FireStation.

La biblioteca del parque.

  • nuevos mensajes por correo.

    Únete a otros 632 seguidores

  • Archivos

  • Estadísticas del blog

    • 1,680,089 hits
  • Visitas

  • Meta

Incendio refineria BP, Texas 2005.

Posted by Firestation en 04/10/2010

Por By Mark Kaszniak, Donald Holmstrom, y Cheryl MacKenzie

La explosión e incendio de la Refinería BP de la Ciudad de Texas, la tragedia con el mayor número de víctimas fatales en propiedades no residenciales, ocurrida en el año 2005, provocó la muerte de 15 personas y casi 200 heridos. La contra explosión del motor de una camioneta encendió un líquido hidrocarburo inflamable y el vapor proveniente de una ventilación atmosférica de la unidad de isomerización (ISOM). Al investigar y evaluar el incidente, la Junta de Seguridad Química detectó deficiencias organizativas y de seguridad en todos los niveles de la Corporación BP. La Junta Directiva no supervisaba de manera efectiva la cultura de seguridad de la empresa ni los principales programas de prevención de accidentes. El recorte de gastos, la falta de inversión y las presiones de producción impuestas por la Gerencia Ejecutiva del Grupo BP afectaban el seguro desempeño de los procesos en la refinería de la Ciudad de Texas.

A la 1:20:04 pm del 23 de marzo de 2005, la contra explosión del motor de una camioneta pick-up diesel que se encontraba parada en el lugar encendió una gran nube de vapor inflamable, lo cual derivó en una explosión e incendio masivo en la unidad ISOM de la Refinería BP de la Ciudad de Texas, Texas. Quince trabajadores murieron y otros ciento ochenta resultaron heridos en el más trágico accidente industrial de la historia reciente de los Estados Unidos. La explosión provocó daños por una suma aproximada de US$ 1.500 millones de dólares, entre los que se incluye la reducción a astillas de los tráilers de trabajo que se encontraban en las proximidades, el pandeo de los gigantescos tanques de gasolina y el estallido de ventanas en viviendas y comercios situados a una distancia de hasta 0,75 millas (1,2 kilómetros). Se indicó a cerca de 43.000 residentes que permanecieran en el interior de sus viviendas mientras los bomberos combatían las llamas y el negro humo que envolvía una parte de la tercera refinería de petróleo más grande del país, situada a 30 millas (48 kilómetros) al sudeste de Houston.

La nube de vapor se formó en poco más de noventa segundos, debido principalmente a la evaporación del líquido hidrocarburo inflamable que caía, y que había erupcionado hacia afuera de la chimenea atmosférica de 119 pies (36 metros) de alto de un tambor de purga llenado en exceso. El tambor de purga era un componente central del sistema de eliminación de alivio para emergencias de la unidad ISOM. Las bocas de salida de más de cincuenta válvulas de alivio de seguridad de la unidad ISOM se descargaron en el interior de dicho tambor de purga a través de las varias tuberías del cabezal de gran extensión. Al momento de la puesta en marcha, una de las torres de destilación de la unidad ISOM se hallaba excesivamente llena, y el líquido hidrocarburo inflamable se derramaba en la parte superior de la torre en combinación con la presión normal de la torre para exceder los puntos de ajuste de presión en todas sus tres válvulas de alivio. A través de las válvulas de alivio de seguridad abiertas, una gran cantidad de líquido hidrocarburo inflamable se descargó en el interior de una tubería del cabezal, que estaba conectada al tambor de purga. (Ver Figura 1)

De acuerdo con las estadísticas de la NFPA, este incendio en la refinería de petróleo es uno de los que ha provocado la mayor cantidad de víctimas fatales en los Estados Unidos. Desde el año 1985 hasta el año 2004, se han producido diez incendios con tres o más víctimas fatales en refinerías de petróleo de los Estados Unidos:

