áreas. ¿Se justifica?

No existe control sobre la cantidad y proporción que se debe alinear de los platos 29 y 30 de la T-1303, se hace por tanteo.

La PCV-1335 del D-1303 a la tea está bloqueado, se está trabajando con el by-pass abierto flotando a la tea. Que pasa si se presiona el sistema de tea en esa área?

Las tuberías de tea del D-1303, tanto entrada como salida se observan en muy mal estado, se ven externamente oxidadas.

En el área de la P-1308A existe un reguero de aceite.

La protección de disparo del H-1302 está por el by-pass.

En el área de hornos de la planta de aromáticos, existen sistemas de vapor y combustoleo que ya no trabajan, se recomienda desmantelar para despejar el área.

La válvula de drenaje de la bota de agua del D-1304 tiene pase y salen gotas de gasolina hacia la alcantarilla.

El PRCV-1334A está bloqueada, incluso el pase.

LA LICV-1326 no tiene instalado el transmisor y normalmente para mantener el control se tiene que abrir incluso el by-pass.

Alrededor de la P-1313B existe reguero de aceite.

En la línea a tea de la válvula PCV-1335 del D-1303 hay escape de gasolina líquida por prensa empaque de la válvula.

El indicador de presión de la P-1309A está malo.

Existe un sistema de preparación de aditivos al lado de la T-1304 con sus respectivas bombas, actualmente no se utilizan. Se recomienda desmantelar.

Las bridas de los E-1313 A/B/C/D presentan conatos de incendio por la presencia de H2 gaseoso a 340psig, es recomendable que este sistema tenga anillos de vapor alrededor de cada brida considerando su cercanía a los H-1304/5/6.

Los sistemas de protección de corte de gas combustible de los H-1304, H-1305 y H-1306 están por el by-pass (bloqueados).

Los reactores R-1302, R-1303 y R-1304 no cuentan con válvula de seguridad a la tea.

Las bridas de los reactores no cuentan con anillo exterior de vapor, deben tener por la presencia de H2 a presión y la cercanía a los hornos (aprox. 2-3 metros).

El intercambiador E-1314 tiene insuficiente remoción de calor, por ello en la planta abren el venteo de la línea de agua de enfriamiento para aumentar levemente el flujo de este. Se debe valorar si otro sistema puede remover calor previamente a este.

El PRC-1378 se abre al 100% y requiere abrirse el by-pass por exceso de H2 hacia la planta de Unifinning, cuando se sobrepresiona aún el sistema se alinea hacia gas combustible.

Las trampas de aceite del sistema del compresor C-1301 se alinean a canecas comerciales, a estas llegan trazas de H2 por fallas en el sello y el sistema es abierto. Se recomienda evaluar un sistema cerrado o abierto con buena ventilación y manejo de estos vapores.

El C-1301 no cuenta con relevo.

En la tapa de la válvula de descarga de la P-1312B tiene escape.

En la salida del intercambiador E-1316 de platformado hay un escape y una válvula sin volante.

Colocar ciego sobre la línea de descarga de la P-1305A que va a la salida del E-1316, con el fin de evitar posible contaminación de platformado.

Unidad Sulfolane, U-1400.

1.- Incendio en el tanque de carga K-1401, debido a escapes de hidrógeno de blanqueo ocasionados por alta temperatura.

2.- Incendio por escape por los sellos de la bomba P-1403 debido a la falla del FRC-1409 producido por alta temperatura en la torre T-1403.

De las inspecciones iniciales a la planta también se tienen identificados los siguientes puntos de riesgo:

La válvula MOV del tanque de carga a la unidad K-1401 se encuentra desenergizada y con el cableado eléctrico mal entubado, obstruyendo el área de transito.

El K-1401 es blanqueado con H2 de la U-1700 o de la planta de Parafinas y Lubricantes. se recomienda evaluar otra alternativa para el gas de blanqueo.

El sistema de medición de nivel utilizado antes de telemetría se encuentra malo. Desmantelar o reparar según sea mas conveniente.

El K-1401 no tiene dique individual.

La línea de agua contraincendio que va al anillo de enfriamiento del K-1401 tiene los espárragos sueltos.

Revisar indicador de presión PI de la línea de purga con H2 al K-1401.

El K-1401 está muy cerca a la tea No.3, presentándose riesgo de incendio por alta radiación o fuego proveniente de la tea y mas considerando que la purga es con H2.

El indicador de presión de la descarga de la bomba de carga P-1401A está malo.

Escape de vapor en la turbina del NP-1401B.

El sumidero de solvente D-1404 no tiene indicación de presión y tiene la bomba mala.

El sistema de toma muestra del K-1412 es inadecuado.

