Explosión en Refinería de Salina Cruz deja 6 lesionados

Una explosión e incendio en la Refinería Antonio Dovalí Jaime, propiedad de Petróleos Mexicanos (Pemex), dejó 6 personas lesionadas, tres de ellas trabajadoras de Pemex y, tres más, que son colaboradoras de una empresa contratista. El incendio se originó en la torre de enfriamiento TE-05 de la Planta Hidros II, por la acumulación de combustible y durante trabajos de soldadura relacionados con la puesta en operación del sistema.

La conflagración duró cerca de 20 minutos en ser controlada, aunque después de la explosión se activaron los protocolos internos de la planta y los protocolos externos de mergensia, según declaro la empresa paraestatal mediante un comunicado.

Aunque se habla de falta de inversión y mantenimiento en las instalaciones, su director general, Víctor Rodríguez Padilla, manifestó que, aunque se generan los mantenimientos adecuados, la antigüedad de la infraestructura es un factor importante en la incidencia de estos incendios.

Hechos confirmados

• El incendio comienza cerca de las 20:30 h.
• El punto del siniestro fue la torre de enfriamiento de la Planta Hidros II.
• Había trabajos de soldadura (hot work) en curso.
• Protección Civil indicó que probablemente existían residuos de combustible o hidrocarburos que no fueron completamente drenados antes de intervenir el equipo.
• Se registró una explosión previa al incendio.
• El fuego fue extinguido mediante protocolos internos de emergencia de Pemex.

Desde la perspectiva de ingeniería de protección contra incendio industrial y seguridad de procesos, el escenario reportado apunta a una combinación de fallas operacionales y de integridad mecánica.

1. Trabajos en caliente sobre equipo contaminado con hidrocarburos: La hipótesis más sólida es la ignición de vapores inflamables remanentes dentro o alrededor de la torre de enfriamiento. Los trabajos de soldadura generan: chispas, escoria caliente, temperaturas superiores a 1,000 °C y radiación térmica. Si existían vapores de hidrocarburo dentro del rango de inflamabilidad (LFL-UFL), bastaba una fuente de ignición mínima para provocar deflagración y posterior incendio. Este patrón coincide con accidentes históricos en refinerías y terminales petroquímicas.
2. Drenado e inertización insuficientes: Protección Civil señaló que “muy probablemente no se había drenado todo el combustible”. Eso sugiere posibles fallas en aislamiento del sistema (LOTO), purga, desgasificación, inertización con nitrógeno, monitoreo de atmósferas explosivas. Adicionalmente, los trabajos en caliente requieren permisos específicos, monitoreo continuo de gases combustibles, verificación de atmósfera segura, brigada contra incendio dedicada, líneas cargadas y listas para ataque inicial.
3. Antigüedad de la refinería y deterioro acumulado: La refinería inició operaciones en 1979, es decir, cuenta con 47 años de operación industrial. Ahora bien, en instalaciones de refinación, una antigüedad superior a 40 años normalmente implica; corrosión avanzada, degradación de tuberías, fallas en sellos y juntas, sistemas contra incendio obsoletos, instrumentación envejecida, fatiga térmica, o modificaciones acumuladas (brownfield modifications).

Dentro del contexto Latinoamericano, muchas refinerías antiguas operan con mantenimiento diferido, refacciones limitadas, automatización parcial, sistemas híbridos antiguos o nuevos.Eso incrementa considerablemente el riesgo de incidentes durante arranques.

El hecho de que el incendio fuera controlado en aproximadamente 20 minutos indica que sí existió capacidad de respuesta operativa. Sin embargo, eso no significa necesariamente que el sistema estuviera en condición óptima. En una refinería de esta complejidad, deberían existir:

• Red contra incendio en anillo.
• Bombas principales eléctricas y diésel.
• Monitores fijos y móviles.
• Sistemas de espuma.
• Hidrantes industriales.
• Detección de gas y flama.
• Sistemas de diluvio.
• Cuartos de control resistentes al fuego.
• Brigadas industriales entrenadas.
• Reserva de agua dedicada.

Posibles deficiencias técnicas asociadas

A. Deficiencias en detección temprana. Si hubo explosión antes del ataque inicial, probablemente: no existía monitoreo continuo de gases o la detección no generó paro preventivo. En áreas de trabajos en caliente debe haber: detectores LEL portátiles, monitoreo continuo, bloqueo automático de trabajos si el LEL supera 10%.

B. Integridad de la red contra incendio. En refinerías antiguas suelen aparecer problemas como: hidrantes sin presión suficiente, válvulas agarrotadas, tuberías corroídas internamente, bombas fuera de capacidad nominal, espuma vencida o contaminada.

C. Deficiencias de mantenimiento preventivo. Un sistema industrial de supresión requiere: pruebas semanales, pruebas de flujo trimestrales, pruebas integrales anuales, análisis de espuma, calibración de detectores, inspección por ultrasonido y corrosión. Si esto no ocurre rigurosamente, el sistema puede funcionar parcialmente pero fallar ante incendios mayores.

Para un especialista en protección contra incendio industrial, las prioridades deberían ser:

Auditoría completa de integridad mecánica. Incluyendo: corrosión, espesores, soportes, válvulas, líneas de espuma, sistemas de agua contra incendio.

Modernización de detección de gas y fuego. Instalar: detectores IR3, detección UV/IR, monitoreo LEL continuo, integración con SIS/ESD.

Rehabilitación de sistemas de espuma. Verificar: concentración, compatibilidad, proporcionadores, cámaras de espuma, monitores remotos.

Programa estricto de Hot Work. Aplicar: permisos digitales, análisis de riesgo, gas free certificado, vigía de incendio, monitoreo continuo.

Revisión del sistema hidráulico contra incendio. Con pruebas: flow test, churn test, curva bomba, presión residual, simulaciones hidráulicas.

Inspección de la red enterrada. En refinerías antiguas es común encontrar: tubería MIC, incrustación, pérdida de espesor, fugas ocultas.

Simulacros integrales de incendio industrial. Con: escenarios BLEVE, incendio de charco, fuego tridimensional, pérdida de energía, evacuación masiva.

Este incidente tiene características típicas de un evento de “Loss of Containment + Hot Work Ignition”. Es uno de los escenarios más frecuentes en la industria petroquímica mundial. Los factores críticos observables se plasman en la siguiente tabla.