Mayo 1988 . . . . . . . . . . . . . . . . Louisiana 7
Diciembre 1985. . . . . . . . . . California 6
Noviembre 1998. . . . . . . . . . . Washington 6
Marzo 1991 . .. . . . . . . . . . . . Louisiana 6
Octubre 1995 . . . . . . . . . . . . . Pennsylvania 5
Febrero 1999 . . . . . . . . . . . . California 4
Diciembre 1985 . . . . . . . . . . Louisiana 3
Agosto 1993 . . . . . . . . . . . . . . Louisiana 3
Mayo 1986 . . . . . . . . . . . . . . . . Alabama 3
Enero 1999 . . . . . . . . . . . . . Arkansas 3

La unidad ISOM era una de las 29 unidades de refinación de petróleo de la Refinería BP de la Ciudad de Texas, que producía 10 millones de galones (37.854.118 litros) de gasolina por día, equivalente al 2,5 por ciento del abastecimiento de todo el país. El propósito de la unidad ISOM era incrementar el nivel de octano en la gasolina sin plomo mediante la conversión de pentano y hexano normal de cadena recta a isopentano e isohexano de cadena ramificada de octano superior. Una torre de destilación de 170 pies- (51 metros-) de alto en la unidad ISOM, denominada separador de refinado, tomaba una mezcla de hidrocarburos líquidos, llamada “refinado”, de otra unidad de la refinería y los separaba en componentes livianos y pesados. El separador de refinado podía procesar hasta 45.000 barriles de carga de alimentación de refinado por día. Los componentes livianos, principalmente pentano y hexano, eran enviados al sector siguiente de la unidad ISOM para su conversión, mientras que los componentes pesados se enviaban a tanques de almacenamiento para ser utilizados para materia prima química y combustible para reactores.

El separador de refinado y otra sección de la unidad ISOM habían sido cerrados el 21 de febrero de 2005 para llevar a cabo el mantenimiento programado, lo que incluía el drenaje y la purga del separador. Los equipos de trabajo aprovecharon el cierre para efectuar reparaciones que no podían hacerse mientras la unidad estaba en funcionamiento, así como para realizar el mantenimiento de rutina de la unidad, como pintura y remoción de asbestos. Además de la dotación de trabajo habitual de la refinería, constituida por 1.600 trabajadores, cerca de 800 contratistas se desempeñaban en la refinería; algunos de los cuales tenían sus oficinas en tráilers temporarios que se habían colocado en un área abierta, al noroeste de la unidad ISOM. La mayoría de dichos contratistas colaboraban en tareas de revisión de procesos en dos unidades de la refinería adyacentes a la unidad ISOM, que también estaba cerrada, la Unidad Ultra Fraccionadora y la Unidad de Recuperación de Aromáticos.

Los operarios ISOM trabajaban diariamente en turnos de 12 horas y no habían tenido un día libre desde la fecha de cierre, 21 de febrero. Durante el período de cierre, los operarios informaron a los supervisores que uno de los transmisores de nivel y uno de los visores de nivel del separador de refinado debían ser reparados. No obstante ello, dichas reparaciones no se llevaron a cabo debido a que no se disponía de tiempo suficiente para terminar el trabajo antes de la fecha de puesta en marcha, 23 de marzo. El 22 de marzo, los técnicos del instrumental comenzaron con la verificación de todas las alarmas e instrumental, aunque debieron suspender la tarea cuando uno de los supervisores les comunicó que la unidad iba a ser puesta en marcha y que no había tiempo para continuar con las verificaciones adicionales. El supervisor colocó sus iniciales en toda la documentación del procedimiento de puesta en marcha, indicando que se habían efectuado todas las verificaciones correspondientes.

A las 2:15 am del 23 de marzo, el operario encargado del turno noche, que se encontraba en la sala de control satelital, comenzó a llenar el separador de refinado con la carga de alimentación. Detuvo el flujo cuando creyó que había nueve pies de hidrocarburo líquido dentro del separador, pero los lectores del instrumental no funcionaban correctamente. En realidad, había puesto 13 pies (3,9 metros). Había sonado una de las alarmas de nivel alto, pero la segunda alarma no se activó. Los operarios estaban acostumbrados a ver y oír que las alarmas sonaban y a observar picos de presión durante las puestas en marcha. A menudo cometían errores al llenar excesivamente el separador de refinado, por temor a que se dañara el horno si la torre estaba seca. Cada turno disponía de un operario en el panel de control de la sala de control principal y otros cinco operarios trabajaban con los equipos en la unidad ISOM. Aquella mañana, también había dos supervisores trabajando, uno de los cuales tenía 20 años de experiencia en la operación de la unidad ISOM. Sin embargo, el supervisor experto había llegado una hora más tarde y debió retirarse debido a que lo llamaron alrededor de las 10:45 am por una emergencia familiar, y no fue reemplazado. El otro supervisor, menos experimentado, estaba preocupado por el funcionamiento de la Unidad de Aromáticos, que se había puesto en marcha el día anterior y presentaba problemas operativos.