El sistema de indicación de presión en la descarga de las P-1401A/B es inadecuado, ya que no tiene válvula para drenarse.

Los filtros de solvente antiguos cerca al FRCV-1401 ya no se usan. Desmantelar.

Sistema de toma muestra en FRCV-1401 no tiene volante la válvula.

Después de la PRCV-1405 existe una línea de solvente que no se usa, cegar.

Pegado a T-1405 no hay válvula en control de nivel LC, esto hace muy difícil sacar de servicio esta sección.

El E-1407 presenta muchos problemas por escapes.

En la plataforma del D-1401 existen muchas botellas de MEA, se recomienda disponer de una canasta para evitar presencia de botellas quebradas y regueros.

Escape de vapor en drenaje de sistema de vapor de 400psig en T-1406.

Para sacar de servicio o hacer cambio de filtro de solvente a la salida del E-1406 no hay facilidades para la manipulación de válvulas; esta operación tiene alto riesgo de caídas y quemaduras. Se recomienda instalar una plataforma.

Las tapas de los filtros de solvente no tienen indicador de presión, es recomendable la indicación de presión en el momento de sacarlos de servicio con el fin de evitar una sobrepresión al abrirlos.

La línea de solvente a través del FRC-1407 le falta aislamiento en el codo.

En el diagrama de banderas de la U-1400 no existe el E-1413 ubicado antes del FRC-1407.

Unidad de fraccionamiento de aromáticos, U-1500.

1.- Presencia de vapores de aromáticos en la atmósfera debido a la presencia de agua en la cima de la T-1502 por corrosión en las líneas de todo el sistema de destilación.

De las inspecciones iniciales a la planta también se tienen identificados los siguientes puntos de riesgo:

El K-1507 no tiene anillo de agua contraincendio para su refrigeración o aislamiento en caso de incendio.

En el techo fijo del K-1507 se siente un fuerte olor a aromáticos.

En línea de toma muestra del K-1507 existe goteo de aromático.

El dique del K-1507 es compartido con otro tanque.

El K-1507 no tiene gas de blanqueo, se recomienda verificar si este sistema de almacenamiento requiere de blanqueo.

Unidad Hydeal, U-1600.

1.- Presencia de "puntos blancos" o falla mecánica del material del casco del reactor R-1601 debido a menor flujo de hidrógeno proveniente de la unidad 1300.

2.- Escape de hidrógeno en las bridas del R-1601 con la posibilidad de incendio debido al calentamiento y enfriamiento de los materiales causando dilataciones y contracciones.

3.- Explosión en el horno H-1601 debido a la falta de hidrógeno en los tubos internos.

4.- Posible explosión del R-1601 debido a la mayor temperatura de reacción provocada por el cambio de la carga.

De las inspecciones iniciales a la planta también se tienen identificados los siguientes puntos de riesgo:

Ninguna bomba de la U-1600 tiene dique de retención.

En la P-1601A, bomba de carga se encuentra un reguero de aceite.

La indicación de presión el la P-1601A está malo.

Los intercambiadores ubicados en el área de los hornos y reactores en alguna oportunidades presentan escapes de hidrógeno y aromático por las bridas. Se recomienda que todas las bridas tengan anillos de vapor para sofocar (E-1601, E-1602).

En el E-1603B se observa corrosión externa al igual que la línea de la T-1601 y E-1604, debido a la alta temperatura del lado casco.

El D-1601, tambor acumulador no tiene válvula de seguridad, la cima de la T-1601 si la tiene. Se recomienda validar si es necesaria esta válvula.

En el momento de esta visita la planta se encontraba fuera de servicio. La P-1602A presenta escape de benceno por brida de succión al igual que el E-1604, se justificó que es por el cambio de temperatura de las tuberías. Se recomienda hacer seguimiento de escapes en el momento que una planta se apaga y se enfría.

El FRC-1603 que es un cuadro de control de emergencia para evitar sobrecalentamiento en caso de falla de hidrógeno se encontró bloqueado. Habilitar este sistema.

El E-1607 presentaba rotura de línea con mucha frecuencia, por ello en el momento se adiciona un aditivo para evitar la corrosión "Petrochem", este sistema se encuentra con muchos regueros.

El sistema eléctrico de la válvula MOV del D-1601 le faltan algunas tapas de protección.

El Tambor DS-1304 en la actualidad no trabaja y está en el área de la T-1601, desmantelar.

El tambor de succión de hidrógeno del C-1601A/B tiene las estructuras de concreto con fisuras. Se recomienda un concepto civil sobre el riesgo de caída de este sistema.

Para cambiar de servicio del C-1601A o su auxiliar C-1601B se requiere hacer manipulación de muchas válvula, lo que introduce riesgo de errores y por ende fallas, se recomienda automatizar esta parte con prioridad.