Poco antes de las 10:00 am, el operario del panel del turno diurno se sentó frente a una hilera de ocho pantallas de computadoras en la sala de control principal, y reanudó la alimentación del refinado en el separador.

El operario encargado del turno noche, que había comenzado la puesta en marcha, se había ido a su casa a las 5:00 am, una hora antes de que finalizara su turno, y no había dejado ningún detalle sobre la puesta en marcha. La única información disponible para el operario del panel del turno diurno era una breve nota escrita en el registro de turnos: “ISOM: Se colocó refinado en la unidad, envasar con refinado”. El operario del panel del turno diurno expresó luego que desconocía que los intercambiadores de calor, las tuberías y otros equipos también habían sido llenados con el refinado. Luego de una serie de comunicaciones confusas, el operario encargado del turno diurno cerró una válvula que hubiera descargado el refinado pesado en los tanques de almacenamiento. El nivel de líquido hidrocarburo en el separador seguía aumentando, y la presión se elevaba. Finalmente, abrieron una válvula manual de 8 pulgadas (20 centímetros) que operaba en cadena conectada por medio de tuberías con el tambor de purga para reducir la presión en el separador y disminuyó el calor de los hornos. A las 12:42 pm, cuando el transmisor defectuoso de nivel indicaba que el nivel de refinado dentro del separador era de 8 pies (2,4 metros), en realidad, el refinado había llegado a 143 pies (43 metros).

El operario del panel abrió la válvula de descarga del refinado pesado en el separador poco antes de la 1:00 pm. Como el refinado pesado estaba siendo ahora extraído del separador a la misma velocidad en que el refinado estaba siendo incorporado, el alto nivel del separador debería haber comenzado a disminuir. Sin embargo, el refinado pesado, caliente que se descargaba desde la base del separador fluía a través de dos intercambiadores de calor antes de ser enviado a su lugar de almacenamiento. En el primer intercambiador de calor, el calor proveniente del refinado pesado se intercambiaba con la carga de alimentación del refinado que ingresaba y se dirigía hacia el interior del separador. La carga de alimentación más caliente que ingresaba en el separador provocaba que el nivel de líquido continuara aumentando hasta que llenó completamente el separador y se derramó dentro de la línea de vapor en altura que conducía a las válvulas de alivio de la columna y al condensador. A medida que la línea de vapor en altura se llenaba con líquido, ejercía suficiente presión, sumada a la presión operativa normal del separador, para exceder los ajustes de las tres válvulas de alivio de presión de seguridad del separador. Las tres válvulas de alivio de seguridad permanecieron abiertas por sólo más de seis minutos y posibilitaron el ingreso de 51.900 galones (196.462 litros) de líquido inflamable, que fluía a través de la tubería del cabezal hacia el interior del tambor de purga. En poco más de cuatro minutos, la tubería del cabezal, el tambor de purga y la chimenea se llenaron de líquido hidrocarburo inflamable.

Aproximadamente 7.600 galones (28.769 litros), casi el volumen de un camión cisterna totalmente cargado de gasolina, erupcionaron hacia afuera de la parte superior de la chimenea de purga, como un géiser. Testigos contaron que el líquido se proyectaba como pulverización 20 pies (6 metros) sobre la parte superior de la chimenea y luego caía al suelo en forma líquida y de vapor. Dentro de las salas de control satelital y principales, los operarios, mediante un desesperado llamado por radio, se enteraron de que el tambor de purga desbordaba.

El operario del panel cerró los quemadores del horno, mientras otros operarios que estaban en la sala de control satelital salían corriendo hacia el camino adyacente para bloquear la vía de paso que conducía hacia el tambor de purga, según lo requerido en el plan de respuesta a emergencias de la refinería.

Cuando el desastre golpea
A la 1:20:04 pm, cinco segundos después de haberse cerrado la válvula de control del flujo de gas combustible del horno, la nube de vapor de hidrocarburo inflamable que se expandía fue encendida por la contra explosión del motor de una camioneta pick-up diesel en ralentí a 25 pies (7 metros) del tambor de purga. Los tráilers de los trabajadores contratados se encontraban justo en la vía de paso de la explosión, algunos hasta a una distancia tan próxima como de 120 pies (36 metros) del tambor de purga. Trece tráilers fueron destruidos y más de veinticuatro fueron dañados por la voladura. La sala de control satelital también sufrió daños en su estructura, aunque no colapsó. La mayoría de las 15 víctimas fatales se hallaban en un solo tráiler de doble ancho, en el que había 20 personas celebrando una reunión; solamente 8 lograron sobrevivir, aunque sufrieron heridas de consideración. Las otras tres víctimas fatales se encontraban en el tráiler de Garantía/Control de calidad, que estaba ubicado justo al sudeste del tráiler de doble ancho. Los tanques de almacenamiento de productos que se hallaban en las proximidades quedaron deformados, 70 vehículos sufrieron daños y estallaron las ventanas de viviendas y comercios ubicados a 0,75 millas (1,2 kilómetros) de la explosión. Entre los restos de tuberías retorcidas y fragmentos de tráilers, el propio tambor de purga permanecía intacto.(Ver Figura 4) De los 180 heridos, 66 presentaban lesiones de consideración. Catorce de los heridos graves eran empleados de BP; 52 eran empleados contratados de 13 compañías distintas. Otros 35 empleados de BP y 79 empleados contratados recibieron primeros auxilios por quemaduras y otras heridas.

Investigación de la Junta de Seguridad Química
Los investigadores de la Junta de Seguridad Química (CSB, por sus siglas en inglés) se presentaron a la mañana siguiente. Durante los dos años de investigación, se revisaron más de 30.000 documentos; se realizaron 370 entrevistas; el instrumental fue sometido a pruebas; y se evaluaron los daños sufridos por los equipos y estructuras de la refinería, y en la comunidad próxima al sitio del desastre. También se revisaron los datos computarizados recopilados durante cinco años en las puestas en marcha previas del separador de refinado. La investigación de la CSB se complementó con la tarea de peritos en evaluaciones de daños por explosiones, modelización de nubes de vapor, diseño de sistemas de alivio de presión, dinámica de procesos de destilación, control y confiabilidad del instrumental, y factores humanos. Fue la investigación más extensa realizada por la CSB en sus nueve años de existencia, y se llevó a cabo de un modo similar al utilizado por la Junta de Investigación del Accidente del Columbia, luego de que el transbordador espacial Columbia se desintegrara al reingresar en la atmósfera terrestre en febrero de 2003. La CSB procuraba hallar las causas técnicas y organizativas que provocaron el accidente en la Ciudad de Texas. Si se apunta simplemente a los errores cometidos por los operarios y supervisores de BP, se omiten los factores culturales y humanos subyacentes y relevantes, así como las causas organizativas que provocaron el desastre. Los resultados de esta profunda investigación pueden tener un mayor impacto preventivo.

Hallazgos técnicos clave
Una de las causas técnicas y significativas del desastre fue que la válvula de flujo de salida del refinado pesado se dejó cerrada cuando se suponía que debía mantenerse abierta mientras el refinado era bombeado hacia el interior del separador. A medida que la nueva carga de alimentación del refinado era bombeada hacia el interior, se presumía que el refinado pesado estaba siendo bombeado hacia los tanques de almacenamiento. Sin embargo, la válvula cerrada provocó que aquella mañana el separador se llenara durante más de tres horas sin que ningún volumen de refinado fuera extraído. Cuando los operarios detectaron que el nivel era excesivamente alto, ya era demasiado tarde. El refinado había superado los límites de llenado y había forzado la apertura de las válvulas de alivio de seguridad, que descargaron miles de galones de líquido inflamable en el sistema de purga.