La caseta de los compresores no tienen detectores de gases (H2), se recomienda instalar considerando las cercanías de los compresores con puntos calientes.

Unidad Hydrar, U-1700.

1.- Daño mecánico en los reactores R-1701/02/03 debido a la falla en el controlador de nivel LIC-1715 del tambor D-1702, con posibilidad de escapes de benceno y/o ciclohexano.

De las inspecciones iniciales a la planta también se tienen identificados los siguientes puntos de riesgo:

1.- A la bomba P-1701 A, le falta protección (guarda) a la flecha de transmisión de potencia.

2.- La tubería de 4" de diámetro de salida del D-1701-B a la T-1702, en donde cuenta con una válvula de compuerta se encuentra soportada con un alambre de la tubería de 4" de diámetro que conduce hidrógeno a la T-1701.

3.- Corrosión externa en los tubos de entrada y salida del E-1705 (tubería de 4" de diámetro que conduce ciclohexano).

4.- Corrosión externa en las tuberías del D-1703 en las áreas que carecen de aislante.

5.- Tubería de gas que sale del TI-703 con corrosión externa severa.

6.- En la T-1703 existe una tubería de cables eléctricos la cual por rompérsele la rosca se salió del condulet.

7.- Fuga de vapor por la brida del calentador de la T-1703.

8.- Junto a las bombas de carga P-1705 A/B, se encuentra un extintor (0912) con fecha de última revisión de marzo de 1996.

9.- Junto a la P-1501-B se encontró un extintor (1231) de la planta de alcanos con fecha de última revisión de marzo de 1996.

 

 



Otras entregas de este suplemento:
 
  Salud ocupacional en petroleras
::
01. Estudio transversal
::
02. Posibles efectos en la salud
::
03. Estudio integrado del ambiente de trabajo
::
03.1. Objetivos
::
03.2. Higiene Industrial. Parte 1
::
03.2. Higiene Industrial. Parte 2
::
03.2. Higiene Industrial. Parte 3
::
03.3. Seguridad Industrial. Parte 1
::
03.3. Seguridad Industrial. Parte 2
::
03.4. Ergonomía
::
04. Estudio Integrado de medicina ocupacional
::
05. Reconocimiento cualitativo de los riesgos de exposición ocupacional en la planta de aromáticos
::
05.1. Reconocimiento cualitativo de los riesgos ambientales. Parte 1
::
05.1. Reconocimiento cualitativo de los riesgos ambientales. Parte 2
::
05.1. Reconocimiento cualitativo de los riesgos ambientales. Parte 3
::
05.2. Inspección Técnica
::
05.3. Riesgos potenciales a ser cuantificados
::
05.4. Conclusiones
::
05.5. Recomendaciones
::
05.6. Informe
::
06. Evaluación cuantitativa de los riesgos de exposición ocupacional en la planta de Aromáticos del Complejo Industrial de ECOPETROL en Barrancabermeja, Colombia . Parte 2
::
06. Evaluación cuantitativa de los riesgos de exposición ocupacional en la planta de Aromáticos del Complejo Industrial de ECOPETROL en Barrancabermeja, Colombia . Parte 4
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06. Evaluación cuantitativa de los riesgos de exposición ocupacional en la planta de Aromáticos del Complejo Industrial de ECOPETROL en Barrancabermeja, Colombia . Parte 5
::
06. Evaluación cuantitativa de los riesgos de exposición ocupacional en la planta de Aromáticos del Complejo Industrial de ECOPETROL en Barrancabermeja, Colombia. Parte 1
::
07. Estudio clínico general y Laboratorio de toxicología
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08. Estudio de Alteraciones Neurológicas en Trabajadores Potencialmente Expuestos a Hidrocarburos Aromáticos en la Industria del Petróleo Colombiana. Parte 1
::
08. Estudio de Alteraciones Neurológicas en Trabajadores Potencialmente Expuestos a Hidrocarburos Aromáticos en la Industria del Petróleo Colombiana. Parte 2
::
09. Higiene Industrial
::
10. Seguridad Industrial
::
11. Ergonomía
::
12. Informe Técnico
::
12.1. Informe Técnico - Resultados. Parte 1
::
12.1. Informe Técnico - Resultados. Parte 2
::
12.2. Informe Técnico - Conclusiones
::
13. Informe de integración de las bases de datos y el análisis epidemiológico exploratorio para el sistema de vigilancia de la salud de los trabajadores. parte 1
::
13. Informe de integración de las bases de datos y el análisis epidemiológico exploratorio para el sistema de vigilancia de la salud de los trabajadores. Parte 2


 

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