La CSB determinó con exactitud una serie de condiciones subyacentes que llevaron al exceso en el llenado del separador de refinado. Uno de los indicadores del nivel del separador mostraba que el nivel del refinado en el separador disminuía cuando en realidad estaba aumentando. Posteriormente, la CSB determinó que dicho indicador no había sido calibrado correctamente. La alarma de alto nivel redundante nunca se activó; previamente se habían informado problemas en dicha alarma, pero esta no había sido reparada. A pesar de que había ocho pantallas de computadoras en una de las consolas de la sala de control principal, el operario del panel no pudo determinar en ninguna de las pantallas cuál era la cantidad de líquido que se desplazaba hacia el interior del separador y cuál era el volumen que se desplazaba hacia fuera. En el año 1999, BP redujo la cantidad de operarios de dos a uno, ignorando lo dispuesto en su propia evaluación y políticas de seguridad que exigían la presencia de un operario adicional del panel durante las puestas en marcha. En el año 2003, se asignó al único operario del panel que quedaba una tercera unidad de la refinería para su control.

La supervisión tampoco era estricta y la comunicación entre los turnos nocturnos y diurnos era deficiente. Turnos de 12 horas de trabajo durante 29 o más días consecutivos desde el cierre pueden haber afectado la facultad de discernimiento de los operarios. El operario del panel que se desempeñaba en la mañana en que se produjo el incidente informó que pocas veces tenía la oportunidad de tomarse los descansos programados durante su turno, y que comía frente al panel. La CSB arribó a la conclusión de que era altamente probable que los operarios estuvieran fatigados, lo cual aumentaba la posibilidad de errores, respuestas demoradas y toma de decisiones incorrectas, particularmente en la solución de problemas. La CSB hizo notar que mientras la industria nuclear, la aviación y el auto-transporte operan bajo reglamentaciones que limitan las horas de trabajo de los empleados que cumplen tareas críticas para la seguridad, ni la OSHA ni los grupos de la industria petrolera cuentan con disposiciones o lineamientos de seguridad industrial sobre prevención de fatiga o que limiten las horas de trabajo en industrias que manipulan productos químicos de alto riesgo.

El programa de entrenamiento de la refinería tampoco era adecuado. BP había reducido su personal de entrenamiento de 28 a 8, y los simuladores no estaban disponibles para que los operarios practicaran la gestión de situaciones anormales. Los problemas durante las puestas en marcha era tan habituales que los operarios creían que debían desviarse de los procedimientos operativos normalizados, establecidos por escrito, para poner en marcha la unidad de manera eficiente.

La refinería ponía nuevamente en marcha la unidad ISOM, a pesar de haberse informado previamente deficiencias de funcionamiento en el indicador de nivel de la torre, en el visor de nivel y en una válvula de control de presión. Ni Amoco (propietario anterior de la refinería antes de su fusión con BP en el año 1999) ni BP reemplazaron los tambores de purga con chimeneas atmosféricas por un sistema de antorchas de quemado, a pesar de las advertencias formuladas por la OSHA y por sus propios ingenieros acerca de que los antiguos tambores de purga no eran seguros. En el año 1992, la OSHA denunció que un tambor de purga y una chimenea similar que se encontraban en otro sector de la refinería de la Ciudad de Texas no eran seguros, aunque retiró la denuncia como parte de un acuerdo de conciliación. En los últimos 10 años, se habían producido ocho liberaciones serias de material hidrocarburo inflamable en la chimenea de purga de la unidad ISOM y el tambor de purga era demasiado pequeño para contener todo el refinado proveniente del separador.

Más inquietante aún, los tráilers temporarios fueron emplazados demasiado próximos a la unidad ISOM, en la que se procesaban líquidos hidrocarburos inflamables. La CSB determinó que los métodos de emplazamiento aplicados por BP en la refinería y la norma consensuada en la industria, Práctica Recomendada 752 del Instituto Norteamericano del Petróleo (API), no eran adecuados para proteger al personal que se desempeñaba en dichos tráilers. Los daños reales sufrido por los tráilers en la explosión del 23 de marzo de 2005 fueron peores a los pronosticados por el modelo, y tanto los métodos de emplazamiento de BP como del API preveían cantidades de víctimas fatales y heridos inferiores a las ocurridas en la explosión.

Hallazgos organizativos clave
Más allá de la explicación técnica sobre la causa de la explosión en la refinería de la Ciudad de Texas, la CSB encontró deficiencias organizativas y de seguridad en todos los niveles de la Corporación BP. La Junta Directiva de BP no supervisaba de manera efectiva la cultura de seguridad de la compañía ni los principales programas de prevención de accidentes. El recorte de gastos, la falta de inversión y las presiones de producción impuestas por la Gerencia Ejecutiva del Grupo BP afectaban el seguro desempeño de los procesos en la refinería de la Ciudad de Texas. Los gerentes tomaban con calma los bajos índices de lesiones personales, a pesar del hecho de que 23 trabajadores habían fallecido en accidentes ocurridos en la refinería en un período de 30 años, sin contar las 15 víctimas fatales de la explosión del 23 de marzo. Las campañas de seguridad, metas y recompensas se centraban en la mejora de la seguridad personal y la conducta laboral, en lugar de enfocarse en los procesos y sistemas de gestión de la seguridad. Los equipos se mantenían en funcionamiento hasta que ocurría alguna falla y en la refinería de la Ciudad de Texas prevalecía una mentalidad de “marcar las casillas”, es decir que el personal y los gerentes simplemente marcaban las casillas de requisitos de seguridad, aún cuando estos no hubieran sido cumplidos.

Tampoco existía en la refinería BP de la Ciudad de Texas una cultura de informes y aprendizaje. No se estimulaba al personal a informar sobre los problemas de seguridad y algunos temían represalias por hacerlo. Importantes lecciones sobre seguridad formuladas en una investigación del gobierno británico sobre incidentes previos ocurridos en otra refinería BP situada en Grangemouth, Escocia, no fueron aplicadas en la Ciudad de Texas. Estudios y auditorías internas identificaron problemas de seguridad profundamente arraigados en la refinería de la Ciudad de Texas, aunque ninguno de los niveles de la gerencia de BP hizo mucho por remediarlos.

Panel independiente de revisión de la seguridad de BP
La CSB no demoró la emisión de su informe final, en el que se formulaban recomendaciones urgentes para BP, para la industria petrolera y para la OSHA, acerca de cómo evitar otro desastre como el ocurrido en la Ciudad de Texas. En respuesta al urgente pedido de la CSB, en agosto de 2005 la Junta Directiva de BP designó y creó un panel independiente de revisión de la seguridad, presidido por el ex Secretario de Estado, James A. Baker, II, para llevar a cabo la revisión de la cultura de seguridad en las cinco refinerías BP de los Estados Unidos. En un informe de 374 páginas publicado en junio de 2007, dicho panel solicitaba a BP la adopción de medidas extensivas para la mejora de sus sistemas de gestión de la seguridad de los procesos y el fortalecimiento de responsabilidades para llevar a cabo los procesos de manera segura en todos los niveles ejecutivos, gerenciales y de supervisión. Expresaba que existía una “aparente complacencia con serios riesgos de seguridad de los procesos” en las cinco refinerías BP de los Estados Unidos, y no sólo en la de la Ciudad de Texas. El Panel de Baker observó “significativos problemas de seguridad en los procesos” en las cinco refinerías BP. Mencionaba “casos de ausencia de disciplina operativa, tolerancia a serias desviaciones de las prácticas operativas seguras y una aparente complacencia con la seguridad crítica de los procesos” en cada una de las refinerías. El panel también instaba a otras compañías de los Estados Unidos a examinar rigurosamente sus propias culturas de seguridad.

Otras recomendaciones preliminares
En octubre de 2005, la CSB emitió dos recomendaciones urgentes sobre seguridad en la ubicación de tráilers temporarios ocupados en lugares peligrosos, como refinerías de petróleo. La CSB requirió al Instituto Norteamericano del Petróleo (API) el desarrollo de nuevos lineamientos para garantizar que los tráilers temporarios ocupados sean ubicados a una distancia segura del lugar en que se llevan a cabo procesos peligrosos en refinerías, e instó al Instituto Norteamericano de Petróleo (API) y a la Asociación Nacional de Refinerías y Petroquímicas (NPRA) a que emitieran alertas sobre la segura ubicación de los tráilers. En octubre de 2006, la CSB exhortó a la OSHA y al API a que intervinieran para eliminar los sistemas de purga atmosférica de las refinerías y plantas químicas de los Estados Unidos, en favor de alternativas más seguras, como sistemas con antorchas de quemado. Luego del desastre ocurrido en la Ciudad de Texas, BP se comprometió a eliminar todos los sistemas de purga atmosférica en sus cinco refinerías de los Estados Unidos.

Recomendaciones a la OSHA
Como otras refinerías y plantas químicas que manipulan productos químicos de alta inflamabilidad, toxicidad o peligrosidad, la refinería BP de la Ciudad de Texas ha estado regulada por la norma de gestión segura de procesos (PSM, por sus siglas en inglés) de la Administración de Salud y Seguridad Ocupacional de los Estados Unidos (OSHA) desde el año 1992. La norma PSM requiere que las instalaciones contempladas implementen 14 elementos de gestión específicos para prevenir liberaciones catastróficas de productos químicos de alta peligrosidad. Entre dichos elementos se incluyen el análisis de riesgos, entrenamiento de operarios, programas de mantenimiento preventivo (integridad mecánica) y la gestión de evaluaciones de cambios.

En su informe final de investigación, la CSB instó a la OSHA a intensificar el cumplimiento de su norma PSM mediante la identificación de aquellas instalaciones que estuvieran más expuestas al riesgo de un accidente catastrófico y la implementación de inspecciones más exhaustivas, como aquellas comprendidas por el programa de Verificación de la Calidad de los Programas (PQV, por sus siglas en inglés) de la OSHA. Para poder llevar a cabo esta tarea, la CSB recomendó a la OSHA la contratación o desarrollo de un plantel suficiente de inspectores altamente entrenados y expertos. La CSB también instó a la OSHA a enmendar su norma PSM, incorporando como requisito que las compañías lleven a cabo evaluaciones de gestión de cambios (MOC, por sus siglas en inglés) cada vez que implementen cambios organizativos de relevancia que pudieran tener impacto sobre la seguridad de los procesos, como fusiones, adquisiciones, grandes recortes de presupuesto o reducciones de personal.

Recomendaciones para la industria y el desempeño laboral
La CSB instó al Centro para la Seguridad de Procesos Químicos, un grupo industrial sin fines de lucro creado para promover la seguridad de los procesos luego del desastre de Bhopal del año 1984, a desarrollar lineamientos para la gestión de cambios en casos de fusiones, adquisiciones, recortes de presupuesto y reducciones de personal. La CSB también exhortó al API y al Sindicato Internacional de Trabajadores del Acero Unidos a trabajar en forma conjunta en el desarrollo de nuevas normas sobre parámetros de desempeño para la seguridad de los procesos y prevención de fatiga, aplicables a toda la industria petroquímica y de refinerías. Estas nuevas normas industriales serán reconocidas y se adecuarán a los principios establecidos por el Instituto Nacional Norteamericano de Normas.

Recomendaciones a BP y a la refinería de la Ciudad de Texas
Además de la recomendación urgente previa, en su informe final la CSB instó a la Junta Directiva de BP a designar un ejecutivo externo a la junta profesionalmente calificado y experto en operaciones y seguridad de procesos de refinerías, quien deberá participar en el Comité de Ética y Garantía Medioambiental de la Junta de BP. La CSB también exhortó a la Junta Directiva de BP a garantizar y controlar que los ejecutivos senior de BP implementen un programa que estimule a los empleados a informar los incidentes sin temor a represalias y que requiera la implementación de acciones correctivas inmediatas. Las lecciones aprendidas en incidentes ocurridos en sus refinerías no sólo deberían ser comunicadas a la gerencia y a los empleados que trabajan por horas, sino que también deberían ser compartidas con la industria.

La CSB recomendó que la gerencia de la refinería de la Ciudad de Texas evalúe todas las unidades para garantizar que los equipos de procesos críticos han sido diseñados de manera segura. Como mínimo, las torres de destilación requieren una instrumentación efectiva y sistemas de control para evitar excesos en el llenado, y los paneles de control deberán exhibir de manera clara los flujos de entrada y salida de las torres de destilación en la misma pantalla. La refinería de la Ciudad de Texas también deberá disponer de un sistema mejorado para conservar el equipo y la instrumentación en buenas condiciones de funcionamiento, y que incluya una base de datos que detalle la fecha de finalización de las órdenes de trabajo y el estricto requisito de reparar los equipos de proceso que no funcionen correctamente antes de poner en marcha las unidades. La CSB también instó a los gerentes de la refinería a trabajar con el Sindicato de Trabajadores del Acero Unidos para establecer un programa conjunto que promueva el informe de investigaciones y análisis de incidentes, cuasi-accidentes, inconvenientes inesperados en los procesos y los riesgos principales de la planta, sin temor a represalias. La CSB recomendó un entrenamiento más exhaustivo para los operarios y el requisito formal de designar operarios adicionales del panel durante las puestas en marcha. La agencia recomendó, además, que la refinería exija la presencia de supervisores expertos o personal técnicamente entrenado durante las puestas en marcha y otras fases operativas particularmente riesgosas.

Exención de responsabilidad
El presente artículo ha sido preparado sólo con fines informativos generales y refleja las opiniones individuales de los autores, y todas las referencias, conclusiones u otras declaraciones relacionadas con las investigaciones de la CSB se limitan a brindar información que ya es de dominio público. Asimismo, este artículo no es un documento de la Junta y su contenido no ha sido revisado, endosado o aprobado como un documento oficial de la CSB. Para obtener información específica y precisa sobre la investigación completa, consulte el informe final de la investigación publicado, visitando el sitio Web de la CSB en www.csb.gov y haga clic en el informe específico que desea consultar bajo el título “Investigaciones completas”. En la medida en que el presente documento incluya declaraciones sobre conclusiones, hallazgos o recomendaciones de la Junta, dichas declaraciones quedan contempladas por la prohibición general establecida en el apartado 42 U.S.C. §7412(r)(6)(G).

Referencias

  • Amoco, 1995a, Manual de Evaluación de Emplazamiento de Instalaciones (Facility Siting Screening Workbook), abril 1995, Amoco Petroleum Products Sector-Refinería, Naperville, Illinois.
  • Amoco, 1995b, Manual de Referencia para Emplazamiento de Instalaciones (Facility Siting Reference Manual), 1995, Amoco Petroleum Products Sector-Refinería, Naperville, Illinois.
  • API, 1997, “Guía para Sistemas de Alivio de Presión y Despresurización” (“Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems”), API Práctica Recomendada 521, 4º Ed., Instituto Norteamericano del Petróleo, Washington, D.C.
  • Baker, James et al., 2007, “Informe del Panel Independiente de Revisión de la Seguridad de las Refinerías BP de los Estados Unidos” (“The Report of the BP U.S. Refineries Independent Safety Review Panel”) http://www.safetyreviewpanel.com/, obtenido el 30 de enero de 2007.
  • CAIB, 2003, Informe de la Junta de Investigación del Accidente del Columbia (Columbia Accident Investigation Board Report), Vol. 1, Washington, D.C.: Administración Nacional de Aeronáutica y del Espacio.
  • HSE, 2003, Informe de Investigación de Incidentes Graves (Major Incident Investigation Report), BP Grangemouth, Escocia, Reino Unido, http://www.hse.gov.uk/comah/bpgrange/contents.htm, obtenido el 13 de enero de 2007.
  • Junta de Seguridad Química e Investigación de Riesgos de los Estados Unidos, Informe de Investigación, Explosión e Incendio de la Refinería, BP, Ciudad de Texas, TX, 23 de marzo de 2005, Informe No. 2005-04-I-TX, marzo 2007.

Mark Kaszniak, Donald Holmstrom, y Cheryl MacKenzie son investigadores de la Junta de Seguridad Química e Investigación de Riesgos de los Estados Unidos.

http://www.nfpajournal-latino.com/

Sorry, the comment form is closed at this time.

 
A %d blogueros les gusta esto: