SECRETARIA DE ENERGIA
NORMA Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004
Requisitos de seguridad
para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales de
almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e
instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural.
(Sustituye a la NOM-EM-001-SECRE-2002, Requisitos de seguridad para el diseño,
construcción, operación y mantenimiento de plantas de almacenamiento de gas
natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción,
conducción, regasificación y entrega de dicho combustible).
Al margen un sello con el
Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora de
Energía.
NORMA
OFICIAL MEXICANA NOM-013-SECRE-2004, REQUISITOS DE SEGURIDAD PARA EL DISEÑO,
CONSTRUCCION, OPERACION Y MANTENIMIENTO DE TERMINALES DE ALMACENAMIENTO DE GAS
NATURAL LICUADO QUE INCLUYEN SISTEMAS, EQUIPOS E INSTALACIONES DE RECEPCION,
CONDUCCION, VAPORIZACION Y ENTREGA DE GAS NATURAL. (SUSTITUYE A LA
NOM-EM-001-SECRE-2002, REQUISITOS DE SEGURIDAD PARA EL DISEÑO, CONSTRUCCION,
OPERACION Y MANTENIMIENTO DE PLANTAS DE ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL LICUADO
QUE INCLUYEN SISTEMAS, EQUIPOS E INSTALACIONES DE RECEPCION, CONDUCCION,
REGASIFICACION Y ENTREGA DE DICHO COMBUSTIBLE).
La Comisión Reguladora de
Energía, con fundamento en los artículos 38 fracción II, 40 fracciones I, III,
XIII y XVIII, 41 y 47 fracción IV, 73 y demás relativos de la Ley Federal sobre
Metrología y Normalización; 16 y 33 fracciones I, IX y XII de la Ley Orgánica
de la Administración Pública Federal; 1, 2 fracción VI y 3 fracciones XII, XV y
XXII de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía; 4, 9, 14 fracción IV y 16
de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo;
28, 34, 80 y 81 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y
Normalización; 1 y 70 fracción VII del Reglamento de Gas Natural; y 3 fracción
VI inciso a), 34 fracciones XVI y XIX y 35 del Reglamento Interior de la
Secretaría de Energía, y
CONSIDERANDO
Primero. Que con fecha
19 de septiembre de 2003, el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Gas
Natural y de Gas Licuado de Petróleo por Medio de Ductos, publicó en el Diario Oficial de la Federación el
Proyecto de Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2003, Requisitos de seguridad
para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas de
almacenamiento de gas natural licuado que . incluyen
sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y
entrega de dicho combustible a efecto de recibir comentarios de los
interesados.
Segundo. Que
transcurrido el plazo de 60 días a que se refiere el artículo 47 fracción I de
la Ley Federal sobre Metrología y Normalización para recibir los comentarios
que se mencionan en el considerando anterior, el Comité Consultivo Nacional de
Normalización de Gas Natural y de Gas Licuado de Petróleo por Medio de Ductos
estudió los comentarios recibidos y, en los casos que estimó procedentes,
modificó el Proyecto de Norma en cita.
Tercero. Que con fecha
18 de octubre de 2004, se publicaron en el Diario
Oficial de la Federación las respuestas a los comentarios recibidos al
Proyecto de Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2003,
Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento
de plantas de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas,
equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de
dicho combustible.
Cuarto. Que como
resultado de lo expuesto en los considerandos anteriores, se concluye que se ha
dado cumplimiento al procedimiento que señalan los artículos 38, 44, 45, 47 y
demás relativos a la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, por lo que
se expide la siguiente: Norma Oficial
Mexicana NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño,
construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas
natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción,
conducción, vaporización y entrega de gas natural.
NORMA OFICIAL MEXICANA
NOM-013-SECRE-2004, REQUISITOS DE SEGURIDAD PARA EL DISEÑO, CONSTRUCCION,
OPERACION Y MANTENIMIENTO DE TERMINALES DE ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL
LICUADO QUE INCLUYEN SISTEMAS, EQUIPOS E INSTALACIONES DE RECEPCION,
CONDUCCION, VAPORIZACION Y ENTREGA DE GAS NATURAL
En
la elaboración de esta Norma Oficial Mexicana participaron las instituciones
siguientes: Secretaría de Energía, Comisión Reguladora de Energía, Secretaría
de Marina, Secretaría de Comunicaciones y Transportes, Comisión Federal de
Electricidad, Pemex Gas y Petroquímica Básica, Pemex Dirección Corporativa de
Ingeniería y Desarrollo de Proyectos, ChevronTexaco de México, S.A. de C.V.,
Energía Costa Azul S. de R.L. de C.V., Terminal de LNG de Altamira, S. de R.L.
de C.V., Asociación Mexicana de Gas Natural y Compañía de Inspección Mexicana,
S.A. de C.V., en representación de las Unidades de Verificación en Materia de
Gas Natural.
INDICE
Parte
1. Terminales de almacenamiento de GNL en tierra firme
101 Objetivo
102 Campo de
aplicación
103 Referencias
104 Definiciones
105 Ubicación de
la terminal de almacenamiento de GNL
106 Análisis de
riesgos en la terminal de almacenamiento de GNL
107 Control de
derrames y fugas
108 Seguridad en la
instalación de equipos
109 Tanques de
almacenamiento de GNL
110 Sistema de
vaporización
111 Sistemas de
tubería y sus componentes
112
Instrumentación y servicios eléctricos
113 Transferencia
de GNL y refrigerantes
114 Plan integral
de seguridad y protección civil
115 Operación
116 Mantenimiento
117 Capacitación
del personal
Parte
2. Terminales de almacenamiento de GNL costa afuera
201
Objetivo
202
Definiciones
203
Diseño
204
Metodología de diseño para terminales de almacenamiento de GNL costa
afuera
205
Estructuras fijas por gravedad sobre el fondo del mar
206
Tanques de almacenamiento de GNL
207
Instalaciones en la plataforma
Parte
3. Gasoductos submarinos
301 Objetivo
302 Definiciones
303 Diseño
304 Instalación
305 Pruebas
preoperativas
306 Operación y
mantenimiento
307 Documentación
Parte
4. Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad
401 Objetivo
402 Referencias
403 Definiciones
404 Procedimiento
405 Disposiciones
generales
406 Requisitos de
la verificación
407 Bibliografía
408 Concordancia
con normas internacionales
409 Vigilancia
Parte
1. Terminales de almacenamiento de GNL en tierra firme
101
Objetivo
Esta Norma Oficial Mexicana
(NOM) establece los requisitos mínimos de
seguridad relativos al diseño, construcción, operación y mantenimiento de
terminales de almacenamiento de Gas Natural Licuado que incluyen sistemas,
equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas
natural.
102
Campo de aplicación
102.1 Esta NOM
consta de cuatro partes: la primera parte se aplica a las terminales de
almacenamiento de GNL con instalaciones fijas en tierra firme. La segunda parte
se aplica a las terminales de almacenamiento de GNL instaladas costa afuera,
desde el punto de recepción del GNL hasta el punto de entrega del combustible
en estado gaseoso a un sistema de transporte por ductos y comprende los
sistemas de recepción, conducción, almacenamiento, vaporización de GNL y
entrega de gas natural. La tercera parte de la NOM se refiere al diseño del
gasoducto submarino para conducir el gas natural desde la terminal de almacenamiento
mar adentro hasta el litoral. En la cuarta parte de la NOM se establece el
Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad (PEC).
102.2 El diseño, construcción, operación y
mantenimiento de las terminales de almacenamiento de GNL deben cumplir con los
requisitos mínimos que establece esta NOM, sin que ello impida el uso de
sistemas, equipos, métodos o instrumentos de calidad, resistencia, resistencia
al fuego, efectividad, integridad estructural, durabilidad y seguridad
equivalentes o superiores a los señalados en la misma.
102.3 En lo no previsto por esta NOM,
incluyendo sistemas y equipos de diseño reciente, terminales o instalaciones
que no estén en tierra firme o en general innovaciones tecnológicas con
insuficiente experiencia operativa a nivel internacional, el permisionario, con el objeto de obtener la previa
autorización correspondiente, debe proponer y justificar ante la Comisión
Reguladora de Energía la tecnología que aplicará para tales efectos,
allegándose para ello la documentación y referencias técnicas que representen
las prácticas internacionalmente reconocidas para satisfacer en lo conducente
los requisitos que se señalan en esta NOM.
102.4 De
conformidad con el artículo 49 de la Ley Federal sobre Metrología y
Normalización, el permisionario bajo su responsabilidad puede solicitar
autorización de la Comisión Reguladora de Energía para utilizar o aplicar
materiales, equipos, procesos, métodos de prueba, mecanismos, procedimientos o
tecnologías alternativos, acompañando dicha solicitud de la evidencia
científica u objetiva necesaria que compruebe que con la alternativa planteada
se da cumplimiento al objetivo de la NOM.
103
Referencias
El cumplimiento de esta NOM
es sin perjuicio de las obligaciones que establezcan las NOM relacionadas y
cualesquier otras disposiciones jurídicas aplicables. La aplicación de esta NOM
está relacionada, entre otras, con las siguientes NOM o las que las sustituyan.
103.1
NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 29
de marzo de 2004.
103.2
NOM-006-SECRE-1999, Odorización del gas natural, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 27
de enero de 1999.
103.3
NOM-007-SECRE-1997, Transporte de gas natural, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 4 de
febrero de 2000.
103.4
NOM-008-SECRE-1999, Control de la corrosión externa en tuberías de acero
enterradas y/o sumergidas, publicada en el Diario
Oficial de la Federación el 27 de enero de 2000.
103.5
NOM-009-SECRE-2002, Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas
natural y gas LP en ductos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 8 de febrero de 2002.
103.6
NOM-001-SEDE-1999, Instalaciones eléctricas (utilización), publicada en el Diario Oficial de la Federación el 27
de septiembre de 1999.
103.7
NOM-003-SEGOB-2002, Señales y avisos para protección civil.- Colores, formas y
símbolos a utilizar, publicada en el Diario
Oficial de la Federación el 17 de septiembre de 2003.
103.8
NOM-001-STPS-1999, Edificios, locales, instalaciones y áreas en los centros de
trabajo-Condiciones de seguridad e higiene, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 13
de diciembre de 1999.
103.9
NOM-002-STPS-2000, Condiciones de seguridad, prevención y combate de incendios
en los centros de trabajo, publicada en el Diario
Oficial de la Federación el 8 de septiembre de 2000.
103.10
NOM-004-STPS-1999, Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la
maquinaria y equipo que se utilice en los centros de trabajo, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 31
de mayo de 1999.
103.11
NOM-005-STPS-1998, Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los
centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de sustancias
químicas peligrosas, publicada en el Diario
Oficial de la Federación el 2 de febrero de 1999.
103.12
NOM-017-STPS-2001, Equipo de protección personal-Selección, uso y manejo en los
centros de trabajo, publicada en el Diario
Oficial de la Federación el 5 de noviembre de 2001.
103.13
NOM-018-STPS-2000, Sistema para la identificación y comunicación de peligros y
riesgos por sustancias químicas peligrosas en los centros de trabajo, publicada
en el Diario Oficial de la Federación
el 27 de octubre de 2000.
103.14
NOM-020-STPS-2002, Recipientes sujetos a presión y
calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28
de enero de 2002.
103.15
NOM-026-STPS-1998, Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación
de riesgos por fluidos conducidos en tuberías, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 13
de octubre de 1998.
103.16
NOM-027-STPS-2000, Soldadura y corte. Condiciones de seguridad e higiene,
publicada en el Diario Oficial de la
Federación el 8 de marzo de 2001.
103.17 NOM-014-SCFI-1997,
Medidores de desplazamiento positivo tipo diafragma para gas natural o gas LP,
publicada en el Diario Oficial de la
Federación el 23 de octubre de 1999.
103.18
NOM-093-SCFI-1994, Válvulas de relevo de presión.- Seguridad, seguridad-alivio
y alivio, publicada en el Diario Oficial
de la Federación el 8 de diciembre de 1997.
104
Definiciones
Para efectos de esta NOM y
su Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad, los siguientes términos
se entenderán como se describe a continuación:
104.1
Area de retención o de contención: El área definida mediante
el uso de diques y/o por la topografía del lugar con el propósito de contener
cualquier derrame de fluidos peligrosos y conducirlo a un confinamiento seguro.
104.2
Area de transferencia: El área de una terminal de almacenamiento de Gas Natural Licuado donde existe un
sistema de ductos, estructuras y conectores para introducir Gas Natural Licuado
a dicha terminal.
104.3
Area de transferencia marina: El área de una terminal de almacenamiento de Gas Natural Licuado en el litoral o
mar adentro que se utiliza para
atracar los buques y descargar y recibir el Gas Natural Licuado transportado
por dichos buques.
104.4
Buque de GNL o buque: El barco dedicado a transportar Gas Natural
Licuado de las plantas de licuefacción a las terminales de almacenamiento.
104.5
Componente: El sistema o parte de la terminal de Gas Natural Licuado que funciona
como una unidad, entre los que se incluyen de manera enunciativa mas no
limitativa, el sistema de recepción, tuberías, tanques de almacenamiento,
equipo de manejo y vaporización de GNL, mecanismos de control, sistemas de
retención, sistemas eléctricos, mecanismos de seguridad, equipo de control de
incendios y equipos de comunicaciones.
104.6
Contenedor autosoportado: El contenedor que está diseñado estructuralmente
para soportar las cargas a las que se prevé será sometido.
104.7 Contenedor de
membrana: El contenedor interior no autosoportado constituido por membranas
deformables de un metal que soporta las propiedades fisicoquímicas del Gas
Natural Licuado; su función es contener el GNL y deformarse de acuerdo con los
cambios de temperatura del mismo.
104.8
Contenedor primario: El contenedor de pared doble cuya pared interior
está construida con materiales que soportan las propiedades fisicoquímicas del
Gas Natural Licuado. La pared exterior sólo sirve para retener y proteger el
aislamiento criogénico que está en el espacio entre ambas paredes y para
resistir la presión de purga de gas, pero no está diseñado para contener el Gas
Natural Licuado.
104.9
Contenedor secundario: El contenedor autosoportado que rodea al
contenedor primario en los tanques de contención doble y de contención total.
Este contenedor debe ser capaz de contener el Gas Natural Licuado derramado en
caso de falla del contenedor primario.
104.10
CRE: La Comisión Reguladora de Energía.
104.11
Dispositivo contra falla: La característica o elemento de diseño que permite
mantener en condiciones de seguridad la operación de un sistema en caso de
interrupción del suministro de energía o mal funcionamiento de otro componente
o de los dispositivos de control.
104.12
Equipos de vaporización o vaporizadores: Los equipos de
transferencia de calor utilizados para cambiar el estado físico del gas natural
de líquido a gaseoso.
104.13
Evaporación de GNL: La formación de vapor por ebullición de la
superficie del Gas Natural Licuado dentro de los tanques de almacenamiento.
104.14 Evaporación súbita de GNL: La formación repentina de vapor en los tanques de almacenamiento
ocasionada por el movimiento súbito del Gas Natural Licuado dentro de los
tanques de almacenamiento debido a la
estratificación causada por la diferencia de densidades
104.15
Gas Natural: La mezcla de hidrocarburos compuesta principalmente por metano.
104.16
Gas Natural Licuado (GNL): La mezcla de hidrocarburos en estado líquido
compuesta principalmente por metano.
104.17
Ingeniería Básica y de Diseño del Proyecto (IBDP): Las
especificaciones del diseño de la terminal de almacenamiento de gas natural
licuado con el nivel de detalle necesario para iniciar con las actividades de
Ingeniería de construcción, Procuración de materiales, componentes y equipos, y
Construcción de dicha terminal.
104.18
Ingeniería, Procuración y Construcción (IPC): Las especificaciones de
trabajos de ingeniería, fabricación y construcción requeridas para construir
los diferentes componentes de la terminal de almacenamiento de gas natural
licuado, hasta la puesta en servicio y pruebas previas a la entrada en
operación de dicha terminal.
104.19
LFMN: La Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
104.20
Normas aplicables: Las normas oficiales mexicanas y normas mexicanas
aplicables en la Ingeniería Básica y de Diseño del Proyecto (IBDP) y en la
Ingeniería, Procuración y Construcción (IPC). En lo no previsto por éstas o en
ausencia de las mismas, el permisionario debe cumplir bajo su responsabilidad y
sujeto a la autorización de la Comisión Reguladora de Energía en los términos
del artículo 49 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, con las
normas internacionales, y a falta de éstas, con las prácticas
internacionalmente reconocidas que resulten aplicables.
104.21 Peligro: La
condición que tiene potencial para iniciar un incidente o accidente.
104.22
Permisionario: El titular de un permiso de almacenamiento en los términos del
Reglamento de Gas Natural.
104.23
Permiso: El permiso de almacenamiento otorgado por la Comisión Reguladora de
Energía, en conformidad con la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional
en el Ramo del Petróleo y el Reglamento de Gas Natural.
104.24
Práctica internacionalmente reconocida: Las especificaciones
técnicas, metodologías o lineamientos, documentados y expedidos por autoridades
competentes u organismos reconocidos por su relevancia en el mercado
internacional de la industria del Gas Natural Licuado.
104.25
Presión de diseño: La presión utilizada en el diseño de un equipo,
contenedor o tanque con el propósito de determinar el espesor de pared mínimo
permisible o las características mecánicas de sus partes.
104.26
Propiedades fisicoquímicas del Gas Natural Licuado: La
temperatura, presión, densidad y composición química del Gas Natural Licuado,
entre otras.
104.27 Riesgo: La
probabilidad de que ocurra un incidente o accidente.
104.28 RLFMN: El
Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
104.29
Tanque de almacenamiento de Gas Natural Licuado de contención doble: Aquél cuyo
contenedor primario está rodeado por un contenedor secundario diseñado para
controlar el líquido pero no la evaporación de Gas Natural Licuado en caso de
falla del contenedor primario.
104.30
Tanque de almacenamiento de Gas Natural Licuado de contención sencilla: Aquél cuyo
contenedor primario no está rodeado por un contenedor secundario por lo que
requiere de un sistema de retención de derrames de Gas Natural Licuado en caso
de falla del contenedor primario.
104.31
Tanque de almacenamiento de Gas Natural Licuado de contención total: Aquél cuyo
contenedor primario está rodeado por un contenedor secundario con techo
diseñado para controlar el líquido y la evaporación de Gas Natural Licuado en
caso de falla del contenedor primario.
104.32
Terminal de almacenamiento de GNL en el litoral o en la costa: El sistema
compuesto por instalaciones y equipos instalados en tierra firme en un predio
ubicado en el litoral, aptos para recibir Gas Natural Licuado de buques,
conducirlo a los tanques de almacenamiento y vaporizarlo para entregar gas
natural a un sistema de transporte por ductos.
104.33
Terminal de almacenamiento de GNL tierra adentro: El sistema compuesto por
instalaciones y equipos instalados en tierra firme fuera del litoral, aptos
para recibir Gas Natural Licuado, conducirlo a los tanques de almacenamiento y
vaporizarlo para entregar gas natural a otro sistema.
105
Ubicación de la terminal de almacenamiento de GNL
105.1 La ubicación de la terminal de almacenamiento de GNL
deberá sujetarse a las especificaciones generales siguientes, sin perjuicio de
las características específicas que resulten del análisis de riesgos del
capítulo 106 de esta NOM, y de las obligaciones que establezcan otras normas
oficiales mexicanas y disposiciones jurídicas aplicables, competencia de otras
autoridades.
105.2 El sitio donde se
instale la terminal de almacenamiento de GNL debe ser accesible por aire,
tierra y mar, en su caso, para seguridad del personal y de la terminal en la
eventualidad de un incendio o accidente. Se deben determinar los límites de las
condiciones climáticas que permitan el acceso al sitio para evacuar al personal
en caso de que se prevean condiciones climáticas más severas que pudieran
impedir el acceso a la terminal.
105.3 Para
terminales de almacenamiento que recibirán el GNL de buques, el acceso marítimo
al sitio debe permitir las maniobras de entrada y salida de los buques, en
operación normal y de emergencia, con la máxima seguridad.
105.4 El predio debe
tener la configuración y dimensiones adecuadas para cumplir con
los requisitos establecidos en el capítulo 107 de esta NOM.
105.5 El predio debe
tener la configuración que propicie dentro de lo posible, la protección de la
terminal contra las fuerzas de la naturaleza, por ejemplo, inundaciones,
marejadas, sismos, entre otros.
105.6 El predio debe
tener las características topográficas adecuadas para recolectar y retener el GNL
y/o líquidos inflamables derramados dentro de los límites del predio, en su
caso, así como facilitar la conducción y drenado de agua superficial.
105.7 Se deben
realizar los estudios que, de manera enunciativa mas no limitativa, se
mencionan a continuación para comprobar que el predio se ubica en una zona que
tiene las condiciones adecuadas para instalar la terminal de almacenamiento de
GNL:
a)
Del suelo y del subsuelo.
b)
De análisis de riesgo para definir contornos de riesgo relativos a la
terminal.
c)
De riesgo de incendio de la vegetación aledaña, en su caso.
d)
De ríos y mantos acuíferos subterráneos y superficiales.
e)
Climatológicas y sismológicas.
105.8 Para las terminales
de
almacenamiento de GNL que reciben el GNL de
buques, se deben realizar adicionalmente estudios oceanográficos y de
actividad marítima, incluyendo el acceso marítimo al sitio y los movimientos de
los buques y otras embarcaciones que, en su caso, se encuentren operando en la
zona de influencia de la terminal.
106 Análisis de
riesgos en la terminal de almacenamiento de GNL
106.1 La ubicación y
el diseño de la terminal de almacenamiento de GNL deben estar fundamentados en
un análisis de riesgos cuya metodología se describe en este capítulo. Lo
anterior, sin perjuicio del análisis de riesgos más allá de los límites de la
terminal de almacenamiento de GNL según lo requieran otras disposiciones
jurídicas aplicables por otras autoridades competentes y con el alcance
determinado por ellas.
106.2 Metodología.
La metodología del análisis de riesgos aplicada a la terminal de almacenamiento
de GNL debe ser probabilística y determinística.
106.2.1 El enfoque
probabilístico debe considerar lo siguiente:
a)
Recolección de datos sobre tasas de falla.
b)
Identificación de las condiciones peligrosas de origen interno y externo
a la terminal de almacenamiento de GNL.
c)
Determinación y clasificación de la probabilidad de ocurrencia de las
condiciones peligrosas identificadas de acuerdo con los conceptos siguientes:
1. Frecuente, 2. Posible, 3. Raro, 4. Extremadamente raro, 5. Improbable, 6.
Probabilidad no cuantificable. La evaluación de la probabilidad de ocurrencia
de las condiciones peligrosas debe realizarse de conformidad con las Normas
Aplicables.
d) Cuantificación de las
consecuencias de cada accidente sobre las personas y los bienes para
clasificarlas en: 1. Catastrófica, 2. Grave, 3. Significante, 4. Reparable, 5.
Nula. La evaluación de las consecuencias de cada accidente debe realizarse de
conformidad con las Normas Aplicables.
e)
Clasificación de los accidentes de acuerdo con las consecuencias
cuantificadas y la probabilidad de ocurrencia para determinar el nivel de
riesgo en: 1. No aceptable, 2. Debe mejorarse, 3. Normal.
f)
Una matriz de niveles de riesgos y su análisis comparativo con
referencia a instalaciones similares, y verificar que ningún riesgo se
clasifica en la categoría de “No aceptable”.
106.2.2 El enfoque
determinístico debe considerar lo siguiente:
a)
Definición de peligros de origen
interno y externo a la terminal de almacenamiento de GNL.
b)
Establecimiento de peligros probables.
c)
Determinación y cuantificación de las consecuencias de un accidente.
d)
Justificación de las medidas necesarias para mejorar la seguridad y
limitar los riesgos.
106.2.3 La
identificación de los peligros y evaluación de las consecuencias de un
accidente puede basarse en métodos
convencionales como:
a) Estudio de Peligros de la Operación (EPO)
b) Análisis del Efecto de modo de Falla (AEF)
c) Método de Arbol de Eventos
(MAE)
d) Método de Arbol de Fallas (MAF)
106.2.4 Se debe
definir el procedimiento de evaluación de riesgos que debe realizarse en la
fase inicial del diseño de la terminal de almacenamiento de GNL, el cual debe
actualizarse durante el desarrollo de la ingeniería de detalle de la terminal
de almacenamiento de GNL a efecto de identificar cualquier incremento en el
nivel de riesgo y eliminar riesgos no aceptables.
106.2.5 Se deben
realizar Estudios de Peligros de la Operación (EPO) detallados cuando los
Diagramas . de Tuberías e Instrumentación (DTI) para el
proceso y demás sistemas estén desarrollados y repetirse en caso de cambios de
diseño o de construcción.
106.3 Identificación
de peligros de origen externo. Se deben realizar estudios para identificar los
peligros factibles del entorno natural, urbano e industrial y de las vías de
comunicación en el exterior de la terminal de almacenamiento de GNL y que son
causados, entre otros, por lo siguiente:
a) Atraque y maniobra de los buques
b) Radiación térmica debida a incendios
c) Nubes de gases inflamables, asfixiantes,
tóxicos o irritantes
d) Impacto de barcos y aviones, entre otros
e) Eventos naturales tales como rayos,
inundación, sismos y maremotos, entre otros
f) Ondas de radio de alta energía
106.4 Identificación
de peligros de origen interno. Se deben realizar estudios para identificar los
siguientes peligros de origen interno:
106.4.1 Peligros específicos
del GNL.
a)
Se deben determinar los peligros por fugas de GNL en los sistemas
siguientes:
1. De recepción y de tuberías
de conducción de GNL y de retorno de vapor al buque de GNL
2. De recepción del GNL y de
interconexión del buque con la terminal de almacenamiento de GNL
3. De almacenamiento y de
proceso
b)
El peligro debido a fugas de GNL y gas natural se puede evaluar por las
consecuencias de un accidente definidas en función de los rubros siguientes:
1. Identificación del origen posible y probabilidad de ocurrencia
2. Localización de la fuga
3. Tipo de fluido, GNL o gas
natural
4. Flujo y duración de la fuga
5. Condiciones climáticas y
factores de dispersión de vapores
6. Efectos de origen natural,
de la topografía del suelo y de temperaturas criogénicas sobre las estructuras
de la terminal
106.4.2 Peligros no
específicos del GNL, son causados por agentes diferentes al GNL, entre los
cuales están los siguientes:
a)
Almacenamiento de hidrocarburos diferentes del GNL, tales como líquidos
refrigerantes, GLP y gasolinas
b)
Fallas de comunicación entre el buque de GNL y la terminal
c)
Tráfico de vehículos dentro de la terminal durante la construcción y la
operación
d)
Fugas de fluidos peligrosos, tales como líquidos inflamables, entre
otros
e)
Compresores y equipos presurizados y maquinaria rotatoria
f)
Instalaciones eléctricas
g)
Instalaciones en el puerto asociadas con la terminal de almacenamiento
de GNL
107 Control de derrames y fugas
107.1 Aspectos generales:
107.1.1 Para minimizar la
posibilidad de descargas accidentales de GNL que pongan en riesgo propiedades
vecinas o equipo de proceso y estructuras importantes dentro de la terminal de
almacenamiento de GNL o que lleguen a vías de agua, por ejemplo canales y ríos,
se debe contar con medidas integrales de diseño y operación de la terminal de
almacenamiento de GNL, que consisten de áreas de retención, drenajes y áreas de
confinamiento del GNL.
107.1.2 Las áreas de
retención pueden estar formadas por una barrera natural, dique, excavación,
muro de contención o combinación de los anteriores, más un sistema de drenaje
natural o artificial que cumpla con las secciones 107.2 y 107.3 de esta NOM.
107.1.3 Las áreas
siguientes deben contar con la pendiente, drenaje y un medio de contención
adecuado para minimizar la posibilidad de que derrames y fugas accidentales de
líquidos peligrosos pongan en peligro estructuras y equipos importantes o las
propiedades adyacentes o lleguen a vías de agua:
a)
Areas de proceso
b)
Areas de vaporización
c)
Areas de transferencia de GNL, refrigerantes y líquidos inflamables
d)
Areas inmediatas que rodeen tanques de almacenamiento de GNL,
refrigerantes y líquidos inflamables.
107.1.4 Los líquidos
inflamables y tanques de almacenamiento de refrigerantes inflamables no deben
localizarse dentro de los límites del área de retención de un tanque de GNL.
107.2 Diseño y capacidad
del área de retención y del sistema de drenaje
107.2.1 Los diques, muros
de retención y sistemas de drenaje para la retención del GNL pueden ser de
tierra compactada, concreto, metal u otros materiales adecuados para este uso.
Dichos materiales, al igual que sus penetraciones, deben resistir: la carga
hidrostática del GNL, el efecto del enfriamiento rápido hasta la temperatura
del GNL, la exposición al fuego prevista, así como las fuerzas naturales, tales
como sismo, viento y lluvia, entre otros.
107.2.2 Se debe
contar con medios para desalojar el agua de lluvia o de otro tipo del área de
retención. Para ello, se permiten bombas sumergidas controladas
automáticamente, equipadas con un dispositivo de paro automático que evite su
operación cuando se expongan a las temperaturas del GNL. Las tuberías, válvulas
y accesorios cuya falla pueda permitir que el líquido escape del área de
retención deben soportar la exposición continua a las temperaturas del GNL. Si
se utiliza drenaje por gravedad para eliminar el agua, éste debe contar con los
medios para evitar que el GNL pueda penetrar y esparcirse por el sistema de
drenaje de la terminal.
107.2.3 Los sistemas
aislantes utilizados para las superficies de contención deben ser, una vez
instalados, no combustibles y adecuados para el servicio requerido,
considerando los esfuerzos térmicos y mecánicos previstos.
107.2.4 Deben utilizarse
canales y no ductos cerrados para el drenaje del GNL, excepto los ductos que se
utilizan para conducir el GNL derramado en las áreas críticas, los cuales deben
estar dimensionados para conducir el GNL de acuerdo con la rapidez prevista del
flujo de líquido y de la formación de vapor.
107.2.5 El área de
retención para zonas de vaporización, proceso o transferencia de GNL, debe
tener una capacidad volumétrica mínima igual al volumen mayor del GNL o líquido
inflamable que sea posible descargar en el área durante un periodo de 10 min a
partir de cualquier fuga simple, o durante un tiempo menor, si se cuenta con
medidas de control aceptadas como práctica común en la industria.
107.2.6 En los tanques de
contención doble y de contención total el área de retención es el contenedor
secundario de acuerdo con lo especificado en el capítulo 109 de esta NOM.
107.2.7 Los tanques de
contención sencilla de acuerdo con lo especificado en el capítulo 109 de esta
NOM, deben contar con un área de retención que cumpla con los requisitos
siguientes:
a)
Las áreas de retención que sirven a tanques de GNL deben contar con una
capacidad volumétrica mínima, V, que incluya cualquier capacidad de retención
útil del área de drenaje y que considere el volumen desplazado por otros
tanques y equipos, hielo y nieve acumulada, entre otros.
b)
Los tanques que contienen otros líquidos peligrosos no deben ubicarse
dentro del área de retención de los tanques de GNL.
c)
En áreas de retención que dan servicio a un sólo tanque, V es igual al
volumen total del líquido en dicho tanque, suponiendo que éste se encuentra
lleno.
d)
En áreas de retención que dan servicio a más de un tanque y que cuenten
con medidas para evitar que las bajas temperaturas o la exposición al fuego,
resultantes de la fuga de cualquier tanque al que sirvan, provoquen una fuga
subsecuente de cualquier otro tanque servido, V es igual al volumen total del
líquido del tanque más grande al que dan servicio, suponiendo que éste se
encuentra lleno.
e)
En áreas de retención que dan servicio a más de un tanque y sin
considerar las medidas establecidas en el punto c) anterior, V es igual al volumen total del líquido en todos los
tanques a los que dan servicio, suponiendo que todos están llenos.
f)
La altura del dique o de la pared de contención y la distancia desde los
recipientes que operan a 100 kPa o menos deben determinarse de acuerdo con la
figura 107.2.7 siguiente:
FIGURA 107.2.7 Distancia del dique o pared de contención al recipiente
Notas:
1. La dimensión X debe ser igual o exceder la suma de la
dimensión Y más la carga equivalente
sobre el GNL debida a la presión que ejerce el vapor arriba del líquido.
Excepción: cuando la altura del dique o de la pared de retención sea igual o
mayor que el nivel máximo del líquido, X puede tener cualquier valor y se
considera como un tanque de contención doble.
2. La dimensión X es la distancia desde la pared
interior del contenedor primario hasta la cara más cercana del dique o pared de
contención.
3. La dimensión Y es la distancia desde el nivel máximo
del líquido en el contenedor primario hasta la parte superior del dique o la
pared de retención.
107.2.8 Si como resultado
del análisis de riesgos a que hace referencia el capítulo 106 de esta NOM, se
determina que deben excederse los parámetros aquí descritos, entonces el diseño
del área de retención, del sistema de drenaje y, en su caso, de los tanques de
almacenamiento y otros equipos, debe ser congruente con los riesgos
identificados mediante dicho análisis de riesgos.
107.3 Distancias de
exclusión por dispersión de nubes y por incendio de GNL derramado.
107.3.1 Los requisitos de
esta sección no son aplicables a áreas de retención que sirvan únicamente a
áreas de transferencia en el borde del agua donde los buques descargan el GNL
para las terminales de almacenamiento en el litoral o mar adentro.
107.3.2 Para minimizar la
posibilidad de que los efectos de un incendio, en su caso, se extiendan más
allá del límite de la terminal, se debe considerar lo siguiente:
a)
Implantar medidas para evitar que la radiación térmica debida a un
incendio, cuando las condiciones atmosféricas son: velocidad de viento 0
(cero), temperatura de 21°C y humedad relativa de 50%, exceda los límites
siguientes:
1. 5 kW/m2 al límite del predio durante el incendio de un derrame de GNL para las
condiciones establecidas en el inciso 107.3.5 de esta NOM.
2. 5 kW/m2 en el punto más cercano fuera del límite del predio que, al momento de
definir la ubicación de la misma, se usa para congregar en el exterior grupos
de 50 o más personas, o de una instalación industrial clasificada como
peligrosa, para un incendio de un área de retención que contiene un volumen, V, de GNL determinado de acuerdo con la
sección 107.2 de esta NOM.
3. 9 kW/m2 en el punto más cercano del edificio o estructura fuera del límite del
predio que, al momento de definir la ubicación de la misma, se usa para reuniones
de personas, escuelas, hospitales, cárceles o zonas residenciales, para un
incendio de un área de retención que contiene un volumen, V, de GNL determinado de acuerdo con la sección 107.2 de esta NOM.
4. 30 kW/m2 al límite del predio durante el incendio de un área de retención que
contiene un volumen, V, de GNL
determinado de acuerdo con el inciso 107.2 de esta NOM.
b)
Determinar las distancias mínimas para mitigar la radiación térmica
utilizando modelos numéricos que satisfagan los criterios siguientes:
1. Consideren la configuración
del embalse, la velocidad y dirección del viento, la humedad y la temperatura
atmosféricas.
2. Haber sido evaluados
mediante datos de pruebas experimentales apropiadas para la magnitud y las
condiciones del peligro por evaluar.
3. Consideren las medidas
tomadas para mitigar la radiación térmica y para mejorar la dispersión de
vapores o líquidos que resulten de las fugas de GNL.
c)
Cuando la proporción entre las dimensiones mayor y menor del área de
retención no exceda de 2, puede usarse la fórmula siguiente:
Donde:
d = distancia, en m, desde
el borde de retención del GNL
A = área de la superficie,
en m2, de retención del GNL
F = factor de correlación de
radiación térmica igual a:
3,0 para 5 kW/m2
2,0 para 9 kW/m2
0,8
para 30 kW/m2
107.3.3 La distancia entre
el borde del área de retención de un tanque de GNL y el límite del predio debe ser tal que, en caso de un derrame de GNL especificado en el inciso
107.3.5 de esta NOM, no se extienda más allá del límite establecido
considerando una concentración promedio de metano en aire, de 50% del Límite
Inferior de Inflamabilidad (LII).
a)
Los cálculos deben ser realizados con un modelo que considere lo
siguiente:
1. Los factores físicos que
afectan la dispersión del vapor del GNL, lo que incluye, entre otros aspectos,
dispersión debida a la gravedad, transferencia de energía térmica, humedad,
velocidad y dirección del viento, estabilidad atmosférica, flotabilidad y
configuración de la superficie.
2. Haber sido evaluado
mediante datos de pruebas experimentales adecuadas a la magnitud y condiciones
del riesgo por evaluar.
3. Las distancias críticas,
mismas que deben incluir cálculos basados en lo siguiente:
i. La combinación de la
velocidad del viento y la estabilidad atmosférica que posiblemente ocurran en
forma simultánea y originen la distancia de dispersión más larga predecible con
el viento a favor, que es excedida en menos de 10% del tiempo.
ii. La estabilidad atmosférica
de Pasquill-Gifford, categoría F, con una velocidad de viento de 2 m/s.
b)
Las distancias calculadas deben basarse en las características
fisicoquímicas del líquido y en la rapidez máxima de flujo del vapor, así como
la rapidez de generación de vapor más el flujo de líquido.
c)
En el cálculo de las distancias mínimas para la dispersión de mezclas
inflamables o para mitigar los riesgos del
vapor inflamable, se deben considerar los efectos de las medidas para
detener el vapor, por ejemplo, aislamiento
de la superficie del embalse, cortinas de agua, dilución del flujo de vapor,
entre otros métodos.
107.3.4 Deben tomarse
medidas para minimizar la posibilidad de que una mezcla inflamable de vapores
proveniente de un derrame de diseño especificado en el inciso 107.3.5 de esta NOM, alcance el límite de la terminal y dé lugar a una condición de
peligro. Las distancias de dispersión de mezclas inflamables de gases deben
calcularse utilizando modelos que consideren los mismos criterios establecidos
en los subincisos 107.3.3 a) a 107.3.3 c) de esta NOM.
.107.3.5 El derrame de diseño está especificado en la
tabla 7.3.5 siguiente:
Tabla 107.3.5 - Criterios
de diseño para derrames
|
Origen del derrame |
Criterios de diseño |
Duración del derrame de
diseño |
|
Tanques
llenos hasta el tope |
El flujo mayor de cualquier
tubería sencilla que podría bombearse al área de retención, considerando que
las bombas de extracción del líquido del tanque entregan su caudal a su
capacidad nominal máxima |
10
min |
|
Areas
de retención que sirven sólo a áreas de vaporización, proceso o transferencia
de GNL. |
El flujo desde cualquier
fuente de fuga accidental. |
10
min |
107.3.6 Las áreas de
retención del tanque de GNL deben ubicarse de modo que la radiación térmica
proveniente de un incendio sobre el área de retención no cause daños estructurales
importantes que pudieran limitar el movimiento del buque de GNL que está
descargando.
107.3.7 La distancia desde
el borde del área de retención hasta el límite del predio o el borde de una vía
navegable, en ningún caso debe ser menor a 15 m.
107.4 Espaciamiento de
los tanques de GNL
Se
deben cumplir las condiciones establecidas en esta sección a menos que se
pruebe mediante el análisis de riesgos del capítulo 106 de esta NOM, que son
aceptables condiciones diferentes.
107.4.1 Los recipientes con
capacidad igual o menor de 265 m3 no deben usarse para recibir GNL de buques de
GNL; son tanques de proceso autosoportados que contienen GNL u otros líquidos
inflamables o peligrosos, los cuales deben cumplir con el espaciamiento
establecido en la tabla 107.4.1.
Tabla
107.4.1 Distancias entre las áreas de retención y los edificios y límites de
propiedad
|
Capacidad de agua del tanque |
Distancias
mínimas entre el borde de retención o sistema de drenaje del tanque y las
edificaciones y los límites del predio |
Distancia
mínima entre los tanques de almacenamiento |
|
m3 |
m |
m |
|
<0,5 |
0 |
0 |
|
0,5 a 1,9 |
3 |
1 |
|
1,9 a 7,6 |
4,6 |
1,5 |
|
7,6 a 56,8 |
7,6 |
1,5 |
|
56,8 a 114 |
15 |
1,5 |
|
114 a 265 |
23 |
1,5 |
a) Debe proporcionarse un espacio de paso libre
de al menos 0,9 m para el acceso a todas las válvulas de aislamiento que sirven
a varios contenedores.
b) No deben ubicarse dentro de edificios
tanques de GNL de capacidad mayor a 0,5 m3.
107.4.2 Los tanques
de almacenamiento de GNL con capacidad mayor de 265 m3 deben cumplir con lo siguiente:
a)
Los tanques que tienen contenedor secundario deben estar separados entre
sí una distancia mínima de 0.5 el diámetro del contenedor secundario del tanque
de mayor capacidad.
b)
La separación entre tanques que no tienen contenedor secundario se debe
determinar mediante un estudio de riesgo.
c)
La separación del borde de retención o de drenaje de los tanques a otras
estructuras o al límite del predio debe ser 0.7 el diámetro del contenedor
exterior pero no menos de 30 m.
107.5 Espaciamiento
de los vaporizadores
Se
deben cumplir las condiciones establecidas en esta sección a menos que se
pruebe mediante el análisis de riesgos del capítulo 106 de esta NOM, que
condiciones diferentes son aceptables porque presentan características de
seguridad iguales o mejores que las especificadas en este capítulo. Véase el capítulo 110 de esta NOM para la
clasificación de vaporizadores.
107.5.1 Los
vaporizadores y sus fuentes de calor primarias deben localizarse al menos a 15
m de cualquier otra fuente de ignición, a menos que el fluido de transferencia
de calor secundario no sea inflamable.
a)
En instalaciones de varios vaporizadores, un vaporizador adyacente o
fuente de calor primaria no debe considerarse como una fuente de ignición.
b)
Los calentadores de proceso u otras unidades de equipo con flama no
deben considerarse como fuentes de ignición con respecto de la ubicación del
vaporizador si cuentan con un control que impida su operación mientras un
vaporizador está operando o mientras el sistema de tuberías que alimenta al
vaporizador está frío o está siendo enfriado.
107.5.2 Los
vaporizadores con fuente de calor integral deben ubicarse cuando menos a 30 m
del límite del predio y al menos a 15 m de:
a) Las áreas de retención de GNL o
líquido inflamable, las trayectorias de tales fluidos de cualquier fuente de
descarga accidental y su área de retención.
b) Tanques de almacenamiento de GNL, líquidos o
gases inflamables, equipos sin flama y conexiones de carga, descarga o de
transferencia que contengan este tipo de fluidos.
c) Edificios de control, oficinas, talleres y
otras estructuras que alberguen personal de la terminal.
Excepción: Los
vaporizadores utilizados en conjunto con los tanques de GNL que tienen una capacidad de 265 m3 o menor de acuerdo con la excepción del inciso 107.5.4 de esta NOM.
107.5.3 Las fuentes
de calor de los vaporizadores con fuente de calor remota deben cumplir con el
inciso 107.5.2 de esta NOM.
Excepción. Si el líquido de
transferencia térmica secundario no es inflamable, no debe aplicarse el
criterio de distancia mínima entre el límite de la terminal y el subinciso
107.5.2 c) de esta NOM.
107.5.4 Los
vaporizadores con fuente de calor remota, de ambiente y de proceso deben
ubicarse al menos a 30 m del límite del predio. Los vaporizadores calentados
remotamente y de ambiente pueden ubicarse dentro del área de retención.
Excepción: Los
vaporizadores que se utilizan en conjunto con tanques de GNL con capacidad de
265 m3 o menor deben ubicarse con
respecto al límite del predio de acuerdo con la tabla 107.4.1 de esta NOM, bajo
el supuesto que el vaporizador es un tanque con capacidad igual al tanque más
grande al que está conectado.
107.5.5 Debe
mantenerse una distancia mínima libre de al menos 1,5 m entre vaporizadores.
107.6 Espaciamiento
entre equipos
Se deben cumplir las
condiciones establecidas en esta sección a menos que se
pruebe mediante el análisis de riesgos a que hace referencia el capítulo 106 de
esta NOM, que son aceptables condiciones diferentes de diseño porque presentan características de seguridad iguales o mejores que las
especificadas en este capítulo.
107.6.1 Los equipos que
contienen GNL, refrigerantes, líquidos inflamables o gases inflamables deben
situarse al menos a 15 m de fuentes de ignición, del límite del predio, cuartos
de control, oficinas, talleres y otras estructuras que alberguen a personal de
la terminal de almacenamiento de GNL.
. 107.6.2 Los equipos que operan con flama u otras fuentes
de ignición deben ubicarse al menos a 15 m de cualquier área de retención o
sistema de drenaje del tanque de almacenamiento.
107.7 Espaciamiento
de la instalación de recepción
Se
deben cumplir las condiciones establecidas en esta sección a menos que se
pruebe, mediante el análisis de riesgos a que hace referencia el capítulo 106
de esta NOM, que son aceptables condiciones diferentes de diseño.
107.7.1 El muelle
utilizado para transferencia de GNL debe ubicarse de manera que cualquier parte
del buque que esté descargando GNL se encuentre al menos a 30 m de cualquier
puente que cruce la vía navegable. El cabezal de descarga debe situarse al
menos a 61 m de un puente de estas características.
107.7.2 Las conexiones
de recepción de GNL deben ubicarse al menos a 15 m de fuentes de ignición no
controladas, áreas de proceso, tanques de almacenamiento, edificios de control,
oficinas, talleres y otras estructuras que alberguen a personal de la terminal
de almacenamiento de GNL.
Excepción: Este requisito
no es aplicable para estructuras o equipo asociados de manera directa con la
operación de transferencia del GNL.
107.8 Edificios y
estructuras
Se
deben cumplir las condiciones establecidas en esta sección a menos que se
pruebe mediante el análisis de riesgos a que hace referencia el capítulo 106 de
esta NOM, que son aceptables condiciones diferentes de diseño.
107.8.1 Los edificios
o recintos estructurales en los que se manejen GNL y gases inflamables deben
ser de construcción ligera y no combustibles, sin muros de carga.
107.8.2 Si los cuartos
que contienen GNL y fluidos inflamables se ubican dentro de edificios o están
adyacentes a construcciones en las cuales no se manejen este tipo de fluidos
(por ejemplo, cuartos de control, talleres), las paredes comunes deben
limitarse a no más de dos, deben diseñarse para resistir una presión estática
de por lo menos 4,8 kPa, no deben tener puertas ni otras aberturas de
comunicación y deben tener un valor nominal de resistencia contra el fuego de
al menos 1 h.
107.8.3 Los edificios
o recintos estructurales en los cuales se manejen GNL y líquidos y gases
inflamables deben tener ventilación para minimizar la posibilidad de
acumulación peligrosa de gases o vapores inflamables, de acuerdo con lo
siguiente:
107.8.3.1 La ventilación
debe realizarse mediante:
a) Un sistema mecánico de operación continua.
b) Una combinación de sistema de ventilación
por gravedad y sistema de ventilación mecánica que no opere continuamente y que
se energice mediante detectores de gas en caso que se detecte gas combustible.
c) Un sistema mecánico de dos velocidades con
la velocidad alta energizada por medio de detectores de gas en caso de que se
detecte gas inflamable.
d) Un sistema por gravedad compuesto de una
combinación de aberturas de pared y ventiladores de techo. Si hay sótanos o
niveles debajo del piso, debe proveerse de un sistema de ventilación mecánico
complementario.
107.8.3.2 La capacidad
de ventilación debe ser por lo menos de 5 l/s de aire por m2 de área de piso.
107.8.3.3 Si existe la
posibilidad de que estén presentes vapores más pesados que el aire, una parte
de la ventilación debe ser del nivel más bajo expuesto a tales vapores.
107.8.4 Las
edificaciones o recintos estructurales no cubiertos por los incisos 107.8.1 a
107.8.3 de esta NOM, deben ubicarse o contar con otros medios para minimizar la
posibilidad de que entren gases o vapores inflamables.
107.9 Experiencia en
el diseño y fabricación de equipos y componentes
107.9.1 Los
diseñadores, fabricantes de equipo y constructores de instalaciones de GNL
deben contar con experiencia comprobable y reciente en el diseño, fabricación y
construcción de tanques de GNL, equipo de proceso, equipo criogénico, equipo de
almacenamiento y manejo de refrigerantes, instalaciones de recepción, equipo de
contención contra incendio y otros componentes de la instalación de
características equiparables a las de la terminal de almacenamiento de GNL
considerada. Dichos diseñadores, fabricantes y constructores deben cumplir con
los requisitos establecidos en esta NOM y, en lo no previsto por ésta, con las
Normas Aplicables.
107.9.2 Las pruebas
realizadas a los equipos y componentes en fábrica o en la terminal de
almacenamiento de GNL, así como las de aceptación de los mismos deben ser
estructuralmente adecuadas y cumplir con esta NOM y, en lo no previsto por
ésta, con las Normas Aplicables.
107.9.3 Los
diseñadores, fabricantes de equipo y constructores de instalaciones de GNL
deben incorporar las previsiones y características que resulten de los estudios
de suelo, sísmicos, oceanográficos y cualquier otro estudio realizado relativo
a la terminal de almacenamiento de GNL y su ubicación para determinar que el
sitio propuesto de la instalación es adecuado.
107.9.4 Los
diseñadores, fabricantes de equipo y constructores de instalaciones de GNL
deben contar con experiencia comprobable en el diseño, fabricación y
construcción de sistemas de tuberías y de . vaporización,
sistemas y equipo de protección contra incendio y otros componentes de la
instalación de características equiparables a las de la terminal de almacenamiento
de GNL considerada. Las pruebas de fabricación, construcción y aceptación de
dichos sistemas y equipos deben mostrar, fehacientemente, que las instalaciones
son estructuralmente adecuadas y cumplen con esta NOM y, en lo no previsto por
ésta, con las Normas Aplicables.
107.10 Protección del
suelo por el uso de equipo criogénico
Los tanques de GNL, cajas frías, soportes de tuberías y
tubos, así como otros aparatos de uso criogénico se deben diseñar y construir
de manera que se eviten daños a estas estructuras y al equipo por el
congelamiento o la escarcha depositada en el suelo. Alternativamente, se deben
proporcionar medios para evitar que se desarrollen esfuerzos mecánicos que
dañen el equipo referido.
107.11 Caída de hielo
y nieve
Deben tomarse medidas para
proteger al personal y al equipo de la caída del hielo y nieve que, en su caso,
se acumulen en estructuras elevadas.
107.12 Concreto
resistente al contacto con GNL
107.12.1 El concreto
que se utiliza en la construcción de tanques de GNL debe apegarse a las
especificaciones de la sección 109.9 de esta NOM.
107.12.2 Las
estructuras de concreto que están normal o periódicamente en contacto con el
GNL se deben diseñar para soportar la carga de diseño, cargas por efectos
ambientales específicos y efectos de temperatura previstos. Estas estructuras
deben incluir, entre otros aspectos, los cimientos para equipo criogénico. El
diseño, materiales y la construcción de las estructuras de concreto deben
cumplir con lo establecido en los incisos 109.9.2 y 109.9.3 de esta NOM.
107.12.3 Todas las
demás estructuras de concreto deben analizarse en relación con los efectos del
contacto potencial con el GNL. Si la falla de estas estructuras creara una
condición peligrosa o empeorara una condición de emergencia existente por la
exposición al GNL, la estructura debe protegerse térmicamente para minimizar
los efectos de la exposición mencionada.
107.12.4 El concreto
para usos incidentales no estructurales, tales como la protección de un declive
y la pavimentación del área de retención, deben apegarse a las Normas
Aplicables. Para el control de fisuras, el reforzamiento del concreto debe ser
de un mínimo de 0,5 % del área de la sección transversal del concreto.
107.12.5 El concreto
que no está expuesto constantemente al GNL y que ha sido sometido a una
exposición repentina de GNL, debe inspeccionarse y repararse, de así
requerirlo, a la brevedad posible después de que haya alcanzado la temperatura
ambiente.
108 Seguridad en la instalación de equipos
Se
deben cumplir las condiciones establecidas en este capítulo a menos que se
demuestre mediante el análisis de riesgos a que hace referencia el capítulo 106
de esta NOM, que son aceptables condiciones diferentes de diseño porque
presentan características de seguridad iguales o mejores a las especificadas en
este capítulo.
108.1 Clasificación
de áreas peligrosas. Todas las instalaciones de la terminal de almacenamiento
de GNL deben ser sujetas a un análisis de riesgo para delimitar áreas
peligrosas en las que sólo se puede usar equipo seleccionado de acuerdo con el
riesgo presente. Se debe preparar un mapa de clasificación de áreas de riesgo
de conformidad con las Normas Aplicables.
108.2 Los equipos que
contengan GNL, refrigerantes o gases inflamables, por ejemplo, bombas y
vaporizadores, entre otros, deben instalarse al aire libre para facilitar su
operación, el combate contra incendios y la dispersión de gases y líquidos
inflamables. Dichos equipos pueden también instalarse en estructuras cerradas
en donde el flujo de aire de ventilación sea de por lo menos 5 l/s por m2 de superficie de piso.
108.3 La colocación
de los equipos debe realizarse de acuerdo con el capítulo 107 de esta NOM.
108.4 Debe
instalarse un sistema para el manejo del vapor generado por ebullición y de
evaporación súbita, independiente de las válvulas de relevo de los
contenedores, para la evacuación segura de los vapores generados en los equipos
de proceso y en los tanques de GNL. El vapor generado por ebullición y por
evaporación súbita en los tanques, debe ser reciclado por licuefacción dentro
de un sistema cerrado o se deben enviar a un sistema para su utilización; sólo
en caso de emergencia podrán descargarse a la atmósfera mediante un proceso que
no ponga en riesgo al personal o estructuras vecinas. Los sistemas de
ventilación de vapor generado por ebullición y por evaporación súbita se deben
diseñar de manera que no puedan aspirar aire durante la operación normal.
108.5 En caso de ser
factible la ocurrencia de condiciones de vacío en cualquier tubería, tanques de
proceso, cajas frías u otros equipos, dichas instalaciones se deben diseñar
para soportar las condiciones de vacío o se tomarán medidas para evitar que se
forme un vacío en el equipo que podría crear una condición peligrosa. Si se
introduce gas para eliminar ese problema, dicho gas debe ser de determinada
composición o introducirse de modo que no cree una mezcla inflamable dentro del
sistema.
109 Tanques de
almacenamiento de GNL
109.1 En este
capítulo se establecen los requisitos básicos de diseño para los tanques de
almacenamiento de GNL con capacidad suficiente para recibir la carga completa
de un buque de GNL, que normalmente varía entre 100 000 m3 y 170 000 m3. La presión
en el interior de estos tanques varía de 100 y 130 kPa absolutos y debe ser
compatible con la presión de los tanques del buque de GNL para facilitar la
descarga del combustible.
109.1.1 Los tanques
de almacenamiento de GNL deben estar constituidos al menos por un contenedor
primario de pared doble con aislamiento criogénico entre ambas paredes y un
sistema de retención de derrames de GNL en caso de falla de dicho contenedor.
109.1.2 La pared
interior del contenedor primario debe estar diseñada para soportar las
propiedades fisicoquímicas y resistir la carga hidrostática del GNL. Así mismo,
debe contener el GNL almacenado durante la operación normal de la terminal de
almacenamiento de GNL. La pared externa sirve para apoyar y proteger el
aislamiento criogénico entre ambas paredes, sin embargo, no está diseñado para
soportar las propiedades fisicoquímicas del GNL.
a)
Puede ser autosoportado o de membrana
b)
No se permiten penetraciones en el contenedor primario abajo del nivel
máximo de diseño de GNL.
c)
Si es cilíndrico, su fondo plano debe estar apoyado sobre material
rígido aislante criogénico; en la parte superior debe tener una cubierta plana
de aislante criogénico suspendida del techo. El techo tiene forma de domo y es
una barrera de vapor de GNL.
109.1.3 El tanque es
de contención sencilla cuando no está rodeado por un contenedor secundario
capaz de retener un derrame de GNL en caso de falla del contenedor primario por
lo que requiere de un sistema de retención de derrames que cumpla con los
requisitos del capítulo 107 de esta NOM.
109.1.4 El tanque es
de contención doble cuando está rodeado por un contenedor secundario diseñado
para soportar las propiedades fisicoquímicas del GNL, incluso los esfuerzos
térmicos causados por un derrame súbito de GNL, debido a una falla del
contenedor primario y tiene capacidad para retener el volumen de GNL cuando el
contenedor primario está lleno, pero no puede controlar el vapor generado. El
contenedor secundario de los tanques de contención doble debe ser de concreto
pretensado.
109.1.5 El tanque es
de contención total cuando está rodeado por un contenedor secundario con techo
diseñado para contener el GNL y controlar la presión del vapor generado en su
interior en caso de falla del contenedor primario. El contenedor secundario de
los tanques de contención total debe ser de concreto pretensado. El techo debe
ser de concreto reforzado y estar apoyado en el contenedor secundario.
109.1.6 Los tanques
de contención doble y de contención total no requieren de un sistema de
retención de derrames de GNL adicional al contenedor secundario.
109.1.7 Para los
tanques de contención doble, los cálculos de las zonas de exclusión por
radiación térmica y dispersión de vapor de acuerdo con la sección 107.3 de esta
NOM, deben considerar la falla del techo exterior del tanque y se usa el área
del mismo como área de retención.
109.1.8 Para los
tanques de contención total, los cálculos de las zonas de exclusión por
radiación térmica y dispersión de vapor de acuerdo con la sección 107.3 de esta
NOM, deben estar basados en el gas liberado por las válvulas de relevo locales.
109.1.9 El contenedor
secundario debe resistir las sobrepresiones instantáneas debidas a las
explosiones previstas por el análisis de riesgo. Asimismo, debe resistir el
impacto de un proyectil de masa y velocidad no menores de 50 kg y 45 m/s,
respectivamente, de conformidad con las Normas Aplicables.
109.1.10 Se deben
inspeccionar los tanques de almacenamiento antes de entrar en operación para
asegurar que cumplen con los requisitos de diseño, materiales, fabricación, ensamble
y pruebas preoperativas o de otra índole, establecidas en la IBDP e IPC.
109.2 Bases de
diseño. Se debe especificar: (1) la presión máxima admisible de trabajo, que
incluya un margen por arriba de la presión normal de operación, y (2) el máximo
vacío admisible.
109.2.1 Aquellas
partes de los tanques de almacenamiento que normalmente están en contacto con
el GNL o con el vapor frío de éste, deben ser compatibles con las propiedades
fisicoquímicas del GNL para operar a una temperatura no mayor de –168°C (menos
ciento sesenta y ocho grados Celsius).
109.2.2 Toda la
tubería que forme parte de un tanque de GNL debe cumplir con lo dispuesto en el
capítulo 111 de esta NOM. La tubería del tanque de GNL incluye aquélla en el
interior del contenedor primario, la que está dentro de los espacios de
aislamiento, dentro de los espacios vacíos y la tubería externa fija o
conectada al tanque hasta la primera unión circunferencial de la tubería. Los
sistemas de tubería para purga con gas inerte que estén totalmente dentro de
los espacios de aislamiento están exentos de esta disposición.
109.2.3 Los
contenedores de GNL deben ser diseñados para facilitar el llenado por la parte
superior e inferior del tanque como un medio para prevenir la estratificación
del GNL. Adicionalmente, deben tener un sistema para detectar continuamente la
presencia de estratificación de GNL que active una alarma en la estación de
control para advertir sobre la presencia de las condiciones de estratificación,
a menos que se cuente con medios eficientes para prevenir la estratificación
del líquido. No se permiten penetraciones en el contenedor primario abajo del
nivel máximo de diseño del GNL.
109.2.4 Las zonas de la
superficie externa de un contenedor de GNL que en forma accidental pueden ser sometidas
a temperaturas bajas causadas por el GNL o vapores fríos provenientes de fugas
de bridas, válvulas, sellos u otras conexiones no soldadas, deben tener
características adecuadas para esas temperaturas o estar protegidas contra los
efectos que resulten de esa exposición.
109.2.5 Cuando haya
dos o más tanques ubicados dentro de un área de retención común, sus cimientos
deben diseñarse para resistir el contacto con el GNL. Dichos cimientos se deben
proteger contra el contacto que resulte de una acumulación de GNL que pueda
poner en peligro su integridad estructural.
109.2.6 Se debe
considerar que la densidad del GNL sea la masa real por unidad de volumen a la
temperatura mínima de almacenamiento, pero en ningún caso debe considerarse una
densidad menor que 470 kg/m3.
109.2.7 Se debe
disponer de los medios adecuados para poner fuera de servicio al contenedor de
GNL, en caso de así requerirse.
109.3 Diseño sísmico
109.3.1 Se deben
considerar cargas sísmicas en el diseño de los tanques de GNL y de su sistema
de retención, para lo cual el permisionario debe realizar un análisis sísmico
del sitio cuyo objeto sea determinar las características de los movimientos
sísmicos del suelo y los espectros de respuesta asociados, sin perjuicio de
cumplir con lo establecido por las Normas Aplicables, en su caso. En dicho
estudio se deben evaluar los rubros siguientes:
1. Sismicidad y geología
regionales
2. Frecuencias esperadas de
recurrencia de los sismos
3. Magnitudes máximas de los
eventos sobre las fallas conocidas y las zonas de origen
4. Localización del sitio con
respecto de dichas fallas
5. Efectos de fuentes sísmicas
posteriores, en su caso
6. Condiciones del suelo.
a) Con base en la investigación del inciso
anterior, se debe determinar el movimiento de suelo considerado como el Sismo
Máximo Probable (SMP), que será el movimiento que tenga una probabilidad de 2%
de excedencia en un periodo de 50 años (intervalo promedio de recurrencia de 2
475 años), sujeto a la excepción descrita en el subinciso 109.3.1 b)
1. Se deben construir
espectros, usando la respuesta de aceleración vertical y horizontal al
movimiento del suelo en un sismo SMP, que cubran todo el intervalo de factores
de amortiguamiento y los periodos naturales de vibración, incluyendo el factor
de amortiguamiento y el periodo del primer modo de vibración del oleaje del GNL
contenido en el tanque.
2. La aceleración en la
respuesta espectral de un sismo SMP para cualquier periodo, T, se tomará del espectro de diseño
seleccionado con el amortiguamiento que mejor represente la estructura que se
esté investigando.
3. Las ordenadas del espectro
de respuesta vertical no deben ser menores de 2/3 de las correspondientes al
espectro horizontal.
b) Cuando las ordenadas de respuesta espectral
probabilística para un espectro de respuesta amortiguada de 5%, con 2% de
probabilidad de excedencia en un periodo de 50 años, en periodos de 0,2
segundos o de 1 segundo, excedan las ordenadas correspondientes del límite
determinista mencionado en el subinciso 109.3.1 d) de esta NOM, se debe
considerar que el movimiento del suelo de un sismo SMP es el menor de los
siguientes:
1. Movimiento del
suelo probabilístico de un sismo SMP, definido en el inciso 109.3.1 a) de esta
NOM.
2. Movimiento del
suelo determinista del subinciso 109.3.1 c) de esta NOM, pero no será menor que
el límite determinista de movimiento del suelo mencionado en el subinciso
109.3.1 d) de esta NOM.
c)
Se debe calcular el espectro determinista de respuesta del movimiento
del suelo en un sismo SMP al 50 % de la aceleración de respuesta espectral
mediana, 5% amortiguada, en todos los periodos, que resulte de un sismo
característico en una falla activa conocida dentro de la región que se esté
investigando.
d) Se tomará el límite determinista del
movimiento del suelo en un sismo SMP como el espectro de respuesta determinado
de acuerdo con las Normas Aplicables aplicando un factor de importancia I de
1.0, con el valor Ss (aceleración de respuesta espectral de sismo SMP
registrada en periodos cortos) como 1.5 g, y el valor de S1 (aceleración de
respuesta espectral de sismo SMP registrada a 1 segundo), como 0,6 g, para la
clase de sitio más representativa de las condiciones del lugar donde estará
ubicada la terminal de almacenamiento de GNL.
109.3.2 El tanque de
GNL y el sistema de retención deben ser diseñados para dos niveles de actividad
sísmica: el Sismo de Operación Base (SOB) y el Sismo de Paro Seguro (SPS) que
se definen como sigue:
a)
El sismo SOB debe representar el espectro de respuesta al movimiento del
terreno en el que la aceleración espectral en cualquier periodo debe ser igual
a 2/3 de la aceleración espectral del movimiento del terreno en un sismo SMP,
según se definió en el inciso 109.3.1 a) de esta NOM. El movimiento de terreno
en un sismo SOB no necesita exceder el movimiento representado por un espectro
de respuesta con aceleración amortiguada 5% y que tenga una probabilidad de
excedencia de 10% dentro de un periodo de 50 años.
b)
El movimiento de terreno bajo un sismo SPS está representado por un
espectro de respuesta con aceleración amortiguada 5% y 1% de probabilidad de
excedencia dentro de un periodo de 50 años (intervalo medio de recurrencia de
4975 años). Sin embargo, la aceleración del espectro de respuesta de un sismo
SPS no debe exceder el doble de las aceleraciones espectrales del sismo SOB
correspondiente.
109.3.3 Se deben usar
los dos niveles de movimiento del suelo, definidos en el subinciso 109.3.2 de
esta NOM para diseñar, de tal forma que sean resistentes a dichos sismos, las
estructuras y sistemas siguientes:
a)
El tanque de GNL con su sistema de retención.
b)
Los componentes del sistema necesarios para aislar al tanque de GNL y
mantenerlo en un estado de paro seguro.
c)
Las estructuras o sistemas, incluyendo los sistemas contra incendio,
cuya falla pudiera afectar la integridad de los sistemas indicados en los
subincisos 109.3.3 a) y b) anteriores.
109.3.4 Las
estructuras y los sistemas mencionados en los subincisos 109.3.3 a), b) y c)
anteriores se deben diseñar para que permanezcan operables durante y después de
un sismo SOB. El diseño debe prever que no haya pérdida en la capacidad de
almacenamiento del contenedor primario, y debe ser posible aislar y mantener al
tanque de GNL durante y después del sismo SPS.
109.3.5 El sistema de
retención debe diseñarse, como mínimo, para resistir un sismo SPS estando
vacío, y un sismo SOB cuando contenga el volumen V especificado en el inciso 107.2.1 de esta NOM. . Después de un sismo SOB o un sismo SPS no debe haber pérdida de
capacidad de almacenamiento de los tanques.
109.3.6 Un tanque de
GNL debe diseñarse para un sismo SOB y se debe hacer un análisis para comprobar
el límite de esfuerzos para el sismo SPS, para asegurar que cumple con lo
dispuesto por el inciso 109.3.4 de esta NOM. Los análisis de sismo SOB y de
sismo SPS deben incluir el efecto de la presión del líquido sobre la
estabilidad al pandeo. Los esfuerzos para el sismo SOB deben apegarse a las
Normas Aplicables. Los esfuerzos para el sismo SPS deben tener los límites
siguientes:
a)
En contenedores metálicos, se permite que los esfuerzos lleguen a la
Resistencia a la Cedencia Mínima Especificada (RCME) para las condiciones de
tensión y al pandeo crítico para la condición de compresión.
b)
En contenedores de concreto pretensado, los esfuerzos circunferenciales
axiales debidos a cargas no consideradas no deben exceder el módulo de ruptura,
en condiciones de tensión, y el 60% de la resistencia a la compresión
especificada de 28 días, para condición de compresión. Los esfuerzos en fibra
extrema debidos a fuerzas axiales y circunferenciales flexionantes combinadas,
debidos a cargas no consideradas, no deben exceder el módulo de ruptura para
condiciones de tensión, y el 69% de la resistencia a la compresión especificada
de 28 días, para la condición de compresión. Los esfuerzos circunferenciales de
tensión no deben exceder el esfuerzo de fluencia en refuerzo no pretensado, y
el 94% del esfuerzo de fluencia en refuerzo pretensado suponiendo una sección
agrietada.
c)
Después de un evento sísmico SPS, se debe vaciar el tanque de GNL e
inspeccionarse antes de reanudar las operaciones de llenado del tanque.
109.3.7 El diseño del
tanque de GNL y sus componentes asociados debe incorporar un análisis dinámico
de los esfuerzos que incluya los efectos de contención y de oleaje del líquido
contenido. Se debe incluir la flexibilidad del tanque, con la deformación por
cortante, en la determinación de la respuesta del tanque. Para un tanque no
soportado en un estrato de roca, se debe incluir la interacción de la
estructura y el suelo. Cuando el tanque esté soportado en pilotes, en el
análisis se debe tener en cuenta la flexibilidad del sistema de pilotes.
109.3.8 Los tanques de
acero diseñados y construidos en fábrica de acuerdo con las Normas Aplicables,
así como su sistema de soporte se deben diseñar para soportar las fuerzas
dinámicas asociadas con las aceleraciones horizontal y vertical, como sigue:
Fuerza horizontal:
F
= Zc X W
en donde:
Zc = coeficiente
sísmico, igual a 0.60 SDS.
SDS = aceleración espectral
máxima de diseño determinada de acuerdo con las Normas Aplicables aplicando un
factor de importancia I de 1.0, para la clase de sitio más representativa de
las condiciones del sitio donde esté ubicada la instalación de GNL.
W = el peso total del
tanque y de su contenido.
Fuerza vertical de diseño:
P = (2/3) X Zc X W
Se debe usar este método de
diseño sólo cuando el periodo natural T
de vibración del tanque construido en fábrica y su sistema de soporte sea menor
de 0.06 segundos. Para periodos de vibración mayores de 0.06 segundos, se debe
seguir el método de diseño descrito en los incisos 109.3.1 a 109.3.6 de esta
NOM.
109.3.9 El tanque y
sus soportes se deben diseñar para resistir las fuerzas sísmicas resultantes en
combinación con las cargas de operación, usando los esfuerzos admisibles de
acuerdo con las Normas Aplicables aplicados para el diseño del contenedor y de
sus soportes.
109.3.10 En el sitio de
ubicación de la terminal se debe contar con instrumentación capaz de medir el
movimiento del suelo al cual estén sometidos los tanques.
109.4 Cargas de
viento y nieve
Los tanques de
almacenamiento de GNL deben estar diseñados para resistir sin pérdida de su
integridad estructural y funcional, las cargas de viento y nieve determinadas
de acuerdo con las Normas Aplicables, entre las cuales se debe incluir al menos
las siguientes:
109.4.1 El efecto
directo de las fuerzas del viento.
109.4.2 La diferencia
de presión entre el interior y el exterior de una estructura de confinamiento de
GNL.
109.4.3 El impacto y
penetración de proyectiles impulsados por el viento.
109.4.4 Las fuerzas
del viento para el sitio específico de una terminal de almacenamiento de GNL
deben estar basadas en lo siguiente:
a)
Para los tanques metálicos hechos en fábrica con capacidad hasta 265 m3, las cargas de viento se calculan de acuerdo con las Normas Aplicables.
b)
Para tanques de mayor capacidad y otras estructuras se deben asumir las
condiciones siguientes:
1. Un viento con una velocidad
sostenida no menor de 240 km/h a menos que el permisionario justifique que se
puede utilizar una velocidad menor.
2. Cuando existan datos
adecuados del viento y se cuente con una metodología probabilística confiable,
se debe usar la combinación de duración y velocidad del viento más desfavorable
por su efecto sobre la estructura, teniendo una probabilidad de excedencia
menor o igual que 0.5% en un periodo de 50 años.
109.5 Aislamiento
del contenedor primario
109.5.1 El espacio
entre las paredes interior y exterior del contenedor primario debe tener
aislamiento incombustible compatible con las propiedades fisicoquímicas del GNL y el gas natural y que cumpla con los
requisitos siguientes:
a)
La superficie exterior y las superficies que podrían quedar expuestas al
ser penetrado el material en cualquier plano, deben tener una calificación de
difusión de flama no mayor de 25 de conformidad con las Normas Aplicables, ni
deben mantener una combustión en el aire.
b)
Contener una barrera de vapor o ser barrera de vapor en forma inherente;
no debe contener agua.
c)
El aislamiento del fondo que soporte la carga, se debe diseñar e
instalar de tal manera que su agrietamiento debido a esfuerzos térmicos y
mecánicos no ponga en riesgo la integridad del tanque.
d)
Cuando la pared interior sea tipo membrana, el aislamiento debe tener la
resistencia mecánica suficiente para transmitirle el apoyo de la pared exterior
secundario al contenedor primario.
e)
Las propiedades de combustión del material no deben cambiar en forma
sustancial como resultado de una exposición prolongada al GNL o al gas natural
a la presión y temperatura de servicio previstas.
f)
El material aislante una vez instalado, puede ser purgado de gas
natural. La cantidad de gas natural que quede después del purgado debe ser
insignificante y no debe aumentar la combustibilidad del material.
g)
No debe causarle deterioro importante a su conductividad térmica, por
causas tales como fusión o asentamiento en caso de presentar un incendio
externo a la pared exterior.
h)
Resistir la desintegración ocasionada por los chorros de agua contra
incendio. Se puede usar una cubierta externa de acero o de concreto para
retener el aislamiento suelto.
109.6 Volumen de
llenado. Los tanques diseñados para trabajar a presiones mayores de 103,4 kPa
deben tener uno o varios dispositivos que eviten que el tanque se llene
totalmente de líquido o que cubra con líquido la entrada a los dispositivos de
alivio cuando la presión en el tanque alcance la presión preestablecida en los
dispositivos de relevo bajo todas las condiciones de operación.
109.7 Cimientos. Los
tanques de GNL se deben instalar sobre cimientos diseñados y construidos de
acuerdo con las prácticas reconocidas de la ingeniería estructural. Antes de
iniciar el diseño y la construcción del cimiento, se debe hacer un estudio de
mecánica de suelos para determinar las propiedades estratigráficas y físicas de
los suelos subyacentes al sitio.
109.7.1 El fondo del
tanque externo debe estar sobre el nivel freático, o bien protegerse del contacto
del agua freática en cualquier momento. El material del fondo externo del
tanque, en contacto con el suelo, debe tener las características siguientes:
a) Seleccionarse para minimizar la corrosión
b) Estar recubierto o protegido para minimizar
la corrosión
c) Contar con un sistema de protección catódica
109.7.2 Cuando un
tanque externo esté en contacto con el suelo, se debe instalar un sistema de
calentamiento que evite que la isoterma de 0°C alcance al suelo. El sistema de
calentamiento se debe diseñar para permitir la verificación, al menos una vez
por semana, del funcionamiento y de la eficiencia de dicho sistema. Se debe dar
atención especial y tratar por separado al sistema de calefacción en zonas
donde haya una discontinuidad en los cimientos, por ejemplo, para tuberías en
el fondo del tanque. El sistema de calefacción se debe instalar de manera que
se pueda reemplazar cualquier elemento de calefacción o sensor de control de
temperatura. Se deben incorporar medios de protección para los efectos adversos
de la acumulación de humedad que puedan causar corrosión galvánica u otras
formas de deterioro dentro del conducto o del elemento calefactor.
109.7.3 Cuando los
cimientos se diseñen de manera tal que proporcionen circulación de aire, en vez
del sistema de calefacción, el fondo del tanque externo debe ser de un material
compatible con las temperaturas a las que pueda estar sometido.
109.7.4 Se debe
instalar un sistema de monitoreo de la temperatura en el fondo del tanque, con
capacidad para medir la temperatura en puntos predeterminados sobre toda el
área superficial, con el objeto de verificar la eficiencia del aislamiento del
fondo y, en su caso, del sistema de calentamiento de los cimientos del tanque.
Este sistema se usará para efectuar un estudio de temperaturas del fondo del
tanque a los seis meses de que éste haya sido puesto en servicio, y después
cada año, posterior a un SOB y después de que haya indicios de un área
anormalmente fría.
109.7.5 Se debe
revisar en forma periódica el asentamiento de los cimientos del tanque de GNL
durante la vida de la instalación, incluyendo durante su construcción, prueba
hidrostática, puesta en servicio y operación. Todo asentamiento mayor que el
previsto en el diseño de los cimientos se debe investigar con el objeto de
tomar las acciones correctivas necesarias.
109.8 Tanques
metálicos
109.8.1 Los tanques
metálicos deben tener pared doble, con el contenedor interno para contener el
GNL rodeado por aislamiento contenido en el contenedor externo; adicionalmente,
los tanques metálicos deben cumplir con las Normas Aplicables.
109.8.2 Tanques
diseñados para operar a 103,4 kPa o menos. Los contenedores soldados, diseñados
para una presión no mayor de 103,4 kPa deben apegarse a las Normas Aplicables.
Se requiere inspección radiográfica de 100% de la longitud de todas las
soldaduras a tope, horizontales y verticales, relacionadas con la pared del
contenedor.
109.8.3 Tanques
diseñados para operar a más de 103,4 kPa.
a) El contenedor
interno debe ser de construcción soldada y apegarse a las Normas Aplicables.
1. En caso de
aislamiento por vacío, la presión de diseño debe ser la suma de la presión de
trabajo requerida, más 101 kPa para tener en cuenta el vacío, más la carga
hidrostática del GNL.
2. En caso de un
aislamiento que no esté al vacío, la presión de diseño debe ser la suma de la
presión de trabajo requerida más la altura hidrostática del GNL.
3. El contenedor
interno se debe diseñar para la combinación más crítica de cargas que resulte
de la presión interna y de la altura del líquido, la presión estática del
aislamiento, la presión del aislamiento al dilatarse el contenedor después de
un periodo en servicio, la presión de purga, la de operación del espacio entre
los contenedores interno y externo y la relativa a las cargas sísmicas.
b) El contenedor externo debe
ser de construcción soldada y se permite utilizar cualquier acero al carbono
cuyas propiedades fisicoquímicas permitan utilizarlo a temperatura igual o
mayor que la temperatura mínima admisible de operación, de conformidad con las
Normas Aplicables, exceptuando aquellos materiales que tengan un punto de
fusión inferior a 1093°C, cuando el contenedor esté enterrado o se encuentre
arriba del nivel del suelo.
1. Cuando se use aislamiento
por vacío, el contenedor externo debe diseñarse de conformidad con las Normas
Aplicables, usando una presión externa no menor de 103,4 kPa. Las tapas y los
contenedores externos esféricos, formados por segmentos o gajos unidos mediante
soldadura, se deben diseñar apegándose a las Normas Aplicables usando una
presión externa de 103,4 kPa.
2. La Máxima Presión de
Operación Permisible (MPOP) se debe especificar para todos los componentes.
3. El contenedor externo debe
tener un dispositivo de relevo que desfogue la presión interna. El área de
descarga del mismo debe ser cuando menos 0,0034 cm2/kg de capacidad de agua del contenedor interno, pero dicha área no debe
ser mayor de 2000 cm2. El dispositivo debe funcionar a una presión no mayor que la menor de
las siguientes: la presión interna de diseño del contenedor externo, la presión
externa de diseño del contenedor interno o 172 kPa.
4. Se deben instalar barreras
térmicas para prevenir que la temperatura del contenedor externo alcance un
valor menor que la temperatura de diseño.
5. Se deben instalar barreras
o revestimientos adecuados en la parte externa del contenedor externo para
evitar la penetración de agua o humedad en el espacio de aislamiento entre los
contenedores.
c) Contenedores internos de
membrana. Son contenedores internos no autosoportados constituidos por . membranas deformables de metal compatible con las propiedades
fisicoquímicas del GNL. En acero inoxidable el espesor típico es de 1.2 mm a 2
mm y su función es contener el GNL deformándose de acuerdo con los cambios de
temperatura del mismo.
1. Los contenedores internos
de membrana deben estar rodeados por material aislante criogénico rígido con
resistencia suficiente para transmitir las cargas estáticas y dinámicas
causadas por la contención del GNL al contenedor externo que es el elemento de
apoyo y que también soporta al techo del tanque.
2. El sistema compuesto por el
contenedor primario de membrana, el aislamiento y contenedor externo,
constituye un tanque integrado, y si el contenedor externo y el techo del
tanque son de concreto pretensado y tienen capacidad para retener y controlar
el GNL y el vapor ocasionado por una fuga del contenedor interno, se considera
equivalente a un tanque de contención total. El contenedor exterior puede estar
arriba del suelo, semienterrado o
enterrado.
d)
Los soportes y sus cimientos se deben diseñar de acuerdo con las Normas
Aplicables. Se debe tener en cuenta las cargas relativas al transporte, la
construcción del tanque, así como las cargas inducidas por las condiciones
ambientales tales como las sísmicas, eólicas y térmicas.
1. Los cimientos y los
soportes se deben diseñar y proteger para tener una calificación de resistencia
al fuego no menor de 2 h. Si se usa aislamiento para satisfacer este requisito,
éste debe ser resistente a la desintegración ocasionada por los chorros de agua
contra incendio.
2. Se deben minimizar las
concentraciones de esfuerzos sobre materiales ocasionadas por el sistema de
soporte usando dispositivos tales como planchas y anillos de carga. Se debe
tener en cuenta la dilatación y la contracción del contenedor interno y se debe
diseñar el sistema de soporte de tal forma que los esfuerzos resultantes
impartidos a los contenedores interno y externo se mantengan dentro de los
límites admisibles.
e) La tubería interna entre los contenedores
interno y externo dentro del espacio del aislamiento, se debe diseñar para la
Máxima Presión de Operación Permisible (MPOP) del contenedor interno, teniendo
en cuenta los esfuerzos térmicos. No se permiten fuelles dentro del espacio del
aislamiento. La tubería debe ser de materiales adecuados para operar a -168°C
(menos ciento sesenta y ocho grados Celsius). Ninguna tubería que conduzca GNL,
externa al contenedor externo, debe ser de aluminio, cobre o aleación de cobre,
a menos que esté protegida contra exposición al fuego durante 2 h. Pueden
utilizarse juntas de transición.
f) El contenedor interno se debe fijar en forma
concéntrica al contenedor externo, mediante un sistema de soportes que sea
capaz de resistir la carga máxima de las descritas en los puntos siguientes:
1. Las cargas ocasionadas por el embarque y transporte del contenedor. Los
soportes se deben diseñar aplicando el valor máximo de aceleración previsto
expresado como número G (en función de la aceleración de la gravedad g),
multiplicada por la masa vacía del contenedor interno.
2. Las cargas debidas a la operación. Los soportes se deben diseñar para la
masa total del contenedor interno, más las cargas máximas adicionales.
Asimismo, se deben incluir los factores sísmicos adecuados que resulten del
estudio sísmico correspondiente. La masa del líquido contenido se debe basar en
la densidad máxima del GNL especificado, dentro del intervalo de las
temperaturas de operación, pero la densidad mínima debe ser 470 kg/m3.
3. El esfuerzo de diseño
máximo admisible en los elementos de soporte debe ser el menor de 1/3 de la
resistencia mínima especificada a la tensión, o 5/8 de la Resistencia a la
Cedencia Mínima Especificada (RCME) a temperatura ambiente. Para los elementos
roscados se debe usar el área mínima en la raíz de la rosca para calcular los
esfuerzos.
109.9 Contenedores
de concreto
109.9.1 Este inciso se
debe aplicar al diseño y construcción de contenedores de concreto pretensado
para cualquier presión de operación, tenga aislamiento externo o interno, y
para contenedores protectores de concreto pretensado que rodeen cualquier tipo
de contenedor.
109.9.2 Estructura del
contenedor.
a) Los materiales de los
contenedores de concreto se deben apegar a los incisos 109.9.3 a) a 109.9.3 f)
de esta NOM.
b)
Los esfuerzos admisibles considerados bajo condiciones normales de
diseño se deben basar en los valores mínimos especificados de resistencia a
temperatura ambiente.
c)
Los esfuerzos de tensión (sin tener en cuenta los efectos directos de
temperatura y de contracción) en las varillas de refuerzo de acero al carbono,
cuando se sometan a las temperaturas del GNL bajo las condiciones de diseño, se
deben limitar a los esfuerzos admisibles mencionados en la tabla 109.9.2 c) de esta NOM.
Tabla 109.9.2
c) Esfuerzo admisible en las varillas de refuerzo
|
Descripción
y ASTM
A 615 |
Esfuerzos
máximos admisibles |
|
|
MPa |
|
No. 4 y menores Nos. 5, 6 y 7 No. 8 y mayores |
82,7 68,9 55,2 |
d)
El alambre o los cables de acero, indicados en el subinciso 109.9.3 d)
de esta NOM y usados como refuerzo no pretensado, se deben diseñar con un
esfuerzo máximo admisible como sigue:
1. Aplicaciones
de control de agrietamiento: 207 MPa.
2. Otras
aplicaciones: 552 MPa
109.9.3 Materiales sometidos a la temperatura del GNL
a)
El concreto debe cumplir con lo establecido en las Normas Aplicables. Se
deben realizar mediciones de la resistencia a la compresión y del coeficiente
de contracción para el concreto a la temperatura baja de diseño, a menos que se
disponga de datos de mediciones anteriores de estas propiedades.
b)
El agregado debe cumplir con lo especificado en las Normas Aplicables.
El agregado debe tener una constitución densa, y química y físicamente adecuado
para obtener un concreto de alta resistencia y duración.
c)
El mortero neumático debe apegarse a las Normas Aplicables.
d)
Los elementos de resistencia alta a la tensión, en el concreto
pretensado, deben apegarse a las Normas Aplicables.
e)
Se puede usar todo material aceptable para el funcionamiento a la
temperatura del GNL o todo material que se demuestre aceptable, con una prueba,
para el servicio criogénico con GNL. Los materiales utilizados para anclajes
permanentes de elementos extremos deben mantener sus propiedades estructurales
a las temperaturas del GNL.
f)
El acero de refuerzo para el concreto debe apegarse a las Normas
Aplicables.
. g) Las barreras metálicas no estructurales
incorporadas en el concreto pretensado en contacto directo con el GNL durante
las operaciones normales, deben ser de un metal aceptable para “componentes
primarios” o para “componentes secundarios” si la sección compuesta está
pretensada de tal modo que no se desarrollen esfuerzos de tensión considerables
bajo cualquier condición de cargas de diseño.
h)
Las barreras metálicas no estructurales incorporadas en el concreto
pretensado, que sirvan principalmente como barreras de humedad para tanques
aislados internamente, deben ser de un metal admisible como “componente
primario” o como “componente secundario” si la sección compuesta está
pretensada de tal modo que no se desarrollen esfuerzos apreciables de tensión
bajo cualquier condición de cargas de diseño.
i)
Protección del fondo del espacio entre contenedores. Cuando el contenedor
secundario es de concreto, para prevenir los efectos de un derrame de GNL en el
espacio entre contenedores, se debe instalar una protección de acero criogénico
que proteja el fondo, los ángulos inferiores con una altura mínima de 5 m de la
pared lateral interior del contenedor secundario; el espacio entre contenedores
se debe llenar con aislamiento rígido.
109.9.4 Construcción,
inspección y pruebas.
a)
Los contenedores de concreto para contener el GNL se deben construir,
inspeccionar y probar de acuerdo con las Normas Aplicables.
b)
Los componentes metálicos se deben construir y probar de acuerdo con las
Normas Aplicables.
c)
Los demás materiales que se usen en la construcción de contenedores de
concreto para GNL se deben calificar antes de usarlos, de acuerdo con las
Normas Aplicables.
109.10 Identificación
de los contenedores de GNL
109.10.1 Se debe
identificar cada uno de los contenedores mediante una placa de datos hecha de
material anticorrosivo, ubicada en un lugar accesible y que contenga la
información siguiente:
a) Nombre del fabricante y fecha de
fabricación.
b) Capacidad líquida nominal en metros cúbicos.
c) Presión de diseño para gas metano en la
parte superior del contenedor.
d) Densidad máxima permitida del líquido que se
almacenará.
e) Nivel máximo de llenado con el líquido que
se almacenará.
f) Nivel máximo de llenado con agua para prueba
hidrostática, en su caso.
g) Temperatura mínima en grados Celsius para la
cual se diseñó el contenedor.
109.10.2 Los
contenedores deben tener todas las penetraciones marcadas con la descripción de
la función de la penetración. Las marcas deben permanecer visibles aun en caso
de que se presente escarcha.
109.11 Pruebas de
tanques de GNL.
109.11.1 Se deben
realizar pruebas de hermeticidad de conformidad con las Normas Aplicables a fin
de comprobar que los contenedores no presentan fugas. Deben repararse todas las
fugas identificadas en los contenedores y volver a realizar la prueba de
hermeticidad hasta que se asegure que los contenedores no presentan fugas.
109.11.2 Los
contenedores diseñados para una operación a presión absoluta máxima de 103,4
kPa se deben probar de acuerdo con las Normas Aplicables.
109.11.3 Los tanques
diseñados para presión absoluta superior a 103,4 kPa fabricados en planta,
deben cumplir con los requisitos siguientes:
a)
El contenedor interior y el contenedor exterior deben pasar una prueba
de hermeticidad de acuerdo con las Normas Aplicables.
b)
Los tanques deben ser embarcados con una presión interior mínima de 69 kPa
con gas inerte.
c)
Los contenedores y el sistema de tubería asociado deben pasar una prueba
de hermeticidad antes de llenar el tanque con GNL.
109.11.4 Después de que
hayan concluido las pruebas de aceptación, no se debe realizar ningún trabajo
de soldadura en campo en los tanques de GNL. Se tendrá que volver a realizar
una prueba de acuerdo con las Normas Aplicables después de que se realice
alguna reparación o modificación cuando dicha reparación o modificación altere
el equipo o instalaciones verificados y requiera una prueba nueva para
verificar el elemento afectado y demostrar que la modificación o reparación ha
sido adecuada, excepto en los casos siguientes:
Excepción No. 1: Se permite
realizar trabajos de soldadura en campo en las placas de apoyo para la
estructura de soporte.
Excepción No. 2: Se permite
realizar un trabajo de soldadura en campo siempre que las reparaciones o
modificaciones cumplan con las normas bajo las cuales se fabricó el tanque
originalmente.
109.12 Purgado y
enfriado de tanques. Antes de que el tanque de GNL se ponga en servicio, se
debe enfriar de acuerdo con la sección 115.3 y purgar de acuerdo con el inciso
115.5.4 de esta NOM.
109.13 Dispositivos
de relevo
109.13.1 Generalidades.
Todos los tanques deben estar equipados con dispositivos de relevo de presión . y vacío, de conformidad con lo siguiente:
a) Para tanques diseñados para
operar a 103,4 kPa absolutos y a niveles inferiores. Los dispositivos de
seguridad deben tener el tamaño indicado de acuerdo con las Normas Aplicables.
b) Para tanques diseñados para operar a niveles
superiores a 103,4 kPa absolutos. Los dispositivos de seguridad deben tener el
tamaño indicado de acuerdo con las Normas Aplicables.
109.13.2 Los
dispositivos de seguridad deben comunicarse directamente con la atmósfera. Se
deben instalar dispositivos de relevo de vacío si el tanque puede estar
expuesto a una condición de vacío que sobrepase aquella para la que fue
diseñado. Estos dispositivos se deben instalar de conformidad con lo siguiente:
a)
Cada válvula de relevo de presión o de vacío de los tanques de GNL debe
poder aislarse del tanque para mantenimiento o para cualquier otro fin por
medio de una válvula manual de cierre de tipo paso completo. Estas válvulas de
cierre deben poder ajustarse o bloquearse en la posición abierta. Se debe
instalar el número suficiente de válvulas de relevo de presión y de vacío en el
tanque de GNL para permitir que cada una se aísle individualmente a fin de
realizar pruebas o dar mantenimiento a la vez que se conservan las condiciones
de equilibrio requeridas. En caso de requerirse sólo una válvula de seguridad,
se debe instalar ya sea un puerto de apertura con una válvula de tres vías que
conecte la válvula de relevo y su reserva al tanque, o dos válvulas de relevo
conectadas por separado al tanque, cada una con una válvula.
b)
No se debe cerrar más de una válvula de relevo a la vez.
c)
Se deben diseñar e instalar chimeneas o respiraderos de descarga de la
válvula de relevo a fin de evitar la acumulación de agua, hielo, nieve, o
cualquier otro material y la descarga debe ser vertical hacia arriba.
109.13.3 Tamaño del
dispositivo de relevo
a) Relevo de presión. La
capacidad de los dispositivos de relevo de presión debe considerar entre otras,
las causas de aumento de presión siguientes:
1. Exposición al fuego de
acuerdo con el inciso 109.13.6 de esta NOM.
2. Alteración en la operación,
como falla en el dispositivo de control.
3. Otras circunstancias
resultado de fallas en el equipo o errores de operación.
4. Desplazamiento de vapores
durante el llenado.
5. Evaporación súbita durante el llenado, por ejemplo, a
consecuencia de la mezcla de productos de composición diferente o de las
condiciones termodinámicas del flujo de llenado a su entrada en el tanque.
6. Pérdida de refrigeración o
falla del dispositivo de extracción de vapor generado por ebullición.
7. Flujo de calor de la bomba
de recirculación.
8. Caída de la presión
barométrica.
b)
Los dispositivos de relevo de presión deben tener capacidad suficiente
para liberar el flujo determinado por la contingencia aislada mayor o por
cualquier combinación de contingencias probable.
c)
El flujo mínimo para aliviar la presión
en kg/h no debe ser menor a 3% del contenido total del tanque en 24 h.
109.13.5 Relevo de
vacío. Los dispositivos de relevo de vacío deben tener capacidad suficiente
para aliviar el flujo determinado por la contingencia aislada mayor o por
cualquier combinación de contingencias probable, menos la tasa de vaporización
que se produce por la ganancia de calor normal mínima en el contenido del
tanque. No se permite acreditar la capacidad de relevo de vacío por la
represurización de gas ni por los sistemas de acumulación de vapores. La
capacidad de los dispositivos de rompimiento de vacío se debe determinar con
base en las causas de disminución de presión siguientes:
a)
Retiro de líquido o vapor a flujo máximo.
b) Elevación en la presión barométrica.
c) Reducción de presión en el espacio de vapor
como resultado de llenado con líquido subenfriado.
109.13.6 Exposición al
fuego. La capacidad de relevo de presión requerida por exposición al fuego se
debe calcular conforme a la fórmula siguiente:
en donde:
H
= flujo total de calor, Watt
Hn
= flujo normal de calor en tanques refrigerados, Watt
A
= área de superficie húmeda expuesta del tanque, m2
F
= factor ambiental de la tabla 109.13.6 siguiente.
En caso de tanques grandes,
el área húmeda expuesta será el área que llegue a una altura de 9.15 m sobre el
nivel del suelo.
Tabla 109.13.6 Factores ambientales
|
Base |
Factor
F |
|
Tanque base Instalaciones para la
aplicación de agua Instalaciones para el
despresurizado y vaciado Tanque subterráneo Aislamiento o protección
térmica (métrica) |
1,0 1,0 1,0 0 F=U
(904-Tf)/71 000 |
Nota: U es el coeficiente total de
transferencia de calor en [W/(m2•°C)] del
sistema de aislamiento usando el valor promedio para el rango de temperatura de
Tf a +904°C. Tf es la temperatura del
contenido del tanque en condiciones
de relevo,°C.
a) También aplicará lo siguiente:
El aislamiento debe ser
incombustible, capaz de resistir la fuerza del chorro ocasionada por el equipo
contra incendio y conservar sus propiedades fisicoquímicas a temperaturas superiores a 538°C. Si el aislamiento no cumple con
estos criterios, no se considerará efecto por el aislamiento.
La capacidad de relevo se
debe determinar por la fórmula siguiente:
en donde:
W
= capacidad de relevo en g/s del vapor producido en condiciones de
relevo.
L
= calor latente de la vaporización del líquido almacenado a la presión y
temperatura de relevo, J/g
Una vez que se ha
determinado la capacidad de alivio, W,
se debe calcular el flujo de aire equivalente a partir de la fórmula siguiente:
en donde:
Qa
= la capacidad de flujo equivalente del aire, m3/h a 15°C y 101 kPa
Z
= factor de compresibilidad del vapor producido en condiciones de relevo
T
= temperatura absoluta del vapor producido en condiciones de relevo, K
M
= masa molecular del vapor producido, g/gmol
b)
Sistemas de aspersión de agua. El exterior de los tanques de GNL y de
otros líquidos combustibles, paredes laterales y techo, así como los cabezales
de válvulas, instrumentos y controles deben estar protegidos contra la
radiación térmica de un incendio exterior por medio de sistemas de aspersión de
agua de acuerdo con los resultados del análisis de riesgos a que hace
referencia el capítulo 106 de esta NOM y con las Normas Aplicables.
109.14 Los tanques
de almacenamiento de líquidos combustibles, como lubricantes, refrigerantes y
combustibles auxiliares como gasolina, diesel y gas LP, deben ser diseñados,
construidos y ubicados de conformidad con esta NOM y con las Normas Aplicables.
109.15 Los
resultados del análisis de riesgo a que hace referencia el capítulo 106 de esta
NOM, deben ser utilizados para evaluar, justificar técnicamente y seleccionar
el tipo de tanques de almacenamiento de la terminal de almacenamiento de GNL.
Si como resultado de dicho análisis de riesgos, se determina que los tanques de
almacenamiento deben tener características de diseño y construcción superiores
a las mínimas establecidas en este capítulo, deben modificarse las
especificaciones que resulten aplicables para que el diseño, construcción,
áreas de retención y sistemas auxiliares, sean acordes a los riesgos
identificados y cumplan con Normas Aplicables.
110 Sistema de vaporización
Se debe cumplir con los
requisitos especificados en este capítulo a menos que se pruebe mediante el
análisis de riesgos a que hace referencia el capítulo 106 de esta NOM, que se
pueden aceptar condiciones diferentes que presentan un nivel de seguridad igual
o superior.
110.1 Clases de vaporizadores. El sistema de vaporización
puede tener vaporizadores de uno o más de los siguientes tipos:
110.1.1 Por el
sistema de transferencia de calor se clasifican en:
a)
Vaporizadores con fuente de calor integral. Son aquellos en los que la
fuente de calor está integrada al intercambiador de calor de vaporización. Esta
clase incluye los vaporizadores de combustión sumergida.
b)
Vaporizadores con fuente de calor remota. Son aquellos en los que la
fuente primaria de calor está separada del intercambiador de calor de
vaporización y se usa un fluido secundario, por ejemplo: agua, vapor de agua,
isopentano, glicol, entre otros, como medio para transportar el calor.
110.1.2 Por la forma
para obtener el calor para vaporizar el GNL se clasifican en:
a)
Vaporizadores con fuente de calor propia. Son aquellos que derivan su
calor de la combustión de algún combustible, energía eléctrica, o calor
residual como el que proviene de los calentadores o de las máquinas de
combustión interna.
b)
Vaporizadores con fuente de calor de proceso. Son aquellos que derivan
su calor de otro proceso termodinámico o químico de tal manera que conserven o
utilicen la refrigeración del GNL.
c)
Vaporizadores con fuente de calor ambiental. Son aquellos que derivan su
calor a partir de fuentes de calor naturales como la atmósfera, agua de mar o
agua y vapor geotérmicos. Este tipo de vaporizadores debe cumplir con lo
siguiente:
1. Se debe especificar el
gradiente de temperatura del flujo de fluido natural utilizado para calentar el
GNL, de conformidad con las Normas Aplicables.
2. Si la temperatura de la
fuente de calor natural sobrepasa los 100°C, se debe considerar un vaporizador
con fuente de calor remota.
3. Si la fuente de calor
natural está separada del intercambiador de calor de vaporización y se usa un
medio de transporte de calor controlable entre la fuente y el intercambiador,
se considera que el vaporizador es de fuente de calor remota y se aplican las
disposiciones para este tipo de vaporizador.
110.2 Diseño y materiales. Los vaporizadores deben ser
diseñados, fabricados e inspeccionados de acuerdo con las Normas Aplicables.
110.2.1 Los vaporizadores deben operar en un rango de
temperaturas de -162°C a + 37,7°C (menos ciento sesenta y dos a más treinta y
siete coma siete grados Celsius).
110.2.2 Los intercambiadores de calor del vaporizador deben
estar diseñados para una presión de operación igual a la que resulte mayor de
la presión máxima de descarga de la bomba de GNL o la presión máxima del
sistema de tanque presurizado que alimenta a los intercambiadores.
110.3 Tubería de los vaporizadores
110.3.1 Cada vaporizador conectado en paralelo debe tener
una válvula de bloqueo a la entrada y a la salida.
110.3.2 La válvula de descarga de cada vaporizador, las
válvulas de relevo y los componentes de la tubería instalados corriente arriba
desde dicha válvula de descarga, deben ser diseñadas para operar a la
temperatura del GNL (-168ºC, menos ciento sesenta y ocho grados Celsius).
110.3.3 El sistema debe contar con un equipo automático
para prevenir la descarga de GNL o de gas dentro del sistema de distribución a
una temperatura inferior o superior a la temperatura de diseño del . sistema de salida. Este sistema debe ser independiente de cualquier otro
sistema de control de flujo y debe contar con válvulas en la línea para usarse
sólo en una emergencia.
110.3.4 Para aislar un vaporizador conectado en paralelo
cuando no opera, éste debe contar con dos válvulas de entrada para evitar la
fuga de GNL en su interior y contar con los medios para evacuar el GNL o el gas
natural que pueda acumularse entre dichas válvulas. Este requisito no se aplica
para vaporizadores con fuente de calor ambiental con entrada menor o igual de
50 mm.
110.3.5 Cada vaporizador con fuente de calor propia debe
contar con un dispositivo para interrumpir el proceso de calentamiento. Este
dispositivo debe contar con control local y remoto. El control remoto debe
estar a una distancia no menor de 15 m del vaporizador.
110.3.6 Cada vaporizador con fuente de calor propia debe
contar con una válvula de corte en la línea de GNL a una distancia no menor de
15 m del vaporizador. Si el vaporizador está dentro de un edificio, la
distancia se mide desde dicho edificio. Esta válvula debe contar con control
local y remoto; asimismo, debe estar protegida contra congelamiento externo que
pueda hacerla inoperable.
110.3.7 Cuando en un vaporizador con fuente de calor remota
se utiliza un fluido intermedio inflamable, dicho vaporizador debe contar con
válvulas de corte en ambas líneas, caliente y fría, del sistema de fluido
intermedio. El control de las válvulas debe estar a una distancia no menor de
15 m del vaporizador.
110.4 Dispositivos de relevo de vaporizadores. Cada
vaporizador debe contar con válvulas de relevo de seguridad dimensionadas de
acuerdo con los requisitos siguientes:
110.4.1 Para vaporizadores con fuente de calor propia o con
fuente de calor de proceso, las válvulas de relevo deben descargar el 110% de
la capacidad nominal de flujo de gas sin que la presión exceda 10% arriba de la
presión de operación máxima permisible del vaporizador.
110.4.2 Para vaporizadores con fuente de calor ambiental,
las válvulas de relevo deben descargar el
150% de la capacidad nominal de flujo de gas especificada para condiciones de
operación normal, sin que la presión exceda 10% la máxima presión de operación
permisible del vaporizador.
110.4.3 Las válvulas
de relevo para vaporizadores con fuente de calor propia deben estar localizadas
de tal forma que no estén sujetas a temperaturas que excedan 60°C durante su
operación normal a menos que hayan sido diseñadas para operar a temperaturas más
elevadas.
110.5 Suministro de
aire de combustión.- El aire de combustión requerido para la operación de
vaporizadores con fuente de calor integral o para la fuente de calor primaria
de vaporizadores con fuente de calor remota, debe suministrarse del exterior de
una estructura completamente cerrada o de un edificio, en su caso.
110.6 Deben tomarse
las medidas necesarias para evitar la acumulación de productos de combustión
peligrosos cuando se instalen en edificios vaporizadores con fuente de calor
integral o se instale la fuente de calor primaria de los vaporizadores con
fuente de calor remota.
111 Sistemas de tubería y sus
componentes
Se debe cumplir con los
requisitos especificados en este capítulo, a menos que se pruebe mediante el
análisis de riesgos a que hace referencia el capítulo 106 de esta NOM, que se
pueden aceptar condiciones diferentes que presentan un nivel de seguridad igual
o superior.
111.1 Generalidades. El diseño de los sistemas de tubería
debe apegarse a lo establecido en esta NOM y en lo no previsto por ella, a las
Normas Aplicables.
111.1.1 Los
requisitos adicionales de este capítulo se aplican a sistemas de tubería y
componentes que conducen líquidos y gases inflamables con temperaturas de
servicio inferiores a -29ºC (menos veintinueve grados Celsius).
111.1.2 Para el
diseño de la tubería se debe aplicar el movimiento sísmico de terreno SOB a que
hace referencia el inciso 109.3.2 de esta NOM.
111.1.3 Las cargas
sobre la tubería deben determinarse mediante un análisis dinámico o utilizando
un factor de amplificación de 0,60 a la aceleración espectral máxima de diseño,
SDS, definida en el inciso 109.3.8 de esta NOM.
111.1.4 Los esfuerzos
permitidos sobre la tubería cumplir con lo establecido en las Normas
Aplicables.
111.2 Tubería, accesorios y uniones
111.2.1 Los sistemas de tubería y sus componentes deben
estar diseñados para soportar los efectos de la fatiga resultantes del ciclo
térmico a los que están sujetos. Se debe poner especial atención a los efectos
de fatiga ocurridos en cambios de espesor de pared entre tubos, accesorios,
válvulas y componentes.
111.2.2 Para tubos de diámetro nominal menor o igual de 50
mm, las uniones pueden ser roscadas, soldadas o bridadas. Para tubos de
diámetro mayor de 50 mm las uniones deben ser soldadas o bridadas.
111.2.3 El número de uniones roscadas o bridadas debe ser
mínimo y utilizarse únicamente donde sean necesarias, ya sea por transición de
materiales, conexiones de instrumentos o para maniobras de mantenimiento. Si
las uniones roscadas resultan inevitables, deben ser selladas por soldadura o
por un medio que posteriormente sea probado. Los tubos roscados deben ser al
menos cédula 80.
111.3 Materiales. Todos los materiales de tuberías,
inclusive empaques y compuestos para sellar . uniones
roscadas deben poder usarse con los líquidos y gases manejados a través del
rango de temperaturas al que estén sujetos. Estos materiales deben cumplir con
las Normas Aplicables. El material de los empaques debe ser no combustible.
111.3.1 Las tuberías que conduzcan GNL u otro fluido a baja
temperatura con respecto del medio que las rodea, deben estar aisladas
térmicamente para limitar la pérdida de energía debido a la ganancia de calor
de la tubería.
a)
El aislamiento térmico debe tener las dimensiones y características
adecuadas para limitar la ganancia de calor y evitar condensación de agua y
otros fluidos en el exterior bajo condiciones de diseño.
b)
El aislamiento térmico debe estar protegido contra daños mecánicos y
diseñado para evitar la penetración de agua y humedad. El material de
aislamiento no debe deteriorarse en caso de penetración de humedad.
c)
En caso que la tubería pueda estar expuesta a la temperatura del GNL o
de algún refrigerante y al calor de un incendio durante una emergencia y esto
pueda resultar en una falla de la tubería que incremente la emergencia de
manera significativa, dicha tubería debe cumplir con alguno de los puntos
siguientes:
1. Ser fabricada con
materiales que soporten tanto la temperatura normal de operación como las
temperaturas extremas a la que podrían estar sujetos durante una emergencia.
2. Estar protegida por
aislamiento térmico u otro medio para retrasar la falla provocada por dichas
temperaturas extremas hasta que se pueda efectuar una acción correctiva.
3. Mantenerse aislada y con el
flujo de GNL detenido donde la tubería esté expuesta al calor ocasionado por un
derrame de combustible que se haya encendido durante una emergencia.
111.3.2 El aislamiento de la tubería que conduzca GNL o
vapor frío y el aislamiento usado para mitigar la exposición al fuego deben ser
de materiales que no propaguen el fuego y que conserven sus propiedades
mecánicas y térmicas durante una emergencia cuando estén expuestos al fuego,
calor, frío o agua, según aplique.
111.3.3 En los tubos con soldadura longitudinal o espiral,
tanto la soldadura como la zona afectada por el calor deben cumplir con las
Normas Aplicables. No se permite usar tubos con soldadura en horno traslapada
ni a tope.
111.3.4 No se deben usar tubos, válvulas, ni accesorios de
fierro fundido, dúctil o maleable.
111.3.5 Los
acoplamientos del tipo compresión no deben utilizarse cuando puedan estar
sujetos a temperaturas inferiores a -29°C (menos veintinueve grados Celsius).
111.4 Válvulas
111.4.1 Válvula de bonete. Las válvulas de bonete extendido
se deben instalar con sellos de empaque en una posición que evite la filtración
o el mal funcionamiento provocado por escarcha. Si el bonete extendido en una
tubería de líquido criogénico se instala a un ángulo mayor de 45° de la
vertical, se debe mostrar que el servicio será satisfactorio en la posición
instalada. Las válvulas deben cumplir con las Normas Aplicables.
111.4.2 Las conexiones en contenedores, tanques y
recipientes deben contar con válvulas de corte tan cerca de ellos como sea
posible y deben estar dentro del área de retención. Este requisito no se aplica
para conexiones de válvulas de alivio, conexiones para alarmas de nivel y
conexiones con brida ciega o tapón.
111.4.3 El diseño e instalación de una válvula interna debe
ser tal que cualquier falla de la boquilla de penetración resultado de
deformación del tubo externo, no alcance al asiento de cierre de dicha válvula.
111.4.4 Los tanques con conexiones mayores de 25 mm de
diámetro nominal a través de las cuales pueda escapar el líquido, deben estar
equipadas cuando menos con alguno de los dispositivos siguientes:
a)
Una válvula de cierre automático en caso de estar expuesta al fuego.
b)
Una válvula de cierre rápido, de control remoto que permanezca
normalmente cerrada, con excepción del periodo de operación.
c)
Una válvula de no retorno en las conexiones de llenado.
111.4.5 En el sistema de tuberías se deben instalar
válvulas de cierre para limitar el volumen de fluido que pueda descargarse en
caso de falla de dicho sistema.
111.4.6 El sistema de tuberías debe contar con suficientes
válvulas que puedan ser operadas en el sitio donde se encuentran y a control
remoto, de manera que permitan cerrar el proceso y los sistemas de
transferencia por sistema o por área, o para permitir el paro completo en caso
de emergencia.
111.4.7 Las válvulas y sus controles deben diseñarse para
permitir la operación a bajas temperaturas.
111.4.8 Las válvulas de cierre de emergencia que pudieran
requerir de un tiempo excesivo para operar durante una emergencia o si la
válvula es de 200 mm o mayor deben ser operadas con actuador. Se deben
proporcionar los medios adecuados para una operación manual.
111.4.9 Las válvulas
de las tuberías que conducen GNL o que puedan estar expuestas a la temperatura
del GNL en un incidente, deben ser aisladas térmicamente de conformidad con lo
previsto en los incisos 111.3.1 y 111.3.2 de esta NOM, sin que esto afecte su
funcionamiento.
111.5 Soldadura: La calificación y el desempeño de los
soldadores deben estar en conformidad con las Normas Aplicables.
111.5.1 En aquellos sitios donde se suelden materiales
probados contra impacto, se deben seleccionar procedimientos de soldadura
calificados para minimizar la degradación de las propiedades a baja temperatura
del material de la tubería.
111.5.2 Cuando se requiere soldar aditamentos a una tubería
extremadamente delgada, se deben seleccionar procedimientos y técnicas para
minimizar el peligro de quemaduras y picaduras que traspasen la pared de la
tubería.
111.5.3 No se permite el uso de soldadura de oxiacetileno.
111.6 Soportes de tubería
111.6.1 Los soportes de tubería, incluyendo cualquier
sistema de aislamiento usado para sostener la tubería cuya estabilidad es
esencial para la seguridad de la terminal, deben ser resistentes y estar
protegidos contra la exposición al fuego, el escape de líquido frío, o a ambos,
en caso de estar sujetos a dicha exposición.
111.6.2 Los soportes para tubería que conducen fluidos
criogénicos deben estar diseñados para evitar la transferencia excesiva de
calor que puede dar como resultado restricciones en la tubería provocadas por
la formación de hielo o por fragilidad del acero del soporte.
111.7 Identificación de la tubería. La tubería se debe
identificar con los colores y señalización que en materia de seguridad
establece la NOM-026-STPS-1998.
111.8 Inspección y pruebas de la tubería
111.8.1 Prueba de presión. Para evitar una posible falla
por ruptura causada por fragilidad a bajas temperaturas, las tuberías de acero
al carbono y de acero de baja aleación se deben probar a presión y temperaturas
apropiadas superiores a la temperatura de transición de ductilidad nula del metal. Estas pruebas se deben
realizar de acuerdo con las Normas Aplicables.
111.8.2 Registros. Se deben mantener registros de presión y
temperatura del medio de prueba y de la temperatura ambiente durante la prueba.
Estos registros se deben mantener durante la vida de las tuberías o hasta que
se vuelva a realizar este tipo de prueba.
111.8.3 Pruebas de la tubería soldada
a)
La tubería con soldadura longitudinal o espiral sujeta a temperaturas de
servicio menores a -29°C (menos veintinueve grados Celsius) debe tener una
presión de diseño menor a 2/3 de la prueba de presión en planta o de las
pruebas de presión subsecuentes en el taller o hidrostáticas en el campo,
excepto cuando el 100% de la soldadura longitudinal o espiral haya sido
sometida a inspección radiográfica o ultrasónica.
b)
En todas las soldaduras circunferenciales a tope se debe examinar la
circunferencia completa de la soldadura por medio de inspección radiográfica o
por ultrasonido, excepto en los casos siguientes:
1. No se requiere inspección
radiográfica o por ultrasonido para tuberías de drenaje de líquidos y de
ventilación de vapores con una presión de operación que produzca un esfuerzo
tangencial de menos del 20% de la Resistencia de Cedencia Mínima Especificada
(RCME); dichas tuberías sólo deben inspeccionarse visualmente.
2. Deben
inspeccionarse por radiografía o por ultrasonido y verificar las
circunferencias completas de soldadura del 30% de las uniones soldadas
diariamente para tuberías de presión que operen a una temperatura superior a
-29°C (menos veintinueve grados Celsius)
c) Todas las soldaduras de enchufe y soldaduras fileteadas se deben
examinar totalmente con líquidos penetrantes o con partículas magnéticas.
d) Todas las soldaduras de penetración completa en ranura para conexiones
de ramales se deben examinar en su totalidad en proceso y también con líquidos
penetrantes o partículas magnéticas después del paso final de soldadura.
111.8.4 Criterios de inspección. Los métodos de Pruebas No
Destructivas (PND), las limitaciones en los defectos y las calificaciones del
inspector y del personal que realiza el examen, deben cumplir con las Normas
Aplicables.
111.9 Válvulas de seguridad y de alivio
111.9.1 Los dispositivos de seguridad para relevo de
presión deben estar dispuestos de tal manera que la posibilidad de daño a la
tubería o al inmueble se reduzca a un mínimo. Los medios mecánicos utilizados
para ajustar la presión de relevo deben estar sellados.
111.9.2 Se debe instalar una válvula de relevo de presión
por expansión térmica para evitar la sobrepresión en cualquier sección de una
tubería que lleva líquidos o vapores fríos y que se puede aislar por medio de
válvulas.
a) Se debe ajustar la válvula de relevo por expansión térmica de manera tal
que dispare a una presión menor o igual que la presión de diseño de la línea
que protege.
b) La descarga de dichas válvulas se debe dirigir en una dirección que
minimice el riesgo al personal y a cualquier otro equipo.
111.9.3 Sistemas de
desfogue y venteo. Se deben instalar sistemas para recolectar y conducir a una
descarga segura a la atmósfera el gas natural liberado por los dispositivos de
relevo de presión y otros procesos de venteo de gases, excepto las válvulas de
relevo de los tanques de GNL.
a)
Deben instalarse sistemas de desfogue independientes para presión alta y
baja, a menos que se demuestre qué condiciones o sistemas diferentes tienen
igual o mejor seguridad, por lo que podrán ser aceptadas.
b)
La descarga a la atmósfera puede ser por venteo directo o mediante un
quemador, diseñado e instalado de conformidad con las Normas Aplicables y de
acuerdo con los resultados de un estudio de dispersión de gas y de radiación
térmica que debe realizarse.
111.10 Control de corrosión
111.10.1 Las tuberías enterradas y/o sumergidas que no
conducen GNL deben estar protegidas y mantenerse conforme a los principios establecidos
en la NOM-008-SECRE-1999.
111.10.2 Los aceros inoxidables austeníticos y las
aleaciones de aluminio se deben proteger para minimizar la corrosión y las
picaduras provocadas por agentes corrosivos atmosféricos e industriales durante
el almacenamiento, construcción, fabricación, puesta a prueba y servicio. No se
deben usar cintas ni cualquier otro tipo de material de empaque que sea
corrosivo para la tubería o para los componentes de la tubería. Se deben
utilizar inhibidores o barreras a prueba de agua en donde los materiales de
aislamiento puedan causar corrosión al aluminio o a los aceros inoxidables.
112 Instrumentación y servicios
eléctricos
112.1 Centro
de Control. Las terminales de almacenamiento de GNL deben tener al menos un centro
de control para vigilar continuamente la operación normal y los dispositivos de
advertencia de operación anormal. Este centro de control debe cumplir con las
condiciones siguientes:
112.1.1 Estar ubicado
en un lugar separado o protegido de las otras instalaciones de la terminal de
almacenamiento de GNL para que tenga capacidad de operar durante una emergencia
controlable.
112.1.2 Estar
vigilado continuamente por personal capacitado siempre que alguno de los
componentes bajo su control esté en operación, a menos que el control sea
realizado desde otro centro de control que sea vigilado por personal
capacitado.
112.2 Cuando la
terminal de almacenamiento de GNL tiene más de un centro de control, cada uno
debe contar con más de un medio de comunicación con los otros centros de
control.
112.3 Cada centro
de control debe tener medios para comunicar la alarma de condiciones peligrosas
a los lugares dentro de la terminal de almacenamiento de GNL frecuentados por
personas.
112.4 Los sistemas
de control remoto y los sistemas de paro automático deben ser operados desde el
centro de control.
112.5 Fuentes de
potencia eléctrica. Los sistemas de control eléctrico, medios de comunicación,
iluminación de emergencia y sistemas de combate contra incendios de las
terminales de almacenamiento de GNL deben tener, al menos, dos fuentes de
potencia eléctrica de modo que la falla de una no afecte la capacidad de
operación de la otra fuente. Cuando se utilizan generadores auxiliares como
segunda fuente de potencia eléctrica, éstos deben cumplir con las condiciones
siguientes:
112.5.1 Estar
ubicados en un lugar separado o protegido de las otras instalaciones de la
terminal de almacenamiento de GNL para que tengan capacidad de operar durante
una emergencia controlable.
112.5.2 El suministro
de combustible a los sistemas de generación eléctrica debe estar protegido
contra peligros probables durante una condición de emergencia de la terminal de
almacenamiento de GNL.
. 112.6 La
instrumentación para instalaciones de almacenamiento, vaporización, válvulas de
sistemas de tuberías, bombas y compresores, debe ser diseñada para que en caso
de falla de energía eléctrica o de instrumentos neumáticos, el sistema continúe
con una condición a prueba de falla que se mantendrá hasta que se tomen las medidas
adecuadas para reactivar o asegurar el sistema.
112.6.1 La instrumentación de los
tanques de GNL debe ser diseñada e instalada de acuerdo con las Normas
Aplicables.
112.6.2 Los tanques de menos de 265 m3 deben contar con la instrumentación y servicios
eléctricos de conformidad con las Normas Aplicables.
112.6.3 En cada tanque de GNL con capacidad superior a 265 m3 se deben instalar, al menos, los instrumentos
siguientes:
a)
Dispositivos de llenado del tanque desde la parte superior y desde la
parte inferior del mismo, así como para la recirculación del GNL a fin de
evitar la estratificación del mismo.
b)
Equipos de bombeo sumergidos que se puedan retirar por la parte superior
del tanque para mantenimiento sin que sea necesario vaciar el tanque de GNL.
c)
Sistemas de monitoreo y control para proporcionar niveles de seguridad
adecuados para el personal y la terminal de almacenamiento de GNL en
condiciones de operación normales y anormales.
d)
Densímetros para medir la densidad del GNL a niveles diferentes dentro
del tanque.
e)
Dos sistemas independientes de medición de nivel del GNL instalados de
forma que sea posible reemplazarlos sin interrumpir la operación del tanque.
f)
Dos alarmas independientes de nivel alto y alto-alto. Estas alarmas deben
ser visibles y audibles y actuar con anticipación suficiente para que se tomen
las medidas necesarias para evitar que se sobrepase el nivel más alto permitido
para el GNL.
g)
Dispositivos de cierre automático de llenado a nivel alto-alto,
independiente de los medidores de nivel.
h)
Dos alarmas independientes de nivel bajo y bajo-bajo.
i)
Dispositivos para medir la temperatura del GNL en la parte superior,
media e inferior del contenedor.
j)
Indicadores y medidores de presión de vapor de GNL, locales y remotos,
con alarma audible y visible de presión alta y muy alta.
k)
Dos dispositivos independientes de relevo de presión y de vacío.
l)
Sistema de detección de gas en el espacio del aislamiento.
m)
Medidores de presión y de vacío en el espacio del aislamiento con alarma
audible y visible.
n)
Dispositivos de relevo de presión y de vacío en el espacio del
aislamiento, en su caso.
o)
Control de temperatura de la pared lateral del contenedor primario.
p)
Medidores e indicadores de temperatura en la base del tanque y en la
parte inferior del contenedor secundario para detectar enfriamiento causado por
una fuga de GNL, con alarma audible y visible.
q)
Medidores o indicadores de temperatura del sistema de calentamiento de
los cimientos del tanque, en su caso.
r)
Sondas de temperatura y medidores de deformación en los contenedores
autosoportados para controlar los esfuerzos en la estructura durante la fase de
enfriamiento.
s)
Sistema de monitoreo y registro de la información recabada de acuerdo
con los puntos anteriores, en el cuarto de control de la terminal de
almacenamiento de GNL.
t)
Medios para aislar el tanque del resto del sistema y para ponerlo fuera
de servicio.
u)
Medios para desalojar el gas y para la entrada y salida de personal y
equipos requeridos para inspección y mantenimiento del tanque.
v)
Medios de calentamiento y enfriamiento requeridos para el arranque,
operación normal y para ponerlo fuera y restaurarlo al servicio.
w)
Medios para purgar los tanques cuando se vacían para darles mantenimiento.
112.7 Se deben controlar las temperaturas de entrada de GNL
y de salida de gas en los vaporizadores, así como de las temperaturas de
entrada y de salida del fluido de transferencia de calor.
112.8 La
información de la operación de la terminal de almacenamiento de GNL se debe
enviar al centro de control para el monitoreo y control remoto del proceso y de
las operaciones.
112.9 El diseño y
la instalación de los servicios eléctricos, así como los procedimientos de
mantenimiento, deben ser desarrollados de conformidad con los niveles de riesgo
establecidos en el mapa de clasificación de áreas peligrosas preparado de
acuerdo con el inciso 108.1 de esta NOM.
112.10 El equipo y
cableado eléctrico deben ser del tipo especificado e instalados de acuerdo con
los requisitos de la NOM-001-SEDE-1999, y en lo no previsto por ésta, con los
requisitos de las Normas Aplicables.
112.11 El equipo
eléctrico que no pueda instalarse en áreas peligrosas debe encerrarse en cajas
herméticas adecuadas para el servicio y, alternativamente, estos equipos se
pueden confinar dentro de sistemas purgados y/o presurizados de conformidad con
la NOM-001-SEDE-1999, y en lo no previsto por ésta, con las Normas Aplicables.
112.12 Se deben proporcionar las conexiones a tierra y uniones
eléctricas adecuadas, así como pararrayos en los tanques, estructuras
metálicas, equipos y tuberías de conformidad con la NOM-001-SEDE-1999, y en lo
no previsto por ésta, con las Normas
Aplicables.
113 Transferencia de GNL y
refrigerantes
Este capítulo aplica a la
transferencia de GNL, refrigerantes, líquidos inflamables y gases inflamables
entre los puntos de recepción por buque, camión o vagón a los tanques de
almacenamiento de GNL.
113.1 Sistemas de tubería
113.1.1 Se deben instalar válvulas de aislamiento para que
cada sistema de transferencia se pueda aislar en sus extremos. Cuando se
instalen válvulas de aislamiento motorizadas para líquidos inflamables se debe
hacer un análisis para determinar si el tiempo de cierre no produce un golpe de
ariete capaz de causar falla de la tubería o del equipo.
113.1.2 Se debe instalar un sistema de enfriamiento para
controlar la temperatura del sistema de transferencia de GNL cuando no está en
operación y antes de que entre en operación.
113.1.3 Se deben instalar las válvulas de no retorno que
sean necesarias en los sistemas de transferencia, para evitar el regreso de
GNL; deben estar tan cerca como sea posible del punto de conexión a cualquier
sistema en el que pudiera causarse dicho retorno del flujo de GNL.
113.2 Control de bombas y compresores
113.2.1 Además del dispositivo local de paro, las bombas o
compresores deben contar con control remoto, fácilmente accesible, a una
distancia mínima de 7,6 m del equipo, para parar la bomba o el . compresor en una emergencia. Las bombas y compresores remotos para
descargar buques de GNL, deben tener controles para detener su operación desde
la zona de descarga, así como en el lugar donde están localizados la bomba o
compresor. Los controles a bordo de un buque de GNL deben apegarse a esta
disposición. Se deben instalar luces de señal en la zona de descarga, para
indicar cuándo están parados o funcionando una bomba o compresor remoto de
descarga.
113.3 Recepción de GNL del buque
113.3.1 El diseño, construcción y operación de los muelles
y atracaderos deben cumplir con los requisitos establecidos por las autoridades
competentes en la materia. Si el puerto no está dedicado exclusivamente a
operaciones de GNL, se debe tener especial cuidado para minimizar la interferencia
con el movimiento de otras embarcaciones.
113.3.2 Se deben instalar válvulas de aislamiento y
conexiones de purga en el cabezal de recepción de GNL y de retorno de vapores,
para poder bloquear, drenar o sacar por bombeo el contenido de mangueras y brazos,
y poder reducir la presión antes de desconectarlos. Las válvulas de aislamiento
de líquido, independientemente del tamaño, y las válvulas de vapor de 200 mm o
mayores, deben tener operadores motorizados, además de un medio de operación
manual. Las válvulas motorizadas deben poder cerrarse tanto localmente como
desde un control remoto ubicado a un mínimo de 15 m de la zona del distribuidor
o cabezal. El punto de conexión de la manguera o brazo con el cabezal o
distribuidor debe disponer de válvulas. Las purgas o respiraderos deben
descargar a una zona segura.
113.3.3 Cada tubería de retorno de vapor y de transferencia
de GNL debe tener, además de las válvulas de aislamiento en el cabezal, una
válvula de aislamiento de fácil acceso, ubicada en tierra firme, cerca del
acceso al muelle. Cuando haya más de una tubería, estas válvulas deben
agruparse en un lugar e identificarse de acuerdo a su servicio. Las válvulas de
200 mm o mayores deben estar motorizadas y contar con medios para operación
manual.
113.3.4 Las tuberías para recibir sólo líquido deben tener
una válvula de no retorno en el cabezal adyacente a la válvula de aislamiento
del cabezal.
113.4 Transferencia de GNL en terminales de almacenamiento de
GNL en tierra firme.
113.4.1 Sólo se podrá transferir GNL de camiones y vagones para
transportar GNL que cumplan con las Normas Aplicables.
113.4.2 Las tuberías, bombas y compresores deben estar
protegidos contra daños que les puedan causar los camiones y vagones.
113.4.3 El cabezal de transferencia debe tener válvulas de
aislamiento y conexiones de purga de líquido y el vapor, así como líneas de
retorno, de manera que los brazos y mangueras puedan ser bloqueados y drenados
de líquido y despresurizarlas antes de desconectarlas. Las purgas y venteos deben
descargar
en un área segura.
113.4.4
Adicionalmente, cada línea de líquido o vapor debe tener una válvula de
emergencia a una distancia entre 7,6 m y 30 m del área de transferencia. Estas
válvulas deben ser fácilmente accesibles para su uso en caso de emergencia.
Como alternativa, se podrá usar una válvula en la línea común del cabezal de
transferencia.
113.4.5 Cuando la
línea de líquido o vapor no tenga una distancia de 7,6 m al área de
transferencia, se debe instalar una válvula operada a control remoto desde un
punto situado a 7,6 m del área de transferencia.
113.4.6 Las líneas
que solamente se utilizan para descargar GNL deben tener una válvula de no
retorno adyacente a la válvula de aislamiento del cabezal.
113.4.7 Transferencia
de una línea de gas natural
a)
Deben instalarse válvulas de aislamiento en todos los puntos de conexión
de sistemas de transferencia con sistemas de tubería.
b)
Se deben tener medios para asegurar que la transferencia a los sistemas
de tubería de recepción no puedan rebasar los límites de presión y temperatura
de dichos sistemas de GNL.
113.5 Mangueras y brazos para la recepción de GNL
113.5.1 El diseño de las mangueras y brazos debe permitir
mantener una conexión segura en todas las condiciones de posición y movimiento
relativo entre el muelle y el buque de GNL, ocasionados por el cambio de las
mareas y de la carga del buque de GNL, así como las oscilaciones producidas por
el oleaje, entre otras causas.
113.5.2 Las mangueras
que se usen para conducir GNL deben
estar diseñadas para las condiciones de temperatura y de presión requeridas.
Las mangueras deben estar aprobadas para el servicio de transferencia y
diseñadas para una presión de ruptura no menor de cinco veces la presión de
servicio. Las mangueras deben cumplir con las Normas Aplicables.
113.5.3 Se deben usar mangueras metálicas flexibles o tubos
y conexiones giratorias, cuando se esperen temperaturas de operación inferiores
a que -51°C (menos cincuenta y un
grados Celsius).
113.5.4 Los brazos de carga y descarga de los buques de GNL
deben tener alarmas que indiquen . cuando se está
llegando al límite de extensión.
113.5.5 Se deben instalar los medios adecuados de soporte
de la manguera y el brazo de descarga. En los contrapesos se debe tener en
cuenta la formación de hielo en las mangueras y brazos no aislados.
113.5.6 Se deben probar las mangueras al menos cada año,
con la presión máxima de la bomba o de ajuste de la válvula de alivio. Se deben
inspeccionar visualmente antes de cada uso, para verificar si presentan daños o
defectos.
113.5.7 En las
mangueras se debe instalar un Sistema de Paro de Emergencia (PDE) de acuerdo
con las Normas Aplicables.
113.5.8 Se debe
instalar un sistema de Desconexión Rápida de Emergencia (DRE) de acuerdo con
las Normas Aplicables.
113.5.9 Se deben
definir, de acuerdo con las autoridades competentes, las condiciones límite
atmosféricas y marítimas que determinen la interrupción de las operaciones de
descarga y para la desconexión del buque de GNL.
113.6 Comunicaciones y alumbrado en la terminal de
almacenamiento de GNL
113.6.1 Se debe disponer de un sistema de comunicaciones en
los lugares de descarga y recepción del GNL para mantener el contacto con el
personal relacionado con dicha operación de descarga y recepción. Se permiten
comunicaciones por teléfono, altavoces, radio o señales luminosas.
113.6.2 Las instalaciones donde se transfiere GNL durante
la noche deben tener alumbrado en la zona de transferencia.
113.6.3 Se debe
instalar un sistema de comunicación entre el buque y la terminal de
almacenamiento de GNL y definir un protocolo de comunicación que indique las
condiciones de operación, cierre, conexión, desconexión y otras que deben ser
incluidas en el Manual de Emergencia. Para este sistema se debe aplicar lo
establecido en las secciones 116.6 y 116.7 de esta NOM.
114
Plan integral de seguridad y protección civil
114.1 La terminal
de almacenamiento de GNL debe tener una unidad interna responsable de un plan
de seguridad y protección civil, en el cual deben estar previstos los programas
de coordinación con las autoridades de protección civil locales destinadas a
salvaguardar la integridad física de la población en general y sus bienes, así
como de la terminal y las instalaciones adyacentes ante la ocurrencia de un siniestro.
Esta unidad debe cumplir, entre otras, con las funciones siguientes:
114.1.1 Establecer,
mantener y promover la coordinación con las autoridades de protección civil,
policía, bomberos y con los demás organismos públicos de la localidad.
114.1.2 Conocer la
responsabilidad y recursos de cada organización gubernamental de la localidad
para hacer frente en forma conjunta a una emergencia derivado de la prestación
del servicio de almacenamiento.
114.1.3 Hacer del
conocimiento de Protección Civil de la localidad, las habilidades y capacidad
de respuesta de la terminal de almacenamiento de GNL ante una situación de
emergencia.
114.1.4 Identificar y
clasificar los tipos de emergencias en sistemas de GNL para que se notifiquen a
las autoridades de Protección Civil y Cuerpo de Bomberos de la localidad.
114.2 El programa
de seguridad tiene por objeto establecer las medidas para evitar que se
presente una emergencia en la terminal de almacenamiento de GNL. Este programa
debe estar basado en un estudio de análisis de riesgos de acuerdo con el
capítulo 106 de esta NOM y, al menos, debe cubrir los aspectos siguientes:
114.2.1 Protección
del predio de la terminal. El perímetro del predio de la terminal de
almacenamiento de GNL debe contar con protección contra la entrada de personas
y vehículos o cualquier elemento no autorizado. El sistema de protección debe
considerar los aspectos siguientes:
a)
Instalar un muro o una reja, entre otros, con la resistencia y
configuración suficientes para impedir el acceso no autorizado.
b)
Establecer prácticas y procedimientos de seguridad, por escrito, para
proteger a los empleados y las personas que entren a la terminal de
almacenamiento de GNL de los peligros de la misma, especialmente al entrar en
espacios confinados o peligrosos.
c)
Proporcionar rutas de evacuación controlada en caso de emergencia.
d)
Al menos dos accesos ubicados de tal manera que se minimice la distancia
de escape en caso de emergencia.
e)
Al menos un acceso que permita el paso de vehículos de intervención, por
ejemplo ambulancias y vehículos de bomberos.
f)
Cuando los accesos estén abiertos deben tener guardia continua, si no es
así, los accesos deben estar cerrados con candado, que podrá quitarse sólo por
personas designadas por escrito por el permisionario. Durante la operación de
la terminal de almacenamiento de GNL siempre deben estar disponibles fácilmente
los medios para abrir todos los accesos en caso de emergencia.
g)
Señalización de advertencia. Se deben colocar letreros de advertencia a
lo largo del muro o la reja de protección en lugares visibles a intervalos
tales que al menos un letrero se distinga fácilmente en la noche a una
distancia de 30 m desde cualquier camino que pueda ser usado para acercarse al
muro y/o la reja. Los letreros deben advertir que está prohibido traspasar el
muro o la reja en letras que contrasten notablemente con el fondo.
h)
Vigilancia. Las áreas alrededor de cada instalación y del muro o la reja
de protección deben estar vigiladas continuamente para evitar la presencia de
personas o elementos no autorizados. La vigilancia puede ser visual o por
sistemas de monitoreo que transmitan información continuamente a un lugar de
vigilancia.
i)
Alumbrado de seguridad. El área alrededor de las instalaciones y cada
muro y/o reja de protección debe estar iluminada entre la puesta y la salida
del sol por alumbrado de servicio con una intensidad no menor de 2.2 lux.
114.2.2 Prevención de
incendios. Se debe proporcionar un sistema de prevención de incendios para las
terminales de almacenamiento de GNL, cuyo alcance debe ser determinado por un
estudio de análisis de riesgos de acuerdo con el capítulo 106 de esta NOM y
basado en principios de ingeniería de protección contra incendios. La
evaluación debe determinar como mínimo lo siguiente:
a)
Tipo, cantidad y ubicación del equipo necesario para la detección y
control de incendios, derrames y fugas de GNL, líquidos y gases inflamables.
b)
Tipo, cantidad y ubicación del equipo necesario para la detección y
control de incendios potenciales eléctricos y no relacionados con procesos.
c)
Las áreas específicas, incluyendo los edificios cerrados, que deben ser
vigiladas continuamente debido a que presentan riesgo de incendio derivado de
derrames de GNL y concentraciones peligrosas de gas inflamable.
d)
Los sensores de baja temperatura y sistemas de detección de gas
inflamable en las áreas específicas determinadas de acuerdo con el párrafo
anterior, que deben estar activados permanentemente y que deben accionar una
alarma sonora y visual en los centros de control y de vigilancia permanente de
la terminal de almacenamiento de GNL y, si es necesario, en la propia área. Los
sistemas de detección de gas inflamable deben activar dicha alarma antes de que
la concentración de gas exceda 25% del Límite Inferior de Inflamabilidad (LII).
e)
Los detectores de fuego que deben activar alarmas sonoras y visuales en
la terminal de almacenamiento de GNL y en los centros de control y de
vigilancia permanente de la misma. Los
detectores de fuego pueden activar el sistema de Paro de Emergencia (PDE) total
o parcial, según lo determine la evaluación realizada de acuerdo con el
inciso 114.2.2 de esta NOM. Los sistemas de
detección de fuego usados deben ser instalados y mantenidos de acuerdo con
las Normas Aplicables.
f)
Tipo y ubicación de los sensores necesarios para iniciar la operación
automática del PDE total o parcial.
g)
Equipo y procesos que se incorporarán en el PDE total y en los PDE
parciales, en su caso, así como la necesidad de equipos específicos de
despresurización durante una emergencia por incendio.
114.2.3 Sistemas de
Paro de Emergencia (PDE). En caso de emergencia, el sistema PDE debe aislar o
cerrar la fuente de suministro de GNL, líquidos y gases inflamables en las
instalaciones. El sistema PDE, debe parar la operación de cualquier equipo cuya
operación continua pueda prolongar o aumentar el estado de emergencia.
a)
Los sistemas PDE deben tener un diseño a prueba de falla. En sitios
donde no es práctico un diseño a prueba de falla, los sistemas PDE se deben
instalar, localizar o proteger de tal manera que se minimice la posibilidad de
que no funcionen en caso de una emergencia o falla en el sistema de control
normal.
b)
Los sistemas PDE que no sean del tipo a prueba de falla deben tener todos
sus componentes ubicados a una distancia mínima de 15 m del equipo que
controlan y cumplir con los requisitos siguientes:
1. Estar instalados o ubicados
donde no puedan quedar expuestos a un incendio.
2. Estar protegidos contra
cualquier falla debida a exposición al fuego durante un mínimo de 10 min.
3. Deben estar en lugares
visibles en el área de la instalación las instrucciones de operación que
identifiquen la ubicación y el funcionamiento de los controles de los PDE.
c)
Los sistemas PDE se deben poder activar en forma manual o automática o
una combinación de ambos. Los activadores manuales deben estar en áreas
accesibles durante emergencias, deben estar a una distancia mínima de 15 m del
equipo que sirven y estar claramente indicada su función designada.
Adicionalmente, deben tener las características siguientes:
1. Las estaciones de
activadores manuales deben estar protegidas contra una activación accidental y
ubicadas convenientemente en los principales puntos de activación.
2. Los PDE se deben activar
automáticamente cuando se detecte gas combustible con 60% del Límite Inferior
de Inflamabilidad (LII) o fuego en algún área crítica de la terminal de
almacenamiento de GNL.
3. Se activara la alarma
visual y sonora local, así como la del centro de control.
4. El paro automático se debe
activar solamente cuando se tenga redundancia de la detección para evitar paros
debidos a falsas alarmas.
5. Se debe instalar un control
del sistema PDE centralizado en el cuarto de control de la terminal de almacenamiento
de GNL. Este PDE centralizado debe ser independiente del sistema de control
general y debe actuar con prioridad sobre éste.
6. Las señales de los
detectores de gas y fuego se deben centralizar bajo el control del sistema de
PDE del centro de control y repetidas en los centros de seguridad y de
vigilancia, si son distintos.
115
Operación
115.1 Calificación
del personal. La operación de los sistemas que integran la terminal de
almacenamiento de GNL sólo podrá ser realizada por personal calificado para las
funciones asignadas.
115.2
Procedimientos de operación. Se deben aplicar procedimientos escritos para
seguridad de la operación normal y para controlar una operación anormal que
pueda afectar la seguridad de la terminal. Estos procedimientos deben incluir
los aspectos siguientes:
115.2.1 Monitoreo de
la operación de cada sistema o estructura en los cuales existe peligro para las
personas o propiedades si se detecta fuego o algún mal funcionamiento o fluido
inflamable. El monitoreo debe ser realizado en el centro de control y debe
activar alarmas visibles y audibles cuando se detecten condiciones anormales de
temperatura, presión, vacío y flujo.
115.2.2 Pruebas de
arranque y paro, incluyendo el arranque inicial, para comprobar que los
componentes operarán satisfactoriamente en servicio.
115.2.3
Reconocimiento de condiciones de operación anormales.
115.2.4 Purgado,
secado, enfriado y desactivación de los componentes.
. 115.2.5 Monitoreo y control de la
temperatura, presión y flujo de vaporización dentro de los límites de operación
de los vaporizadores y de los sistemas de transporte de gas natural aguas
abajo.
115.2.6 Descripción
de los componentes y del proceso, las limitaciones, propósito y condiciones de
operación normal.
115.2.7 Descripción de
las obligaciones de la persona asignada a la operación de cada subsistema o
instalación.
115.2.8
Especificaciones de los ajustes máximos de las válvulas de relevo de presión o
la presión de operación máxima de cada componente.
115.2.9 Descripción
de los sistemas de seguridad de la terminal de almacenamiento de GNL.
115.3 Enfriamiento
de los sistemas criogénicos. El enfriamiento de los componentes de cada sistema
que están sujetos a temperaturas criogénicas debe ser controlado para asegurar
que los esfuerzos térmicos se mantengan dentro de los límites de diseño de los
materiales durante el periodo de enfriamiento, con atención especial al
desempeño de los dispositivos de expansión y contracción. Los sistemas de
tuberías criogénicas deben ser inspeccionados después del enfriamiento para
comprobar que no hay fugas en las bridas, válvulas y sellos.
115.4 Operación del
sistema de recepción de GNL de buques.
115.4.1 Verificación
Previa a la Descarga (VPD). Para que la descarga de GNL cumpla con los
requisitos de seguridad de las NOM y las Normas Aplicables sea segura antes de
comenzar dicha operación se deben verificar la operación adecuada de:
a)
Equipos y tuberías que se utilizarán en la descarga.
b)
Sistemas de detección y alarmas de condiciones peligrosas, paro de
emergencia y comunicación.
c)
Parámetros establecidos de presión, temperatura y volumen de cada tanque
del buque del que se descargará GNL para su recepción en la terminal de
almacenamiento de GNL.
d)
Sistemas de recepción y conducción de la terminal de almacenamiento de
GNL con relación a su temperatura de diseño.
e)
Condiciones de descarga, las cuales deben cubrir, al menos, lo
siguiente:
1. Secuencia de las
operaciones.
2. Flujo de descarga.
3. Responsabilidad, ubicación
y actividades del personal asignado a las operaciones de descarga.
4. Procedimientos de
emergencia que se aplicarán, en su caso.
5. Conectores de descarga que
permitan al buque desplazarse hasta los límites de sus amarras sin provocar
esfuerzos en los brazos o en la tubería del sistema de descarga.
6. Alineación del sistema para
dirigir el flujo de GNL en la dirección correcta.
7. Localización y
funcionamiento de las señales de advertencia de que se está realizando la
descarga de GNL.
8. Eliminación de fuentes de
ignición del área de descarga.
9. Asignación de personal en
su lugar de trabajo de acuerdo con el procedimiento de operación que se
aplicará.
f)
El contenido del informe de la VPD en el que se registre lo siguiente:
1. El nombre del buque y del
responsable de la descarga del mismo, de la terminal de almacenamiento de GNL y
del responsable de la recepción de GNL.
2. El cumplimiento de cada
requisito de la VPD.
3. La hora y fecha indicando
el momento en que se alcancen las condiciones adecuadas para iniciar las
operaciones de descarga, las cuales incluyen el cumplimiento del los requisitos
del inciso 115.4.1.
115.4.2 Descarga de
GNL. Durante la descarga se debe cumplir con lo siguiente:
a)
No se debe comenzar con la descarga de GNL hasta que el informe de la
VPD haya sido aprobado tanto por el responsable de la descarga en el buque,
como por el responsable de la recepción en la terminal de almacenamiento de
GNL.
b)
Las personas involucradas en la descarga deben tener la capacitación
necesaria y disponer de los procedimientos adecuados para las actividades que
tienen asignadas.
c)
Los responsables y personal asignado a las operaciones de descarga tanto
de la terminal de almacenamiento de GNL como del buque, no deben tener otras
obligaciones asignadas durante la descarga.
d)
Ninguna embarcación debe estar amarrada al buque.
e)
Debe haber comunicación continua entre la terminal de almacenamiento de
GNL y el buque.
f)
Los sistemas de alumbrado deben estar encendidos entre la puesta y la
salida del sol.
g)
Se debe realizar una inspección de las tuberías y los equipos de
descarga para detectar fugas, congelación y escarcha, defectos o cualquier
síntoma de problemas en la operación y seguridad al menos una vez en cada
descarga.
h)
Las operaciones de descarga deben ser suspendidas en los casos
siguientes:
. 1. Cuando las
condiciones atmosféricas, velocidad del viento en particular, excedan los
valores determinados en los procedimientos de operación.
2. Antes de tormentas
eléctricas o incendios fuera de control adyacentes al área marina de descarga.
3. De inmediato, cuando se
detecta un incendio.
115.4.3 Bitácora de
la descarga de GNL. El permisionario debe elaborar una bitácora de las
descargas de GNL, en la cual debe registrar al menos la información siguiente:
a)
El cumplimiento de los requisitos establecidos en el inciso 115.4.2
anterior.
b)
La fecha y hora en que se inició la descarga de GNL.
c)
La descripción de cómo se llevó a cabo la operación normal y, en su
caso, los incidentes que se presentaron durante la descarga.
d)
El nombre y firma de cada persona de relevo en el cargo de responsable
de la descarga de GNL y la fecha y hora de cada relevo de persona que intervino
en la descarga.
115.5 Control de
emergencias
115.5.1 Se deben
determinar los tipos y lugares susceptibles de que ocurran emergencias,
distintas a incendios, en la terminal de almacenamiento de GNL ocasionados por
mal funcionamiento en la operación, colapso de estructuras, fallas del
personal, fuerzas de la naturaleza y actividades adyacentes a la terminal de
almacenamiento de GNL, entre otras.
115.5.2 Se debe tener
procedimientos escritos para el manejo adecuado de cada tipo de emergencia.
Estos procedimientos deben considerar siguiente:
a)
Acciones específicas en caso de emergencias controlables que incluyan el
aviso al personal y el uso del equipo adecuado para controlar la emergencia.
b)
Identificación de una emergencia incontrolable y las acciones a tomar
para minimizar el perjuicio al público y al personal. Debe incluir el aviso
inmediato a las autoridades competentes locales y la posible necesidad de
evacuar al público en la vecindad de la terminal de almacenamiento de GNL, en
su caso.
c)
Coordinación con las autoridades competentes locales sobre la
preparación de un plan de evacuación, el cual debe establecer los pasos
requeridos para proteger al público en una emergencia, incluyendo la falla
improbable de un tanque de almacenamiento de GNL.
d)
Participación con las autoridades competentes locales en el proceso de
evacuación donde se requiera asistencia mutua, y mantener informadas a dichas
autoridades sobre:
1. Cantidad, tipo y
localización en la terminal de almacenamiento de GNL de los equipos de control
de incendios.
2. Peligros potenciales en la
terminal de almacenamiento de GNL.
3. Capacidad del personal de
la terminal de almacenamiento de GNL para controlar un estado de emergencia.
4. Status de cada emergencia.
115.5.3 Seguridad del
personal. El permisionario debe proveer al personal de ropa y equipos de
protección necesarios para su seguridad cuando realicen operaciones de control
de emergencias.
a)
El personal que está en servicio en un lugar fijo, tales como
construcciones o lugares cercados donde podrían ser afectados por la radiación
térmica del incendio de un área de contención o de un cárcamo de derrames de
GNL, deben contar en su lugar de trabajo con medios de protección contra los
daños de la radiación térmica o con medios para escapar, en su caso.
b)
La terminal de almacenamiento de GNL debe contar con recursos de
primeros auxilios adecuados, en lugares claramente señalados y fácilmente
accesibles para el personal.
115.5.4 Purgado.
Cuando sea necesario por seguridad, los componentes que pudieran haber
acumulado cantidades relevantes de mezclas combustibles, deben purgarse después
de haber sido puestos fuera de servicio y antes de volver a ponerlos en
servicio, de acuerdo con un procedimiento que cumpla con los requisitos de las
Normas Aplicables.
115.5.5 Sistemas de
comunicación. La terminal de almacenamiento de GNL debe contar con lo
siguiente:
a)
Un sistema de comunicación primario para establecer comunicación verbal
entre todo el personal de operación y sus estaciones de trabajo en la terminal
de almacenamiento de GNL.
b)
Un sistema de comunicación de emergencia para establecer comunicación
verbal entre todas las personas y los lugares necesarios para parar el equipo
en operación e iniciar, de manera sistemática y ordenada, la operación del
equipo de seguridad en caso de una emergencia. El sistema de comunicación de
emergencia debe ser independiente y estar físicamente separado del sistema de
comunicación primario y del sistema de comunicación de seguridad.
c)
Una fuente de energía auxiliar para cada sistema de comunicación, con
excepción del equipo energizado por sonido.
115.5.6 Investigación
de fallas. El permisionario es responsable de investigar la causa de cada
explosión, incendio, fuga o derrame de GNL y contratar, en su caso, servicio
especializado que le permita conocer las causas que lo originaron.
a)
El permisionario debe poner a disposición de la CRE toda la información
y proporcionar asistencia y los medios económicos o de otra índole para
realizar la investigación.
b)
A menos que sea necesario para mantener o restaurar el servicio o por
seguridad, ningún sistema involucrado en el incidente podrá ser movido de su
lugar o alterado hasta que la investigación haya sido realizada o que lo
autorice el responsable de la investigación.
c)
Cuando los sistemas tienen que ser movidos por razones de operación o
seguridad, no podrán salir de la terminal de almacenamiento de GNL y deben ser
mantenidos intactos tanto como sea posible hasta que la investigación haya
terminado o lo autorice el responsable de la investigación.
d)
Como resultado de la investigación, se deben tomar acciones que
minimicen la recurrencia del incidente.
116
Mantenimiento
116.1
Generalidades. El permisionario no puede poner, retornar o continuar en
servicio algún componente al cual no se le dé mantenimiento de conformidad con
esta NOM.
a)
Los componentes y sistemas en servicio deben ser mantenidos de
conformidad con las NOM y Normas Aplicables en condiciones adecuadas para
cumplir con sus propósitos de operación y seguridad mediante reparaciones,
reemplazo u otros medios.
b)
Si un dispositivo de seguridad es puesto fuera de servicio para darle
mantenimiento, el componente para el cual sirve dicho dispositivo, también debe
ser puesto fuera de servicio, a menos que la misma función de seguridad sea
proporcionada por un medio alterno.
c)
Si la operación inadvertida de un componente puesto fuera de servicio
puede causar una condición insegura, dicho componente debe tener un letrero en
el lugar donde se controla su operación con la advertencia “No Operar”, de
conformidad con lo estipulado por la NOM-004-STPS-1999.
d)
El mantenimiento sólo puede ser realizado por personas que hayan
demostrado su capacidad, habilidad y experiencia para desempeñar las funciones
que les sean asignadas, y se debe cumplir con lo siguiente:
116.2 Procedimientos
de mantenimiento. Se deben establecer procedimientos escritos para el
mantenimiento de cada componente de la terminal de almacenamiento de GNL,
incluyendo los requeridos para el control de la corrosión. Los procedimientos
de mantenimiento deben considerar lo siguiente:
116.2.1 Los detalles
y la frecuencia con que se deben realizar las inspecciones y pruebas
determinadas de acuerdo con las Normas Aplicables.
116.2.2 La
descripción de otras acciones necesarias para mantener todos los sistemas,
componentes y equipos de la terminal de almacenamiento de GNL, en condiciones
óptimas de operación, de conformidad con los requisitos de esta NOM.
116.2.3 La
capacitación y habilidades requeridas del personal de mantenimiento, para
reconocer las condiciones operativas que potencialmente puedan estar
relacionadas con aspectos de seguridad de la terminal.
116.3 Materiales
extraños. Se debe evitar o controlar la presencia de materiales extraños,
contaminantes y hielo para mantener las condiciones de operación segura de cada
componente.
116.3.1 Los terrenos
de la terminal de almacenamiento de GNL se deben mantener libres de
desperdicios, desechos y otros materiales los cuales presentan un riesgo de
incendio. Las áreas con pasto o hierbas se deben mantener de manera que no
presenten riesgo de incendio.
116.4 Sistemas de
soporte. Los sistemas de soporte y cimentaciones de cada componente de la
terminal de almacenamiento de GNL deben ser inspeccionados de conformidad con
los programas de mantenimiento correspondientes para verificar que no tengan
cambios que pudieran deteriorar su funcionamiento.
116.5 Protección
contra incendio. Las actividades de mantenimiento de los equipos de control de
incendios se deben programar de manera que una parte mínima de los equipos sean
puestos fuera de servicio al mismo tiempo y que se vuelvan a poner en servicio
en el menor tiempo posible.
116.5.1 Los caminos
para el movimiento de los equipos de control de incendios dentro de la terminal
de almacenamiento de GNL deben ser mantenidos en condiciones de uso en todas
las condiciones climáticas.
116.6 Fuentes de
energía auxiliares. La aptitud de operación de cada fuente de energía auxiliar
se debe comprobar mensualmente y su capacidad de operación se debe comprobar
anualmente. En la prueba de capacidad se debe considerar la potencia necesaria
para arrancar y operar simultáneamente el equipo que tendría que ser accionado
por la terminal de energía en una emergencia.
116.7 Aislamiento y
purgado. Antes de que el personal inicie las actividades de mantenimiento de un
componente que maneja fluidos inflamables, el cual ha sido aislado para darle
mantenimiento, debe ser purgado aplicando un procedimiento que cumpla con las
Normas Aplicables, a menos que el procedimiento de mantenimiento especifique
que la actividad puede ser realizada con seguridad sin que el componente sea
purgado.
116.7.1 Si el
componente o la actividad de mantenimiento tiene una fuente de ignición, para
asegurar que el área de trabajo está libre de fluidos inflamables, se debe aplicar
adicionalmente a las válvulas de aislamiento, una técnica para remover carretes
o válvulas y tapar la tubería con bridas ciegas o doble bloqueo con válvulas de
sangrado para asegurar que no haya fluidos inflamables en el área de trabajo.
116.8 Reparaciones.
Los trabajos de reparación de componentes deben ser realizados y probados con
objeto de constatar la integridad y seguridad en la operación del componente.
116.8.1 En las
reparaciones efectuadas cuando los componentes están en operación, los procedimientos
de mantenimiento deben considerar las medidas para mantener la seguridad del
personal y de la propiedad durante las actividades de reparación.
116.9 Trabajo
caliente. Las personas que realicen trabajos de soldadura, corte con antorcha o
cualquier otro trabajo de reparación a temperaturas elevadas deben tener un
permiso expedido de acuerdo con la NOM-027-STPS-2000 y en lo no previsto por
ésta, con las Normas Aplicables.
116.10 Sistemas de
control. Los sistemas de control deben estar ajustados para operar dentro de
los límites de diseño.
116.10.1 Cuando un
sistema de control ha estado fuera de servicio por 30 días o más, antes de que
se vuelva a poner en operación, debe inspeccionarse y comprobarse la aptitud de
operación de dicho sistema.
116.10.2 Los sistemas
de control en servicio, pero normalmente no en operación, tales como válvulas
de relevo y dispositivos de paro automático, deben ser inspeccionados y
probados una vez cada año calendario, pero los intervalos no deben exceder 15
meses.
116.10.3 Los sistemas
de control que normalmente están en operación, por ejemplo el requerido por el
sistema de carga base, deben ser inspeccionados y probados una vez cada año
calendario, pero los intervalos no deben exceder 15 meses.
116.10.4 Los sistemas
de control que se aplican para protección contra incendios deben ser
inspeccionados y probados a intervalos regulares que no excedan 6 meses.
116.10.5 Las válvulas
de relevo deben ser inspeccionadas y probadas para verificar el asiento de la
válvula elevando la presión y comprobando la hermeticidad del cierre.
116.11 Inspección de
los tanques de almacenamiento de GNL. Los tanques de almacenamiento de GNL
deben ser inspeccionados o probados de acuerdo con los procedimientos
correspondientes para verificar que ninguna de las siguientes condiciones
perjudique la integridad estructural o la seguridad del tanque.
116.11.1 Los cimientos
y los movimientos del tanque durante la operación normal y después de un
disturbio mayor meteorológico o geofísico.
116.11.2 Fugas del
tanque interior.
116.11.3 Efectividad
del aislamiento criogénico.
116.11.4 Levantamiento
del suelo por congelación.
116.12 Protección
contra la corrosión. Se debe determinar qué componentes metálicos requieren
control de la corrosión para que su integridad y confiabilidad no sean
afectadas adversamente por la corrosión externa, interna o atmosférica durante
su vida útil. Los componentes cuya integridad y confiabilidad pudieran ser
afectadas adversamente por la corrosión, deben ser protegidos contra la
corrosión, o inspeccionados y reemplazados bajo un programa de mantenimiento.
116.12.1 Control de la
corrosión atmosférica
Los componentes expuestos
que están sujetos al ataque corrosivo de la atmósfera deben estar . protegidos contra la corrosión atmosférica mediante:
a)
Material que ha sido diseñado y seleccionado para resistir el ambiente
corrosivo que lo rodea, o
b)
Un recubrimiento o cubierta adecuado.
116.12.2 Control de la
corrosión externa de componentes enterrados o sumergidos.
a)
Los componentes enterrados o sumergidos sujetos a ataque corrosivo
externo deben ser protegidos contra la corrosión externa mediante:
1. Material que ha sido
diseñado y seleccionado para resistir el ambiente corrosivo que lo rodea, o
2. Los medios siguientes:
i. Un recubrimiento externo de
protección diseñado e instalado para prevenir la corrosión, y
ii. Un sistema de protección
catódica diseñado para proteger los componentes en su totalidad.
b)
Donde sea aplicado el sistema de protección catódica, los componentes
que están interconectados eléctricamente deben estar protegidos como una
unidad.
116.12.3 Control de la
corrosión interna
Los componentes que están
sujetos a ataque corrosivo interno deben estar protegidos contra la corrosión
interna mediante:
a)
Material que ha sido diseñado y seleccionado para resistir el fluido
corrosivo involucrado, o
b)
Recubrimiento interno, inhibidor de corrosión u otros medios.
116.12.4 Corrientes de
interferencia
a)
Los componentes sujetos a corrientes eléctricas de interferencia deben
estar protegidos por un programa continuo para minimizar los efectos
perjudiciales de dichas corrientes.
b)
Los sistemas de protección catódica deben ser diseñados e instalados
para minimizar cualquier efecto adverso que pudiera causar a los componentes
metálicos adyacentes.
c)
Las fuentes de corriente impresa deben ser instaladas y mantenidas para
prevenir interferencia adversa a los sistemas de comunicación y de control.
116.12.5 Monitoreo del
control de la corrosión
La protección catódica debe
ser inspeccionada periódicamente de conformidad con los procedimientos de
mantenimiento correspondientes para detectar lo más temprano posible cualquier
deficiencia de la misma, de acuerdo con los requisitos siguientes:
a)
Los componentes enterrados o sumergidos que tienen protección catódica
deben ser probados al menos una vez cada año calendario, con intervalos que no
excedan 15 meses, para determinar si la protección catódica es adecuada.
b)
Los rectificadores u otras fuentes de corriente impresa deben ser
inspeccionadas al menos 6 veces cada año calendario, en intervalos que no
excedan 2 ½ meses, para verificar que están funcionando correctamente.
c)
Los interruptores de corriente inversa, diodos y dispositivos para
capturar corrientes de interferencia, cuya falla pondría en riesgo la
protección del componente, deben ser revisados eléctricamente al menos 6 veces
cada año calendario en intervalos que no excedan 2 ½ meses, para comprobar que
están funcionando correctamente. Otros dispositivos para capturar corrientes de
interferencia deben ser revisados al menos una vez cada año calendario, con
intervalos que no excedan 15 meses.
d)
Los componentes que están protegidos contra la corrosión atmosférica
deben ser inspeccionados en intervalos que no excedan 3 años.
e)
En los componentes que están protegidos contra la corrosión interna se
deben colocar dispositivos de monitoreo diseñados para detectar la corrosión
interna, tales como cupones o sondas, en los lugares donde es más probable que
ocurra la corrosión. Este monitoreo no es requerido para materiales resistentes
a la corrosión si el permisionario puede demostrar que el componente no será
afectado adversamente por la corrosión externa durante la vida útil del mismo.
f)
Los dispositivos de monitoreo de control de corrosión interna deben ser
revisados al menos dos veces cada año calendario, en intervalos que no excedan
7 ½ meses.
116.12.6 Cuando el
permisionario se entere por inspección o por otro medio que la corrosión
atmosférica, externa o interna no está controlada como es requerido por este
capítulo de la NOM, debe tomar acciones correctivas de inmediato.
117
Capacitación del personal
117.1 Capacitación
general. El permisionario debe asegurarse que los empleados al ingresar reciban
capacitación inicial en los aspectos siguientes:
117.1.1 Propiedades y
riesgos del GNL.
117.1.2
Identificación de situaciones de emergencia y como hacerles frente.
117.1.3
Procedimientos de emergencia relacionados con las funciones que se han
asignado.
117.1.4
Procedimientos básicos de combate contra incendios de GNL.
117.1.5 Primeros
auxilios.
117.1.6 Para mantener
actualizados los conocimientos y habilidades que el personal adquiere en la
capacitación inicial, se debe establecer un plan de capacitación en intervalos
no mayores de 5 años.
117.2 El
permisionario debe establecer un plan de capacitación del personal de
mantenimiento, operación y de supervisión que debe cubrir al menos los aspectos
siguientes:
117.2.1
Características y riesgos del GNL y otros fluidos inflamables usados o
manejados en la terminal de almacenamiento de GNL, específicamente respecto del
GNL sobre:
a)
Temperaturas criogénicas.
b)
Evaporación de GNL y la reacción con el agua y el agua rociada.
c)
Vapor inodoro e inflamabilidad de las mezclas con aire.
d)
Peligros potenciales implícitos en las actividades de operación y
mantenimiento.
e)
Procedimientos de prevención de incendios.
f)
Causas potenciales y las áreas de fuego potencial.
g)
Tipos, tamaños y consecuencias predecibles de los incendios.
h)
Conocimiento y destreza para desempeñar sus tareas de control de
incendios y el uso adecuado del equipo contra incendio.
117.2.2 Al personal
de mantenimiento, operación y de supervisión que lo requiera.
a)
Procedimientos detallados sobre las operaciones de la terminal de
almacenamiento de GNL y de sus componentes, inclusive procedimientos de
control, funcionamiento y operación.
b)
Procedimientos de transferencia de GNL.
117.3 Para mantener
actualizados los conocimientos y habilidades que el personal adquiere en la . capacitación inicial, se debe establecer un plan escrito de capacitación
continua en intervalos no mayores de 2 años.
117.4 El personal
asignado a las actividades de descarga del buque de GNL debe estar capacitado
en lo siguiente:
117.4.1
Procedimientos de operaciones y de emergencia requeridos.
117.4.2
Procedimientos de combate contra incendio.
117.4.3 Cumplimiento
de las normas y estándares de seguridad.
117.4.4
Procedimientos para el control de GNL derramado, en su caso.
117.4.5 Para mantener
actualizados los conocimientos y habilidades que el personal adquiere en la
capacitación inicial, se debe establecer un plan de capacitación en intervalos
no mayores de 5 años.
117.5 El personal
responsable de la seguridad en una terminal de almacenamiento de GNL debe ser
capacitado de acuerdo con un plan de capacitación inicial que cubra lo
siguiente:
117.5.1 Violaciones a
normas o estándares de seguridad.
117.5.2
Procedimientos de seguridad relativos a las operaciones necesarios para el
desempeño efectivo de los trabajos asignados.
117.5.3
Reconocimiento de las condiciones en las que se necesita asistencia del
personal de seguridad.
117.5.4 Para mantener
actualizados los conocimientos y habilidades que el personal adquiere en la
capacitación inicial, se debe establecer un plan escrito de capacitación
continua en intervalos no mayores de 2 años.
Parte
2. Terminales de almacenamiento de GNL costa afuera
201
Objetivo
Esta Parte de la NOM
establece los requisitos de seguridad adicionales a los establecidos en la
Parte 1 de esta NOM para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de
las terminales de almacenamiento de Gas Natural Licuado instaladas en una
Estructura Fija por Gravedad (EFG) sobre el fondo del mar fuera de la costa, a
las cuales se les denomina terminales de almacenamiento de GNL mar adentro o
costa afuera.
201.1 Generalidades
201.1.1 Las
terminales de almacenamiento de GNL mar adentro deben diseñarse para realizar las mismas funciones que las
terminales de almacenamiento de GNL en el litoral, es decir, constarán de
instalaciones para la recepción, almacenamiento, vaporización del GNL y entrega
de gas natural en un sistema distinto. El transporte de gas natural a la costa
se realizará mediante un gasoducto submarino.
201.1.2 Esta Parte 2
complementa la Parte 1 de esta NOM, agregando requisitos específicos para las
terminales de almacenamiento de GNL costa afuera.
201.1.3 Para los
aspectos de las terminales de almacenamiento de GNL costa afuera no incluidos
en la Parte 2 se aplicarán los capítulos correspondientes de la Parte 1, así
como las Normas Aplicables.
201.2 Localización
de las terminales de almacenamiento de GNL costa afuera.
201.2.1 Debe
establecerse una zona de exclusión para actividades de terceras personas no
relacionadas con las actividades de la terminal de almacenamiento de GNL con
una distancia mínima del centro de la instalación de GNL determinada mediante
un análisis de riesgo realizado de acuerdo con la metodología del capítulo 106
de esta NOM.
201.2.2 Los estudios
para determinar la localización de la terminal de almacenamiento de GNL deben
considerar, al menos, los aspectos siguientes:
a)
Condiciones del lecho marino y del mar
b)
Condiciones océano-meteorológicas
c)
Aspectos ambientales
d)
Sismología
e)
Zonas de exclusión derivadas del tránsito y actividades marítimas
existentes
f)
Protección de las instalaciones contra el oleaje y condiciones de
atraque de los buques
g)
Transporte del gas natural a la costa
202
Definiciones
202.1 Estado Límite
Accidental (ELA): El Estado Límite que si se excede se tiene peligro de una
falla de un elemento, componente o sistema estructural después de un evento con
muy poca probabilidad de ocurrencia, tal como un incendio, una explosión, el
impacto de un objeto muy grande, entre otros.
202.2 Estado Límite
de Fatiga (ELF): El Estado Límite que considera los
efectos acumulados de cargas repetidas, si se excede se
tiene peligro de falla por fatiga del elemento, componente o sistema estructural.
202.3 Estado Límite
de Servicio (ELS): El Estado Límite que corresponde a condiciones que no se
espera exceder durante el funcionamiento normal de las instalaciones; si se
excede pone en peligro la capacidad de servicio del elemento, componente o
sistema estructural.
202.4 Estado Límite
Ultimo (ELU): El Estado Límite que corresponde a la capacidad última de un
elemento, componente o sistema estructural; si se excede pone en peligro la
integridad de dicho elemento, . componente o
sistema estructural.
202.5 Estructura
Fija por Gravedad (EFG): Las estructuras huecas construidas de concreto
predominantemente, que se apoyan sobre el fondo del mar y quedan fijas en su
posición por su propio peso. Los tanques de almacenamiento de GNL pueden
ubicarse dentro de la estructura y/o en la parte superior de la misma sobre una
plataforma arriba del nivel del agua.
202.6 Sismo de
Operación Base (SOB): El movimiento de suelo considerado como un caso de
operación normal, con ELU y ELS normales. Los esfuerzos de los elementos
estructurales deben mantenerse dentro del límite elástico.
202.7 Sismo de Paro
Seguro (SPS): El movimiento de suelo considerado como una condición accidental
mientras que no se alcance la destrucción de la EFG y pérdida progresiva de la
contención del GNL.
202.8 Terminal de
almacenamiento de GNL mar adentro o costa afuera: El sistema compuesto por
instalaciones y equipos instalados en una Estructura Fija por Gravedad sobre el fondo del mar, aptos para
recibir Gas Natural Licuado de buques, conducirlo a los tanques de
almacenamiento y vaporizarlo para entregar gas natural a un sistema de
transporte por ductos submarinos hasta la costa.
203
Diseño
203.1 Factores
ambientales
203.1.1 Condiciones
Ambientales de Diseño (CAD). La terminal de almacenamiento de GNL se debe
diseñar para resistir, sin poner en riesgo su integridad, las condiciones
ambientales específicas del lugar que se denominan Condiciones Ambientales de
Diseño (CAD). Para establecer la magnitud de estas CAD se debe utilizar un intervalo
de reincidencia mínimo de 100 años para eventos naturales, excepto en aquellos
lugares donde el uso de un intervalo de reincidencia menor produzca efectos de
carga de una magnitud mayor.
203.1.2 Condiciones
Ambientales de Operación (CAO). La terminal de almacenamiento de GNL se debe
diseñar para evitar que las condiciones ambientales específicas del lugar que
se denominan Condiciones Ambientales de Operación, puedan poner en riesgo la
seguridad de alguna operación o función. Las operaciones que se deben
considerar son, entre otras, la transportación e instalación de la EFG, las
operaciones posteriores a la instalación y arranque de la terminal de
almacenamiento de GNL, tales como el atraque y amarre de los buques de GNL y de
abastecimiento, así como la transferencia de GNL, de carga y de personal.
203.1.3 Factores
ambientales que se deben considerar. Para determinar las CAD y la CAO de la
terminal de almacenamiento de GNL, se deben investigar, entre otros, los
factores ambientales del lugar de instalación siguientes:
a)
Oleaje
b)
Viento
c)
Corrientes marinas
d)
Mareas y tormentas
e)
Gradientes de temperatura del aire y del mar
f)
Hielo y nieve, en su caso
g)
Crecimiento marino vegetal y animal
h)
Sismicidad
i)
Icebergs y hielo marino, en su caso.
La investigación requerida
sobre las condiciones del fondo de mar y del suelo se describe más adelante en
este capítulo.
203.2 Análisis de
riesgos
203.2.1 Se debe
llevar a cabo un análisis de riesgos para las instalaciones de la terminal de
almacenamiento de GNL costa afuera utilizando la metodología descrita en el
capítulo 106 de esta NOM.
203.2.2 En el diseño
deben considerarse los aspectos de
las terminales costa afuera que debido a la limitación de espacio de las
estructuras y al ambiente físico marino afectan la seguridad del personal. El
área de alojamiento del personal de la terminal, oficinas y salas de control
requieren condiciones especiales de diseño. Además del análisis de riesgos
considerado típico para las terminales de almacenamiento de GNL en el litoral,
en terminales costa afuera se deben determinar los efectos de una fuga de gas
no controlada sobre el personal, incluyendo el caso de incendio y explosión,
así como el diseño de medios de escape y rescate del personal y la respuesta de
emergencia en tal caso.
203.3 Evaluación de
riesgos
203.3.1 Se deben
identificar los peligros y la sucesión de eventos que se pueden desencadenar,
así como los efectos de éstos en la terminal de almacenamiento de GNL o en
secciones de la misma. Dichos efectos se deben considerar en la evaluación de los beneficios que se obtienen de las
opciones de control de riesgos
existentes o potenciales.
203.3.2 El diseño de
las terminales de almacenamiento de GNL debe minimizar el riesgo de un derrame
de GNL en el océano e incorporar las opciones de control de riesgos que sea
necesario implementar como medidas de prevención y mitigación.
203.3.3 El objetivo
de la evaluación de riesgos es evitar que la terminal de almacenamiento de GNL
tenga riesgos inaceptables y determinar los efectos en la misma y el gasoducto
originados por los eventos siguientes:
a)
Daños a la estructura ocasionados por condiciones ambientales extremas,
impacto o colisión de buques y embarcaciones sobre la construcción, caída de
objetos, colisión de un helicóptero, exposición a temperaturas criogénicas,
exposición a temperaturas altas por radiación térmica.
b)
Incendio y explosión.
c)
Fuga de GNL del contenedor primario del tanque debida a defectos en los
materiales y/o en la construcción y otros tipos de daños a la estructura,
durante un tiempo determinado en el plan de contingencia.
d)
Contaminación ocasionada por fuga del GNL
e)
Fuga de gas inflamable o tóxico a la atmósfera o dentro de un espacio
cerrado
f)
Pérdida de la estabilidad termodinámica dentro de un tanque debida a la
estratificación del GNL
g)
Pérdida de algún componente del sistema de la estación de fondeo, amarre
y protección del buque
h)
Pérdida de capacidad para descargar GNL o para entregar gas natural en
la costa
i)
Pérdida de cualquier componente crítico en el sistema de proceso
j)
Pérdida de potencia eléctrica
204
Metodología de diseño para terminales de almacenamiento de GNL costa afuera.
204.1 Estados Límite las
instalaciones relativas a la plataforma de concreto y la EFG se deben diseñar
utilizando el procedimiento de estados límite de los que se deben determinar
los siguientes:
204.2 Estados
Límite por cargas inducidas por condiciones océano-meteorológicas.
Se deben determinar las
condiciones océano-meteorológicas para el sitio de ubicación de la terminal,
incluyendo, entre otras, viento, oleaje, corrientes, precipitación pluvial y
temperatura, para determinar las cargas inducidas y clasificarlas en los
estados límite que se describen a continuación:
204.2.1 ELU: Las
cargas inducidas por condiciones océano-meteorológicas extremas, que ocurren
con un periodo de reincidencia de 100 años. Se considera que no es factible la
operación normal completa de la terminal durante o inmediatamente después de
este estado. Cuando las diversas condiciones océano-meteorológicas no están
correlacionadas, pero se dispone de información adecuada, se pueden utilizar
los métodos de probabilidad conjunta de ocurrencia de eventos extremos para
calcular las cargas de 100 años.
204.2.2 ELS: Las
condiciones que ocurren durante la operación normal de la terminal. Se
considera que es factible la operación normal completa de la terminal en este
estado. Se puede considerar la probabilidad conjunta de ocurrencia de oleaje,
corrientes y viento si se cuenta con información de probabilidad conjunta de
varios eventos.
204.2.3 ELF:
Constituye la descripción de la carga ambiental a largo plazo que experimentará
la terminal durante la vida de las instalaciones.
204.2.4 Condiciones
océano-meteorológicas que se deben determinar. Las siguientes condiciones
océano-meteorológicas se deben determinar para clasificarlas en los Estados
Límite que se deben aplicar para el diseño de la terminal de almacenamiento de
GNL.
a)
Condiciones océano-meteorológicas extremas, las cuales se requieren para
desarrollar cargas ambientales que definen situaciones de diseño críticas con
el objeto de llevar a cabo la verificación del diseño para el ELU.
b)
Las distribuciones a largo plazo de las condiciones océano-meteorológicas
en forma de estadísticas condicionales acumulativas o estadísticas marginales.
Estas condiciones se utilizan para definir pruebas de diseño para el ELF o para
evaluar el tiempo de inactividad, viabilidad y funcionamiento de la estructura
o de los componentes asociados del equipo durante un periodo determinado.
c)
Condiciones océano-meteorológicas normales, las cuales se requieren para
verificar el ELS y desarrollar cargas ocasionadas por las condiciones
ambientales en las que se realizan funciones específicas.
204.2.5 Parámetros
para determinar las cargas de diseño. Las condiciones de oleaje y corrientes
marinas que deben considerarse para un diseño específico se podrán determinar
mediante:
a)
Distribuciones estadísticas a lo largo de muchos años de los parámetros
oceanográficos que describen el oleaje y corrientes marinas en la región donde
se localiza el sitio propuesto para la terminal. Cuando se cuenta con datos
adecuados, las distribuciones estadísticas deben reflejar la ocurrencia
conjunta de los parámetros oceanográficos. Alternativamente, las distribuciones
pueden ser marginales que consideren parámetros separados.
b)
Descripción de corto plazo de una o varias condiciones diferentes del
mar de diseño, en forma conjunta con una o más corrientes marinas de diseño.
Las condiciones del mar usadas como criterio de diseño pueden ser descritas
mediante un espectro apropiado que incluya la dirección de propagación del
parámetro bajo estudio, por ejemplo, oleaje o corrientes marinas, si es
requerido. Una corriente de diseño puede especificarse por medio de un perfil
de la magnitud y la dirección de la corriente a través de la profundidad del
mar.
c)
Una o más olas individuales que pueden especificarse conjuntamente con
las corrientes de diseño mediante una teoría de olas apropiada usando los
parámetros de altura y periodo de los cuales se puede derivar la cinética del
oleaje.
d)
Los efectos del suelo y la topografía del lecho marino y la protección
que proporcionan, así como otras condiciones meteorológicas que sean
relevantes, incluyendo el viento y el hielo, entre otras.
204.3 Diseño
sísmico
La terminal de
almacenamiento de GNL y sus componentes deben diseñarse de conformidad con un
análisis sísmico específico del sitio propuesto para la ubicación de la
terminal que sea congruente con el potencial sísmico del sitio.
204.3.1 El diseño
sísmico se debe realizar de conformidad con la metodología especificada en el
inciso 109.3 de la Parte 1 de esta NOM.
204.3.2 El diseño de
las instalaciones, tanques de GNL y demás componentes debe incorporar un
análisis dinámico que incluya efectos de rigidez relativa, niveles de fluidos,
interacción entre construcción y suelo y demás elementos con masa y rigidez
relevantes. Los métodos de análisis lineal espectral y métodos
temporales/históricos no lineales adecuados para instalaciones de terminales de
almacenamiento de GNL costa afuera deben apegarse a las Normas Aplicables.
204.3.3 El análisis
dinámico temporal/histórico debe utilizar no menos de 4 conjuntos de la serie
de tres componentes para considerar la aleatoriedad en el movimiento sísmico.
Se deben seleccionar registros . temporales/históricos
de sismos en los que domine el sismo SPS; para lo anterior, se requiere
comprobar que los valores de magnitud y de frecuencia del movimiento sísmico
considerado corresponden con el espectro de un sismo SPS.
204.4 Combinaciones
de carga, factores de carga y resistencia
Las combinaciones de carga
y los factores de carga y resistencia de diseño estructural deben ser
congruentes con las Normas Aplicables para asegurar que los factores de carga y
resistencia incorporan márgenes de seguridad apropiados para cada estado límite
definido.
205
Estructuras Fijas por Gravedad sobre el fondo del mar (EFG)
205.1 Las
terminales de almacenamiento de GNL costa afuera están instaladas en
estructuras huecas construidas de concreto predominantemente que se apoyan
sobre el fondo del mar y quedan fijas en su posición por su propio peso. Los
tanques de almacenamiento de GNL pueden ubicarse dentro de la estructura y/o en
la parte superior de la misma sobre una plataforma arriba del nivel del agua.
La Estructura Fija por Gravedad sobre el Fondo del mar (EFG) debe diseñarse y
construirse de acuerdo con esta NOM, y en lo no previsto por ella, debe cumplir
con las Normas Aplicables.
205.1.1 La EFG debe
estar diseñada para resistir las cargas inducidas por las condiciones
océano-meteorológicas de la región. En su diseño deben considerarse los puntos
siguientes:
a)
Debe construirse un rompeolas si fuera necesario para permitir que los
buques atraquen la mayor parte del tiempo en condiciones seguras de acuerdo con
las Normas Aplicables, salvo cuando las condiciones océano-meteorológicas sean
excepcionalmente severas.
b)
El rompeolas debe estar orientado de manera que proteja la zona de
atraque en las condiciones de mar y viento más probables en el área.
c)
Se debe presentar un estudio detallado de las condiciones de oleaje
extremas en el punto de atraque incluyendo cálculos e informes de pruebas de
modelos con el objeto de justificar, mediante estadísticas, las condiciones de
oleaje extremas de la región.
d)
La zona de atraque debe estar ubicada en la zona más protegida del sitio
de acuerdo con las estadísticas de la región y la orientación de la estructura.
e)
Si resulta necesario, se deben instalar protecciones adicionales para
que la EFG constituya un punto de atraque seguro.
f)
La zona de atraque debe estar diseñada fundamentalmente como un muelle
en puerto para recibir buques de GNL de las capacidades especificadas en el
proyecto.
g)
Las operaciones de descarga de abastecimientos a la terminal de
almacenamiento de GNL, así como la transferencia de personal debe efectuarse
por un acceso separado del acceso usado para las operaciones de transferencia
de GNL, ubicado fuera de las áreas peligrosas y a una distancia mínima de 30 m
del cabezal de recepción, pero dentro de la zona protegida. Se permite cargar
combustible al buque durante la transferencia de GNL, si la carga se efectúa
mediante tubería y mangueras separadas y los movimientos del buque no hacen que
la transferencia de combustible sea peligrosa.
h)
La altura de la plataforma sobre el nivel máximo del mar deberá ser
suficiente para proteger a las instalaciones del efecto del oleaje de acuerdo con
lo especificado en esta NOM.
205.2 Análisis
estructural de la EFG y del Cimiento en el Fondo del Mar (CFM)
205.2.1 La vida útil
de una EFG comprende las etapas siguientes:
a)
Construcción;
b)
Transporte;
c)
Instalación;
d)
Puesta en servicio, operación y mantenimiento, y
e)
Conclusión de operación y remoción.
205.2.2 Las EFG se
deben diseñar con base en las cargas previstas durante su vida útil, entre
ellas, sin limitarse, las siguientes:
a)
Presión hidrostática,
b)
Cargas sísmicas
c)
La amplificación dinámica de las cargas durante el transporte y
colocación.
d)
Cargas debidas a factores ambientales.
1. Para determinar las cargas
y fuerzas de diseño sobre la EFG se deben utilizar las condiciones ambientales
de diseño como se definen en la sección 203 de esta NOM para determinar cargas
de oleaje y corrientes marinas.
2. En la evaluación de cargas
se debe considerar la difracción de las olas originada por los componentes de
la estructura de diámetros grandes y cualquier característica topográfica
adyacente del fondo del mar.
205.2.3 Análisis de
elementos finitos. Por lo general, se requiere analizar la EFG
independientemente de los tanques de GNL y otros componentes estructurales
mayores, utilizando modelos computacionales de elementos finitos y otros
métodos analíticos, en los cuales se deben considerar las cargas relevantes.
. a) La complejidad de los modelos matemáticos
que definen el comportamiento de la estructura y los tipos de elementos de
cómputo asociados que se utilicen, deben ser lo suficientemente representativos
de las partes principales de la EFG para poder obtener una distribución de
esfuerzos precisa.
b)
En caso necesario, se debe hacer una división fina de la estructura
local o una combinación de modelos analíticos globales y locales,
particularmente cuando el modelo global no incluye totalmente los efectos de
carga y no contiene suficientes detalles, para determinar una respuesta al
nivel requerido.
c)
En la evaluación estructural analítica-matemática se deben considerar
los efectos de condición de frontera.
d)
Se debe prestar especial atención en la evaluación estructural de
interfaces críticas y cambios abruptos de sección.
e)
Se deben usar cargas adecuadas y factores de materiales congruentes con
el diseño de concreto de conformidad con las Normas Aplicables.
205.2.4 Cimiento en
el Fondo del Mar (CFM). Su función es proporcionar un apoyo horizontal,
uniforme, firme y con la penetración adecuada para que la Estructura de
concreto quede Fija por Gravedad al fondo del mar; asimismo, permite determinar
el hundimiento de dicha estructura al transcurrir el tiempo.
a)
En el análisis de seguridad del CFM se deben usar las cargas definidas
en el párrafo (g) a continuación y las que actúen sobre el CFM durante la
colocación de la EFG. Se deben evaluar los desplazamientos del CFM para
asegurar que no se excedan los límites y se perjudique el funcionamiento y
seguridad de la EFG. Para evaluar los resultados de los análisis que se
requieren en los párrafos siguientes, la EFG y el CFM deben considerarse como
un sistema interactivo.
b)
Efectos de cargas cíclicas. Se
debe tomar en cuenta la influencia de cargas cíclicas sobre las propiedades
físicas del suelo mediante la evaluación del diseño del CFM, así como la
reducción posible de la resistencia del suelo que resulte de las condiciones
siguientes:
1. Efectos a corto plazo y
durante la fase inicial de consolidación de la tormenta base de diseño.
2. Efectos acumulados a largo
plazo de varios tipos de tormentas, incluyendo la tormenta base de diseño.
3. Efectos debidos a cargas
reincidentes en zonas sísmicas activas.
4. Otros efectos posibles
sobre el suelo ocasionados por cargas cíclicas, tales como cambios en
características deflexión-carga, licuefacción potencial y pendiente estable del
suelo.
c)
Socavación. En aquellos sitios donde se prevea que ocurra socavación, se
debe proporcionar protección adecuada lo más pronto posible después de la
colocación de la EFG, o se debe considerar en el diseño la profundidad y
extensión lateral de la socavación prevista durante la etapa de investigación
del sitio.
d)
Deflexiones y rotaciones. Se
deben establecer límites tolerables de deflexiones y rotaciones de acuerdo con
el tipo y función de la EFG y de los efectos de esos movimientos sobre los elementos
estructurales que interactúan con la EFG. En el diseño se deben considerar los
valores máximos permisibles de movimientos estructurales, los cuales están
limitados por efectos interactivos y por la estabilidad estructural general.
e)
Resistencia del suelo. La
resistencia máxima y la estabilidad del suelo deben determinarse mediante
resultados de pruebas realizadas de acuerdo con alguno de los métodos
siguientes:
1. El método de esfuerzo total
utiliza el esfuerzo cortante del suelo obtenido mediante pruebas sencillas.
Este procedimiento no considera los cambios de presión del agua en los poros
del suelo debidos a la variación de carga y de las condiciones de drenaje en el
sitio.
2. El método de esfuerzo
efectivo utiliza la resistencia del suelo y presión del agua efectivos en los
poros, mismos que son determinados mediante pruebas en el sitio.
f)
Consideraciones dinámicas y de impacto. Para condiciones de cargas dinámicas y de impacto, debe darse un
tratamiento real y compatible con los efectos interactivos entre el CFM y la
EFG. Cuando se requiera de un análisis, éste puede realizarse mediante un
parámetro global, funciones de impedancia de los cimientos, o aproximaciones
sucesivas incluyendo el uso de métodos computacionales de elementos finitos.
Dichos modelos deben incluir condiciones de la amortiguación interna y radial
proporcionada por el suelo y por los efectos de las capas del suelo. Los
estudios de la respuesta dinámica de la EFG deben incluir, donde sea relevante,
las características no lineales e inelásticas del suelo, las posibilidades de
deterioro de la resistencia, el aumento o la disminución del amortiguamiento
ocasionado por cargas cíclicas del suelo y la masa agregada de suelo sujeta a
aceleración. Donde sea aplicable, debe incluirse en el análisis el efecto de
estructuras cercanas.
g)
Condiciones de carga. Se deben
considerar las cargas que producen los peores efectos sobre el CFM durante y
después de la colocación de la EFG. Se debe verificar que las cargas después de
la colocación incluyan al menos, aquellas cargas relativas a las Condiciones
Ambientales de Operación (CAO) y a
Condiciones Ambientales de Diseño (CAD) combinadas de la manera siguiente:
1. Cargas ambientales de
operación con cargas muertas y cargas vivas máximas de operación de la EFG.
2. Cargas ambientales de
diseño con cargas muertas y cargas vivas normales de operación de la EFG.
3. Cargas ambientales de
diseño con cargas muertas y cargas vivas mínimas de operación de la EFG.
4. En áreas de actividad
sísmica potencial, el CFM se debe diseñar con resistencia suficiente para
soportar cargas sísmicas previstas en el análisis sísmico correspondiente a que
hace referencia en la sección 109.3 de esta NOM.
205.2.5 Cimiento Fijo por
Gravedad (CFG). Este tipo de cimiento queda fijo en el fondo del mar por su
propio peso y por el peso de la EFG.
a)
Generalidades. Se debe
investigar la estabilidad del CFG por fallas de apoyo y deslizamiento
utilizando la resistencia al esfuerzo cortante del suelo determinado. Se deben
considerar los efectos de estructuras adyacentes y la variación en las
propiedades de suelo en dirección horizontal. También se debe considerar la
inclinación de la EFG causada por asentamiento irregular y combinarse con la
inclinación prevista de la EFG. Cualquier incremento de cargas causado por la
inclinación de la EFG debe ser considerado en los requisitos de estabilidad del
CFG del párrafo (b) a continuación.
1. Cuando el fondo del mar
bajo el CFG experimenta disminución o aumento de presión, se deben establecer
medios para prevenir que el agua fluya a través del suelo formando tubos
(tubificación), causando inestabilidad hidráulica que puede perjudicar la
integridad del CFG. La influencia de la inestabilidad hidráulica y la
inclinación de la EFG, en su caso, se debe determinar mediante las cargas
ambientales de diseño aplicadas en los numerales 2 y 3 del párrafo 205.2.4 (g)
de esta NOM.
2. Se deben calcular la
consolidación inicial, el asentamiento secundario y el desplazamiento
horizontal permanente del CFG.
b)
Estabilidad. La capacidad de apoyo y la resistencia lateral del suelo
bajo el CFG se deben calcular bajo la combinación de cargas más desfavorable.
Debe considerarse la redistribución posible a largo plazo de las presiones de
apoyo debajo de la losa de concreto de la base del CFG para asegurar que no se
excedan las presiones máximas permisibles en el diseño del perímetro de dicha
base, para lo cual debe observarse lo siguiente:
1. Se debe investigar la
resistencia lateral del suelo bajo el CFG en planos de corte potencial,
verificando en forma especial cualquier capa de suelo blando.
2. Los cálculos del momento de
vuelco y de las fuerzas verticales causadas por el paso de una ola deben
incluir la distribución vertical de la presión sobre la parte superior del CFG
y a lo largo del lecho marino donde está apoyado.
3. Se debe analizar la
capacidad del CFG para resistir una falla de apoyo en la parte profunda del
suelo. Alternativamente, para los cálculos de la capacidad de apoyo del suelo
pueden utilizarse métodos de deslizamiento de superficies que cubran un
intervalo de superficies de ruptura profunda.
4. El esfuerzo cortante máximo
permisible del suelo se determina dividiendo el esfuerzo cortante máximo entre
el factor de seguridad mínimo que se describe a continuación.
i Cuando el esfuerzo cortante
máximo es determinado por un método de esfuerzo efectivo, el factor de
seguridad se aplicará a los términos que describen la cohesión y la fricción.
ii Si se utiliza un método de
esfuerzo total, el factor de seguridad se aplica al esfuerzo cortante sin
drenar.
iii Cuando se utiliza una
formulación estándar de capacidad de apoyo y varios planos de prueba de falla
por deslizamiento, el factor de seguridad mínimo es 2,0 para las condiciones de
carga descritas en el numeral 1 del subinciso 205.2.4 g) de esta NOM; 1 y 1.5
para los casos de cargas descritas en los numerales 2 y 3 del subinciso 205.2.4
(g) de esta NOM.
iv Los factores de seguridad
que se obtienen cuando se toma en cuenta el Sismo de Operación Base (SOB),
deben considerarse en forma especial.
5. Cuando se presenten efectos
adicionales por penetración de paredes o bordes que transfieran cargas
verticales y laterales al suelo, se debe investigar como afectan éstos a la
capacidad de apoyo y resistencia lateral.
c)
Reacción del CFG sobre la EFG. Se debe determinar las reacciones sobre
los componentes de la EFG que se apoyen o penetren en el CFG durante y después de la colocación.
Estas reacciones se deben tomar en cuenta en el diseño de dichos componentes. La distribución de las reacciones del
CFG debe basarse en los resultados de la investigación en el sitio. Los
cálculos de las reacciones sirven para considerar cualquier desviación de la
superficie plana, las características carga-deflexión del suelo y la geometría
de la base de la EFG, tomando en cuenta lo siguiente:
1. El diseño tomará en cuenta
los efectos de endurecimiento del suelo local, la falta de homogeneidad de las
propiedades del suelo, la presencia de piedras y otras obstrucciones, cuando
sea aplicable. Se debe considerar la posibilidad de presiones localizadas
durante la colocación debidas al contacto irregular entre la base de la EFG y
el CFG. Estas presiones se deben agregar a la presión hidrostática.
2. Se debe realizar un análisis
de la resistencia a la penetración de los elementos de la EFG que deben
penetrar el CFG. Se deben utilizar los valores más altos de resistencia del
suelo en el cálculo de la penetración porque es esencial alcanzar la
penetración de la EFG requerida. El sistema de lastre debe diseñarse para
alcanzar la penetración de la EFG requerida.
205.3 Diseño del
concreto
205.3.1 Los elementos
de concreto deben diseñarse de acuerdo con las Normas Aplicables y deben tomar
en cuenta los estudios específicos geotécnicos, océano-meteorológicos y
sísmicos realizados en el sitio, así como los factores ambientales descritos en
la sección 203.1 de esta NOM.
205.3.2 El diseño
debe considerar todas las condiciones de la vida de la terminal de
almacenamiento de GNL: construcción, transportación, instalación y operación
hasta la conclusión de la operación y remoción. La estructura debe resistir el evento extremo de diseño para
todos los niveles de llenado del tanque de GNL, desde lleno hasta vacío. El
evento extremo de diseño puede ser, por ejemplo, la condición ambiental más
severa en un lapso de 100 años. Esta condición de diseño es considerada como un
estado límite absoluto y los factores de carga y resistencia deben ser
congruentes con las Normas Aplicables.
205.3.3 Si la EFG
funciona como rompeolas, en su diseño se deben considerar las fuerzas de las
olas cuando éstas suben por la EFG y cuando la sobrepasan. Para EFG de
dimensiones largas, se deben tomar en cuenta los efectos de las olas oblicuas
que causan flexión horizontal y torsión global de la EFG.
205.3.4 Se deben
considerar las cargas sísmicas en el análisis de la interacción de la EFG con
el CFM, incorporando las cargas producidas por el GNL almacenado. No se permite
un deslizamiento entre la EFG y el CFM, excepto bajo condiciones de carga
sísmica extrema y sólo si las conexiones a estructuras y tuberías asociadas
pueden tolerar sin daños el deslizamiento previsto. A falta de otros
requisitos, se recomienda que la EFG se diseñe tomando en cuenta las
condiciones siguientes:
a)
Sismo de Operación Base (SOB) será considerado como un caso de operación
normal, con ELU y ELS normales. Los esfuerzos de los elementos estructurales
deben mantenerse dentro del límite elástico.
b)
Sismo de Paro Seguro (SPS) será considerado como una condición
accidental mientras que no se alcance la destrucción de la EFG y pérdida
progresiva de la contención del GNL.
205.3.5 Las paredes
verticales de la EFG son dobles y tienen compartimentos para aire y para lastre
y deben contar con medidas para prevenir daños a los tanques de almacenamiento
de GNL, de forma que la deformación o perforación de la pared exterior por
impacto de una embarcación no afecte a la pared interna de la EFG.
205.3.6 Las paredes
internas de la EFG deben estar protegidas contra los efectos adversos de una
fuga de GNL del contenedor primario o deben ser capaces de contener el GNL sin
efectos adversos. Los efectos adversos pueden ser, entre otros, agrietamiento,
deformaciones térmicas diferenciales o congelamiento del agua de lastre en los
compartimientos.
205.4 Control de la
corrosión
205.4.1 La EFG están
sometidas a la acción corrosiva de diferentes ambientes, los cuales se dividen
en las zonas de corrosión siguientes:
a)
Externas en la atmósfera
. b) De salpicadura
c)
Externas sumergidas
d)
Enterradas
e)
Internas en la atmósfera
f)
Intermedias
g)
Internas sumergidas
205.4.2 La zona de
salpicadura es la parte externa de la EFG que se moja de manera intermitente
con las mareas y el oleaje.
205.4.3 Las zonas
intermedias incluyen tiros y cajones que se mojan de manera intermitente por
agua de mar debido al oleaje, cambios de marea o cambios de nivel de agua de
lastre. Las zonas atmosféricas y las zonas sumergidas externas e internas se
extienden arriba y abajo de las zonas de salpicadura e intermedias,
respectivamente.
205.4.4 La zona
enterrada incluye partes de la EFG enterradas en el CFG, en los sedimentos del
lecho marino o que están cubiertas por deshechos sólidos externa o
internamente.
205.4.5 La acción
corrosiva en las zonas de corrosión varía en función de la ubicación geográfica
y la temperatura es el principal parámetro ambiental en todas las zonas.
205.4.6 En las zonas
externas en la atmósfera y las zonas de salpicadura e intermedias, la corrosión
se debe principalmente al oxígeno atmosférico. En la zona externa sumergida y
en la parte inferior de la zona de salpicadura, la corrosión es afectada
principalmente por una capa relativamente gruesa de crecimientos de organismos
marinos.
205.4.7 En la mayoría
de las superficies externas expuestas en las zonas sumergidas y enterradas, y
en las superficies internas de las tuberías para agua de mar y agua de lastre,
la corrosión se debe principalmente a la Corrosión Microbiológica (CM), debida
a la actividad biológica de bacterias en la mayoría de los casos. Debe
considerarse el riesgo de la presencia de ácido sulfhídrico gaseoso (H2S) en los espacios internos de la EFG como resultado de la acción de
Bacterias Reductoras de Sulfatos (BRS).
205.4.8 Para el
control de la corrosión en el ambiente marino se utilizan los métodos básicos
siguientes:
a)
Revestimientos y forros;
b)
Protección catódica;
c)
Materiales resistentes a la corrosión, y
d)
Espesor de pared adicional para corrosión.
205.4.9 La selección
y diseño de los sistemas para control de la corrosión deben tomar en cuenta los
factores principales siguientes:
a)
Requisitos de funcionamiento del componente protegido y su importancia
para el sistema general;
b)
Tipo y severidad de la acción corrosiva del ambiente;
c)
Vida de diseño y probabilidad de extensión de vida del componente;
205.5 Construcción
de la parte de concreto de la EFG
205.5.1
Documentación. Se debe contar con la Ingeniería Básica y de Diseño del Proyecto
(IBDP) documentada para verificar que la ejecución de las obras de concreto
cumpla con los requisitos establecidos en dicho documento.
205.5.2 Materiales.
En la IBDP se deben establecer las Normas Aplicables para todos los materiales
que se utilizarán en la fabricación del concreto, en el sistema de refuerzo y
en el sistema de pretensado.
a)
Para aprobar los materiales integrales del concreto y los de refuerzo se
deben realizar pruebas de acuerdo con las Normas Aplicables especificadas en la
IBDP.
b)
Los materiales integrales del concreto estructural son cemento,
agregados y agua, también puede incluir mezclas adicionales y aditivos para
mejorar sus características. Los materiales integrales deben cumplir con los
requisitos siguientes:
1. Ser adecuados para que el
concreto alcance y conserve las propiedades requeridas.
2. No deben contener
ingredientes nocivos en cantidades que puedan perjudicar la durabilidad del
concreto o causar corrosión en el acero de refuerzo.
3. Cemento. Se debe usar
cemento para el cual se haya comprobado su buen funcionamiento y durabilidad en
entornos marinos y expuesto a hidrocarburos almacenados, en su caso. El cemento
debe probarse en el lugar de uso para comprobar el cumplimiento con las
especificaciones de la IBDP, considerando que:
i. El cemento debe contar con
un certificado del fabricante con la identificación y peso del lote, tipo y
grado, composición química y mineralógica así como los valores de prueba de las
propiedades especificadas. El cemento debe identificarse y probarse de acuerdo
con las Normas Aplicables.
ii. El contenido de aluminato tricálcico
(C3A) no debe ser menor al 5% ni mayor al 10% a menos que se establezcan
disposiciones adecuadas para mitigar los impactos de C3A.
4. Agua para mezclar. El agua
para mezclar no debe contener elementos en cantidades que puedan perjudicar el
fraguado, dureza y durabilidad del concreto o que puedan causar corrosión en el
acero de refuerzo, de acuerdo a lo siguiente:
i
No se debe utilizar agua
que reduzca la resistencia del concreto a menos de 90% de la que se obtiene con
agua destilada. Tampoco se debe utilizar agua que reduzca el tiempo de fraguado
a menos de 45 minutos o que cambie el tiempo de fraguado en más de 30 minutos
en comparación con el agua destilada.
ii
No se debe utilizar agua
salada, tal como agua de mar sin tratar, para mezclar o curar el concreto
estructural.
iii
Se deben buscar fuentes de
agua adecuada confiables para asegurar el suministro de la misma. Debe haber
documentación disponible en el sitio de construcción indicando la calidad y
aceptación del suministro del agua.
5. Agregados de peso normal.
Los agregados para el concreto estructural deben tener suficiente resistencia y
durabilidad y no deben ablandarse, ni deben ser excesivamente friables o
expansibles; los agregados:
i
Deben ser resistentes a la
descomposición cuando estén mojados. No deben reaccionar con los productos para
la hidratación del cemento, y no deben afectar adversamente éste. No se deben
usar agregados marinos al menos que éstos estén adecuada y completamente
lavados para eliminar todos los cloruros.
ii
Por lo general, los
agregados de peso normal serán de substancias minerales naturales. Deben ser
triturados o no triturados con tamaños, grados y formas de partículas adecuados
para la . producción de concreto.
iii
Las pruebas de los
agregados deben realizarse en intervalos regulares tanto en la cantera o sitio
de origen como en el sitio de construcción durante la producción del concreto.
Se debe determinar la frecuencia de las pruebas de los agregados de acuerdo con
las Normas Aplicables.
6. Agregados de peso ligero.
Los agregados de peso ligero en las estructuras de soporte de carga deben
hacerse de arcilla expandida, esquisto expandido, pizarra o ceniza pulverizada
sinterizada de centrales eléctricas que funcionan con carbón, o de otros
agregados con propiedades correspondientes documentadas. Los agregados de peso
ligero deben tener propiedades uniformes de resistencia, rigidez, densidad,
grado de incineración, graduación, entre otros. La densidad seca no debe variar
más de 7,5 %.
7. Mezclas adicionales. Las
mezclas adicionales deben cumplir con los requisitos de las Normas Aplicables;
no deben contener impurezas dañinas en cantidades que puedan perjudicar la
durabilidad del concreto o del refuerzo. Las mezclas adicionales deben ser
compatibles con los demás ingredientes del concreto. Por lo general, el
contenido de humo de sílice usado como mezcla adicional no debe exceder 10% del
peso de la escoria de cemento Portland. Cuando se utilizan cenizas finas,
escoria y otra puzolana como mezclas adicionales, normalmente su contenido no
debe exceder 35% del peso total del cemento y las mezclas adicionales. Cuando
se utiliza cemento Portland combinado solamente con escoria molida y granulada
de alto horno, se podrá incrementar el contenido de escoria de cemento. Sin
embargo, el contenido de escoria no debe ser menor al 30% del peso total del
cemento y escoria.
8. Aditivos. Los aditivos
deben probarse con la mezcla de cemento y mezclas adicionales que se utilizarán
bajo las condiciones del sitio para verificar que dichos aditivos producen los
efectos deseados, sin perjudicar las otras propiedades del concreto. Se pueden
agregar aditivos retenedores de aire para mejorar la resistencia a la escarcha
o para reducir la tendencia de filtración, segregación o agrietamiento del
concreto endurecido. Se deben evaluar los riesgos derivados de una sobredosis
de aditivos y elaborar un informe de prueba para documentar dicha evaluación.
Este informe formará parte de la documentación de diseño del concreto. La
amplitud de las pruebas de los aditivos debe cumplir con los requisitos de las
Normas Aplicables.
9. Debe investigarse el
contenido alcalino del cemento y del agregado para asegurar que se eviten las
reacciones de agregados alcalinos.
10. Deben determinarse las
propiedades térmicas de los constituyentes donde el concreto esté expuesto a
temperaturas extremas. Debe darse la tolerancia adecuada por los gradientes
térmicos que puedan presentarse en los materiales y por cualquier deformación
térmica consecuente.
11. Si concretos de diferente
composición tienen una interfase dentro de la estructura, el análisis debe
considerar las diferencias en propiedades térmicas y otras. Deben realizarse
análisis apropiados de flujos térmicos para investigar las estructuras que
están sujetas a diferencias importantes en temperatura para determinar la
temperatura de las diferentes partes y considerarlas en el análisis
estructural.
205.5.3 Concreto. Se
deben especificar las propiedades requeridas del concreto fresco y endurecido,
las cuales deben ser verificadas de conformidad con las Normas Aplicables.
a)
Los materiales integrales y la composición del concreto deben
seleccionarse para cumplir con los requisitos especificados del concreto fresco
y endurecido, tales como consistencia, densidad, resistencia, durabilidad y
protección contra la corrosión del acero embebido de acuerdo con las Normas
Aplicables. Los requisitos del concreto fresco deben asegurar que pueda ser
trabajado adecuadamente en todas las etapas de su fabricación, transportación,
colocación y compactación de acuerdo con los métodos de trabajo que se
apliquen.
b)
Siempre se debe especificar la resistencia a la compresión; las
propiedades que pueden causar agrietamiento del concreto estructural, tales
como escurrimiento plástico, contracción, liberación de calor por hidratación y
expansión térmica. La durabilidad del concreto estructural está relacionada con
la permeabilidad, absorción, difusión y resistencia contra ataques físicos y
químicos en un entorno determinado; por lo general, se requiere de una
proporción baja agua/cemento para obtener la durabilidad adecuada. El concreto
normalmente debe tener una proporción agua/cemento no mayor a 0,45. En la zona
de salpicadura, esta proporción no debe ser mayor a 0,40.
c)
El concreto sujeto a congelación y descongelación debe tener resistencia
adecuada a la escarcha, la cual debe ser demostrada aplicando métodos de prueba
apropiados. Cuando se utilice aire retenido, este requisito se considera
cumplido si el contenido de aire en el concreto fresco hecho con agregados
naturales, en el molde, es al menos de 3% para un tamaño de partícula máximo de
40 mm, o al menos de 5% para un tamaño máximo de partícula de 20 mm. Las
burbujas de aire retenido deben estar distribuidas de manera uniforme.
. d) Debe calificarse por medio de una prueba
adecuada de bajas temperaturas al concreto que esté sujeto potencialmente a
fríos extremos por el contacto con GNL para demostrar que el concreto saturado no
se degradará o agrietará cuando estén expuestos a esas condiciones (-160°C).
Deben considerarse como adecuados para el propósito a cubos de concreto
saturados de agua que superen tres ciclos de refrigeración por inmersión en GNL
(o nitrógeno líquido) y con retorno a temperatura sin agrietamiento o daños,
dado que estén libres de grietas y que la fuerza de compresión sea igual al 90%
de los cubos de control del mismo lote no refrigerados.
e)
El contenido total de ion cloruro en el concreto no excederá 0,10% del
peso del cemento para concreto reforzado ordinario y para concreto con acero
pretensado.
f)
En la zona de salpicadura, el contenido de cemento no debe ser menor de
400 kg/m3. Para concreto
reforzado o pretensado que no se encuentre dentro de la zona de salpicadura, el
contenido mínimo de cemento dependerá del tamaño máximo del agregado, como se
describe a continuación:
1. Hasta 20 mm de agregado,
requiere de un contenido mínimo de cemento de 360 kg/m3.
2. De 20 mm hasta 40 mm de
agregado, requiere de un contenido mínimo de cemento de 320 kg/m3.
g)
Para concreto expuesto al agua de mar, la resistencia característica a
la compresión de cilindro a 28 días no debe ser menor de 40 MPa. Cuando se usan
agregados ligeros con estructura porosa, el valor medio de la densidad horneada
a 105 ºC para dos muestras de concreto después de 28 días no desviará más de 50
kg/m3 y cualquier
valor individual no desviará más de 75 kg/m3 del valor
requerido. El valor medio de la producción entera debe encontrarse dentro de
+20 kg/m3 a 50 kg/m3.
h)
Si la absorción de agua del concreto en la construcción final es
relevante, esta propiedad debe determinarse mediante pruebas bajo condiciones
que corresponden a las condiciones que será expuesto el concreto.
205.5.4 Acero de refuerzo.
Por lo general se aplican varillas de acero corrugadas laminadas en caliente de
calidad soldable y con alta ductilidad, las cuales deben cumplir con las Normas
Aplicables. Cuando se requieren características especiales de resistencia
contra sismos, en la IBDP se deben especificar las Normas Aplicables que debe
cumplir el acero de refuerzo.
a)
Las propiedades de fatiga y las curvas esfuerzo-número de aplicaciones
(SN) deben cumplir con las Normas
Aplicables.
b)
Se deben identificar todos los lotes de acero de refuerzo que se reciban
para usar en la terminal de almacenamiento de GNL, los cuales deben contar con
una constancia del fabricante de cumplimiento con las Normas Aplicables.
c)
Se puede aplicar acero de refuerzo galvanizado donde se tengan los
medios para garantizar que no ocurrirá ninguna reacción con el cemento que
perjudique la adherencia del refuerzo galvanizado.
d)
Se podrá utilizar acero inoxidable siempre y cuando se cumplan con los
requisitos de las propiedades mecánicas del acero de refuerzo ordinario.
e)
La aplicación del acero de refuerzo para construcciones de GNL debe
cumplir con la IBDP.
205.5.5 Acero
pretensado. El acero pretensado como
producto debe cumplir con la Normas Aplicables.
a)
Se deben identificar todos los lotes de acero pretensado que se reciban
para usar en la terminal, los cuales deben contar con una constancia del
fabricante de cumplimiento con las Normas Aplicables.
b)
Tendones, tales como alambres, cables, cordones y barras, dispositivos
de anclaje, empalmes, tubos y camisas son partes del sistema pretensado descrito en la especificación del
proyecto. Todas las partes deben ser compatibles y claramente identificadas.
Los sistemas pretensados deben cumplir con los requisitos de las
especificaciones de diseño.
c)
Por lo general, las camisas para tendones postensados deben ser de tipo
rígido o semirrígido, herméticas al agua y con rigidez adecuada para prevenir
daños y deformaciones. Los tubos deben ser de acero al menos que se
especifiquen otros tipos por diseño.
d)
Se deben identificar todos los componentes del sistema pretensado que se
reciban para usar en la terminal, los cuales deben contar con una constancia
del fabricante de cumplimiento con las Normas Aplicables.
e)
Debe usarse acero pretensado para aplicaciones de GNL de acuerdo a las
Normas Aplicables y debe estar calificado para el servicio a bajas temperaturas
hasta una temperatura 20°C menor a la temperatura más baja pronosticada como
resultado de un accidente o de otra condición de diseño.
205.5.6 El armazón u
obra falsa para formar y soportar la cimbra o moldes para colar el concreto
deben cumplir con la IBDP y las Normas Aplicables.
205.5.7 Manejo del
acero de refuerzo. La superficie del acero de refuerzo debe estar libre de
herrumbre suelta, substancias u otros defectos superficiales que perjudiquen la
adherencia con el concreto.
a)
El acero de refuerzo se cortará y doblará conforme con las Normas
Aplicables. Estos trabajos deben cumplir al menos con los requisitos
siguientes:
1 Se debe doblar a una
velocidad uniforme.
2 El doblado del acero de
refuerzo a una temperatura por debajo de 0°C se debe realizar únicamente de
acuerdo con los procedimientos preparados para el sitio específico de
construcción, mismos que deben cumplir con las Normas Aplicables.
3 No está permitido doblar
aplicando un tratamiento térmico a menos que se permita explícitamente por la IBDP.
b)
Ensamble y colocación del acero de refuerzo. El acero de refuerzo debe
colocarse y fijarse dentro de las tolerancias de diseño y de acuerdo con las
Normas Aplicables.
1. La cimbra o molde para
vaciar el concreto que cubrirá al acero de refuerzo se mantendrá en posición
mediante una armazón u obra falsa con soportes y separadores adecuados. La
cubierta mínima no debe ser menor que aquella apropiada para estructuras de
retención de agua de mar. En ambiente corrosivo, los separadores en contacto
con la superficie de concreto deben ser fabricados de concreto de la misma
calidad, al menos, que la construcción.
2. En las áreas donde el acero
de refuerzo obstaculice el flujo del concreto se deben tomar medidas para
asegurar que el concreto puede fluir y llenar todos los huecos sin segregación
y que pueda ser compactado adecuadamente.
205.5.8 Pretensado y
postensado. Los componentes de un ensamble o de un sistema entero pretensado,
tales como acero pretensado, tubos, camisas, dispositivos de anclaje, empalmes,
así como tendones de fábrica y tendones fabricados en el sitio, deben ser
nuevos y no deben estar dañados, deteriorados o degradados. Deben reemplazarse
los materiales que han sido dañados o corroídos. Se deben evitar condiciones
perjudiciales, tales como corrosión, enroscamiento de componentes de tensión
y/o camisas.
205.5.9 Colado del
concreto. Se deben especificar y aplicar procedimientos documentados para la
preparación y realización del colado del concreto, su distribución y
compactación, curado y protección del concreto endurecido, trabajos posteriores
al colado, terminado y reparación para asegurar que el concreto cumpla con las
condiciones de diseño.
205.6 Programa de
inspecciones periódicas de la EFG
a)
Se debe establecer un programa de inspecciones periódicas en el que se
consideren los aspectos de seguridad, consecuencias ambientales y los costos
del ciclo de vida de la EFG.
b)
El objetivo general de este programa es vigilar que la EFG conserve las
condiciones adecuadas para el propósito proyectado a lo largo de su vida.
c)
Se debe prestar especial atención a los mecanismos de deterioro de los
componentes materiales y estructurales relevantes: los efectos dependientes del
tiempo, ataques mecánicos y químicos, corrosión, cargas, condiciones del fondo
del mar, estabilidad, protección contra socavación y daños por accidentes. Los
resultados de las inspecciones periódicas de las condiciones de la terminal de
almacenamiento de GNL deben aplicarse para determinar los programas de
mantenimiento y reparación.
205.7 Operación
marina para la transportación, colocación y remoción de la EFG
205.7.1 La operación
marina para transportar la EFG desde el dique donde se construyó hasta su
remoción al finalizar su vida útil comprende
las etapas siguientes:
a)
Levantamiento en el dique de construcción
b)
Remolque para sacarla del dique seco
c)
Flotación de la construcción
d)
Remolque en el litoral
e)
Remolque mar adentro
f)
Colocación en el sitio de instalación
g)
Remoción al finalizar su tiempo de operación
205.7.2 Las
operaciones marinas deben abarcar tanto el diseño de componentes, sistemas y
medios requeridos para llevar a cabo dichas operaciones, como el desarrollo de
métodos y procedimientos para realizarlas con seguridad. Se debe cerciorar que
todo el equipo funcionará y que se llevarán a cabo todas las actividades con
seguridad.
205.7.3 Se debe
determinar la dinámica de los movimientos desde la puesta a flote, remolque y
colocación de la EFG para definir con precisión las aceleraciones y los ángulos
de inclinación de la EFG cuando está sin daño alguno. Asimismo, se deben prever
los daños con mayor probabilidad de ocurrencia, para evaluar sus efectos en
dicha dinámica y tomarlos en cuenta para el diseño de la plataforma, la
subestructura y sus conexiones.
205.7.4 Espacio libre
y ruta de remolque
a)
Para remolcar la EFG fuera del dique seco el espacio libre bajo la
quilla de la EFG no debe ser menor de 0,5 m, una vez que se hayan aplicado las
correcciones relativas a los efectos previstos de las deformaciones de la EFG,
aplicación de la fuerza para remolcarla, el hundimiento de la parte posterior
al remolcarla, inclinación por viento y variación de la densidad de agua de
mar.
b)
El espacio libre mínimo bajo la quilla de la EFG para su fondeo justo
afuera del dique o en un puerto protegido o para remolcarla de tierra al mar,
no debe ser menor de 1,5 m y para remolcarla mar adentro no debe ser menor de 5
m, una vez considerados los efectos debidos al cabeceo y balanceo, movimiento
vertical, tolerancia sobre batimetría, además de los efectos de las
deformaciones de la EFG, aplicación de fuerza para remolcarla, hundimiento de
la parte posterior al remolcarla, inclinación por viento y variación de la
densidad del agua de mar.
c)
Cuando la posición de la EFG durante el remolque al mar es controlada
por cabrestantes, el ancho mínimo del canal debe ser 1,2 veces el ancho máximo
de la EFG o el espacio libre lateral mínimo debe ser de 10 m en cada lado de la
EFG, el que sea menor de los dos. Si la EFG es arrastrada por cabrestantes
sobre defensas en un lado del canal, debe contar con espacio libre adecuado del
lado opuesto.
d)
Cuando la posición de la EFG durante el remolque de tierra al mar es
controlada por remolcadores, el ancho mínimo del canal debe ser 1,5 veces mayor
que el ancho máximo de la EFG. Se puede requerir un espacio libre adicional
para la operación de los remolcadores.
e)
Para remolcar la EFG en áreas fuera de un puerto protegido con
condiciones mínimas de corriente y viento, el ancho mínimo del canal debe ser 2
veces el ancho máximo de la EFG para contar con espacio libre para bandazos,
efectos de corrientes locales y mareas durante el viaje, incluyendo
contingencias. El ancho mínimo del canal puede variar dependiendo de la
configuración del remolque.
f)
Se debe hacer una evaluación específica de cada ruta para remolcar una
EFG hacia el mar, considerando las condiciones ambientales, la longitud del
estrecho, cualquier cambio de curso dentro del estrecho, análisis de la sección
transversal del estrecho con relación al área y forma de la EFG bajo el agua,
así como la capacidad de los remolcadores para asegurar la integridad de la
operación de la EFG.
205.7.5 Sistema de
aire para flotación de la EFG. Las paredes verticales de la EFG son dobles y
tienen compartimentos; algunos de estos compartimentos se llenan de aire y se
utilizan para la flotación de la EFG, . los cuales
deben cumplir con los requisitos siguientes:
a)
Soportar una presión interna de aire equivalente a 1,3 veces la carga de
agua entre el borde de las paredes verticales y el nivel del agua.
b)
Estar aislados para que una falla en cualquier parte del sistema no
cause una pérdida de flotabilidad, fuera de los criterios aceptables de
estabilidad, calado o francobordo.
c)
Se debe comprobar que los compartimentos de la EFG no tienen fuga de
aire antes de ponerla a flotar.
205.7.6 Sistema de
lastre para controlar la estabilidad de la EFG. Algunos de los compartimentos
de las paredes verticales de la EFG se llenan de lastre para controlar la
estabilidad de la EFG.
a)
Los compartimentos de lastre pueden ser de dos tipos:
1 Compartimentos
permanentemente inundados para propósitos de la operación de la terminal de
almacenamiento de GNL. No cuentan con equipo para tirar lastre, excepto un
sistema de drenaje durante la construcción. En caso de remoción de la EFG,
puede requerirse que se tire lastre de algunos de estos compartimentos.
2 Compartimentos que tienen
lastre temporalmente para propósitos de las operaciones marinas. Algunos de
éstos podrán volver a contener lastre de manera permanente para propósitos de
operación de la terminal de almacenamiento de GNL.
205.7.7 Capacidad del
sistema de lastre
a)
La capacidad del sistema para cargar y tirar lastre debe ser tal que
permita cumplir con los requisitos de las operaciones marinas requeridas por la
EFG.
b)
El diseño del sistema de lastre debe ser tal que la falla de cualquier
válvula para abrir o cerrar, o la fractura de cualquier tubería no ocasione que
la unidad se inunde cuando no se requiera, o no se pueda inundar la unidad
cuando sea requerido.
c)
Las válvulas con control remoto deben operarse mediante un sistema
secundario manual. Cualquier sistema automático o controlado por radio debe
contar con un sistema manual que prevalezca sobre el automático.
d)
Todas las entradas internas y externas deben estar protegidas para
prevenir daño por entrada de cables y escombros.
e)
Cuando se requiera un conducto para suministrar servicios eléctricos y/o
hidráulicos, debe proporcionarse la capacidad de respaldo adecuada y en los
controles de válvulas críticas se deben incorporar sistemas a prueba de fallas.
205.7.8 Colocación de
la EFG. Durante la colocación de la EFG en el sitio de la terminal de
almacenamiento de GNL se deben cumplir las condiciones siguientes:
a)
Profundidad del agua. La profundidad del agua alrededor del sitio de
instalación, incluyendo todas las áreas de actividad temporal, debe ser
establecida con exactitud.
b)
Sistema de Monitoreo de Posición (SMP). Durante la colocación de la EFG
deben utilizarse dos sistemas completamente independientes para monitorear la
posición y orientación de la misma.
c)
Sistemas de servicios. Los sistemas eléctricos de potencia, de bombeo,
entre otros, se deben diseñar para tener la confiabilidad y la capacidad para
asegurar que en todo momento se mantengan los criterios de control, tales como
estabilidad y espacios libres, entre otros.
205.8 Penetración
205.8.1 Criterios.
Para el diseño de las paredes verticales de la EFG se deben establecer los
criterios de penetración en los cuales se debe tomar en cuenta lo siguiente:
a)
Características geotécnicas del fondo del mar
b)
El número y tamaño de los compartimentos en las paredes verticales
c)
Carga en la parte inferior de las paredes verticales.
d)
Inclinación de la EFG durante la penetración
e)
Evacuación del agua de los compartimentos de las paredes verticales
f)
Medición de la penetración de la EFG
g)
Presión del agua sobre los compartimentos de las paredes verticales
205.8.2 Las
operaciones marinas deben asegurar que la colocación de la EFG cumpla con las
condiciones de diseño.
205.9 Operaciones
marinas finales
205.9.1 Después de la
colocación de la EFG se debe realizar una inspección con un Vehículo a Control
Remoto (VCR) para verificar lo
siguiente:
a)
Lechada de concreto que sea aceptable en el lado exterior de las paredes
verticales
b)
Daños en los sistemas de ánodos, en su caso
c)
Daños en los ductos ascendentes y el gasoducto, en su caso
d)
Daños al concreto, en su caso, y
e)
Que los sistemas de uso temporal debajo de la superficie del mar estén
fuera de servicio.
. 205.9.2 Protección contra la
socavación.
a)
Se debe colocar material resistente a la socavación alrededor de la
periferia del CFG en agua poco profunda y/o donde se requiera tomar en cuenta
las corrientes marinas en el fondo, entre otras, las ocasionadas por el oleaje.
b)
En agua poco profunda o de profundidad media se deben considerar los
efectos de la presión y la velocidad de las partículas contenidas o suspendidas
en el agua. Si se prevé que habrá socavación o licuefacción del fondo del mar,
se deben disponer de medidas necesarias para evitar o mitigar sus efectos.
206
Tanques de almacenamiento de GNL
206.1 Diseño
206.1.1 Los tanques
de almacenamiento de GNL en las terminales costa afuera deben estar
constituidos por un contenedor primario y un contenedor secundario separados
por un sistema de aislamiento criogénico.
a)
El contenedor primario es de metal y puede ser de alguno de los tipos
siguientes:
1. Autosoportado
i.
Cilíndrico de conformidad
con el numeral 109.1.1 b) 3. de esta NOM.
ii.
Tipo B, esférico o
prismático, se diseña aplicando métodos analíticos y pruebas de modelos, así
como prácticas internacionalmente reconocidas para buques.
iii.
Tipo D, rectangular,
soportado sobre un aislamiento de apoyo y diseñado aplicando métodos analíticos
y pruebas de modelos.
2. No autosoportado, tipo de
membrana.
b)
El contenedor secundario debe ser de concreto pretensado y puede estar
constituido por las paredes y el fondo interiores de la EFG o puede ser
independiente de la EFG y en ambos casos debe cumplir con las condiciones siguientes:
1. Ser una barrera de vapor de
GNL durante operación normal, pero no está diseñado para contener GNL.
2. Ser capaz de controlar el
líquido y el vapor de un derrame de GNL causado por falla del contenedor
primario. Está permitida la liberación controlada de vapor durante el derrame.
3. Contar con un Sistema de
Protección Térmica (SPT) contra la
temperatura criogénica causada por el derrame de GNL del contenedor primario,
ya que no es capaz de soportar las deformaciones producidas por estas temperaturas
por ser una estructura rectangular de concreto. Esta protección consiste de un
recubrimiento que protege contra las temperaturas criogénicas al piso y las
paredes interiores de concreto del contenedor secundario hasta la altura máxima
prevista que alcanzará el GNL.
206.1.2 El volumen de
GNL que puede ser controlado en caso de falla del contenedor primario es
determinado por la altura de recubrimiento de las paredes del contenedor
secundario, y los tanques se clasifican en los tipos siguientes:
Tipo 1 Contención total. El
contenedor secundario es capaz de controlar el contenido total del contenedor
primario.
Tipo 2 Contención
semitotal. El contenedor secundario
es capaz de controlar sólo una parte del contenido del contenedor primario
autosoportado. La altura máxima prevista que alcanzará el GNL se determina con
base en una fuga de diseño del contenedor primario y la capacidad para
desalojar GNL del contenedor secundario como se describe a continuación:
a)
La fuga de diseño es la que produciría una grieta de 1 mm de ancho por
500 mm de largo, localizada en el fondo del tanque suponiendo que el GNL se
mantiene a su nivel máximo de operación durante el tiempo que dura la fuga.
b)
Se debe comprobar que el SPT permite controlar el volumen de GNL que se
fuga durante el tiempo necesario para vaciar el tanque, considerando una o la
combinación de varias de las formas de desalojar el GNL siguientes:
1. A otro tanque
2. A un buque
3. A través del sistema de
envío de gas natural
4. Enviarlo al quemador
c)
La altura mínima del SPT debe ser de 500 mm arriba del nivel más bajo de
GNL dentro del tanque en que puede operar el sistema de bombeo para descargar
GNL.
d)
La selección de la forma para vaciar el tanque debe estar basada en la
evaluación de los rubros siguientes:
1. Probabilidad de que los
tanques adyacentes estén llenos
2. Disponibilidad de un buque
en el mercado
3. Tiempo necesario para
localizar y conseguir el buque apropiado
4. Capacidad de operación del
sistema de envío de gas natural. Se debe suponer que está disponible un 50% de
la capacidad de envío normal del sistema a menos que se demuestre otra cosa.
5. Disponibilidad del sistema
aguas abajo para recibir el contenido del tanque
e)
Debe haber un espacio libre entre los contenedores de este tipo de
tanque para permitir la evaporación adecuada del GNL derramado, por lo que el
aislamiento mediante perlita suelta no es adecuado y se requiere el uso de un
sistema alternativo de aislamiento en este tipo de tanques.
f)
En el espacio entre contenedores debe haber una atmósfera inerte y seca
que debe ser controlada constantemente mediante detectores de gas y de humedad,
sistemas para la extracción de gas y de humedad, así como para controlar la
presión y vacío en este espacio.
g)
Se debe considerar la evaporación de GNL en el espacio entre los dos
contenedores del tanque. El sistema de condensación de la evaporación de GNL
debe tener capacidad para condensar el vapor de la fuga adicionalmente a la
evaporación de GNL normal en los tanques.
Tipo 3 Es aplicable
solamente a los tanques tipo B que son diseñados de acuerdo con prácticas
internacionalmente reconocidas para buques. El volumen del derrame de GNL que
se debe controlar es determinado de acuerdo con el concepto de “Fuga Antes de
Falla” de conformidad con prácticas internacionalmente reconocidas para buques,
en el cual se debe demostrar por cálculos y pruebas que no es posible destruir
el contenedor primario, que no se pueden producir grietas, y en su caso, las
grietas existentes no pueden crecer hasta producir fuga y sólo se consideran
fugas muy limitadas del contenedor primario, las cuales son controladas por
dispositivos adecuados y conducidas a bandejas de goteo de tamaño adecuado. Se
puede suprimir el SPT del contenedor secundario siempre que se demuestre que la
capacidad de las bandejas y la capacidad de desalojo de GNL por evaporación,
bombeo u otro medio, es suficiente para evitar que se derrame GNL en el espacio
entre los contenedores y que el concreto resiste los derrames de diseño en caso
de falla de las bandejas.
206.1.3 El piso y las
paredes de concreto del contenedor secundario y de la EFG deben ser mantenidas
a una temperatura superior a 0°C a menos que se demuestre que el concreto puede
resistir adecuadamente una cantidad de ciclos de enfriamiento-calentamiento
igual, al menos, al doble del número de ciclos de llenado previstos para la
vida de la terminal de almacenamiento de GNL. En caso necesario, la EFG debe
contar con un sistema de calefacción para cumplir con este requisito.
206.1.4 Los tanques
de almacenamiento de GNL deben tener un diseño estructural apropiado en el que
hayan considerado el análisis de resistencia y fatiga en las fases de
construcción, transportación, colocación y operación normal. El análisis debe
considerar los efectos de llenado parcial y de cargas dinámicas debidas al
oleaje del GNL dentro de los tanques que resulta de los movimientos de la EFG
causados por actividad sísmica u otros cargas dinámicas, tales como cargas
ambientales, por ejemplo, vientos y corrientes y oleaje del mar, o impactos de
los buques con la EFG. Como los tanques están dentro de la EFG, las cargas de
oleaje y corrientes marinas no actúan directamente sobre los tanques de GNL.
206.1.5 En cada
tanque de GNL con capacidad superior a 265 m3 se deben
instalar, al menos, los instrumentos y dispositivos siguientes:
a) Dispositivos para llenar el tanque desde la parte
superior y desde la parte inferior y para recircular el GNL a fin de evitar la
estratificación del mismo.
b) Equipos de bombeo sumergidos que se puedan retirar para
mantenimiento por la parte superior sin que sea necesario vaciar el tanque de
GNL.
c) Sistemas de monitoreo y control para proporcionar niveles
de seguridad adecuados para el personal y la terminal en condiciones de operación
normales y anormales.
d) Dispositivos para medir la densidad del GNL a niveles
diferentes.
e)
Dos sistemas independientes de medición de nivel del GNL instalados de
forma que sea posible reemplazarlos sin interrumpir la operación del tanque.
f)
Dos alarmas independientes de nivel alto y alto-muy alto. Estas alarmas
deben ser visibles y audibles y actuar con anticipación suficiente para que se
tomen las medidas necesarias para que no se sobrepase el nivel más alto
permitido para el GNL.
g)
Dispositivo de cierre automático de llenado a nivel alto-muy alto,
independiente de los medidores de nivel.
h)
Dos alarmas independientes de nivel bajo y bajo-muy bajo.
i)
Dispositivos para medir la temperatura del GNL en la parte superior,
media e inferior del contenedor.
j)
Indicadores y medidores de presión de vapor de GNL, locales y remotos,
con alarma audible y visible de presión alta y muy alta.
k)
Dos dispositivos independientes de relevo de presión y de vacío.
l)
Sistema de detección de gas en el espacio de aislamiento.
m)
Medidores de presión y de vacío en el espacio de aislamiento con alarma
audible y visible.
n)
Dispositivos de relevo de presión y de vacío en el espacio de
aislamiento, en su caso.
o)
Control de temperatura de la pared lateral del contenedor primario.
p)
Medidores e indicadores de temperatura en la base del tanque y en la
parte inferior del contenedor secundario para detectar enfriamiento causado por
una fuga de GNL, con alarma audible y visible.
q)
Medidores o indicadores de temperatura del sistema de calentamiento de
los cimientos del tanque, en su caso.
r)
En los contenedores autosoportados se deben instalar sondas de
temperatura y medidores de deformación para controlar los esfuerzos en la
estructura del contenedor durante la fase de enfriamiento.
s)
Los tanques de GNL deben tener un sistema de monitoreo y registro de la
información recabada
de acuerdo con los puntos anteriores, en el cuarto de control de la terminal de
almacenamiento de GNL.
t)
Medios para aislar el tanque del resto del sistema y para ponerlo fuera
de servicio.
u)
Medios para desalojar el gas y para la entrada y salida de personal y
equipos requeridos para inspección y mantenimiento.
v)
Medios de calentamiento y enfriamiento requeridos para el arranque,
operación normal y para ponerlo fuera y restaurarlo al servicio.
w)
Medios para purgar los tanques cuando se vacían para darles
mantenimiento.
206.2 Cargas de
diseño
206.2.1
Generalidades. Para el diseño de los tanques, soportes y dispositivos, se deben
considerar las combinaciones apropiadas de las cargas siguientes:
a)
Cargas sísmicas
b)
Cargas térmicas
c)
Cargas debidas al oleaje del GNL causado por eventos sísmicos
d)
El peso del tanque y de la carga, así como las reacciones
correspondientes en los soportes
e)
Presión interna
f)
Presión externa
g)
Cargas del aislamiento
h)
Cargas en las torres y otros accesorios
206.2.2 Las cargas de
oleaje del GNL se deben considerar para cualquier nivel de llenado en cada
tanque, a menos que se demuestre, de acuerdo con los subincisos b) y d) del
inciso 206.1.2 de esta NOM, que la carga de GNL almacenada puede ser controlada
con oportunidad para que el nivel de GNL en los tanques se mantenga dentro de
los límites de diseño.
206.3 Tanques
independientes tipo B
206.3.1 Los tanques
independientes tipo B no forman parte de la EFG. Los tanques tipo B son
diseñados utilizando pruebas de modelos y herramientas analíticas sofisticadas
para determinar niveles de esfuerzo, de fatiga durante la vida y las
características de propagación de grietas. Cuando estos tanques se construyen
con superficies planas (tanques de gravedad), la presión de vapor de diseño
debe ser menos de 0,7 bar, a menos que se demuestre a través de estudios de
ingeniería que el tanque está diseñado para operar a una presión mayor con un
nivel de seguridad equivalente.
206.3.2 Análisis
estructural de los tanques independientes tipo B.
a)
Se deben considerar los efectos de las cargas dinámicas y estáticas para
determinar si la construcción es adecuada con respecto a:
1
Resistencia
2 Deformación
plástica
3
Pandeo
. 4 Falla por fatiga
5
Propagación de grietas
b)
Se debe llevar a cabo un análisis estático y dinámico de acuerdo con las
prácticas internacionalmente reconocidas para buques, un análisis
estructural mediante técnicas computacionales de elementos finitos o
métodos similares y un análisis mecánico de fractura o un estudio equivalente.
c)
Se debe llevar a cabo un análisis tridimensional para evaluar los
niveles de esfuerzo causados por los movimientos y deformaciones de la
estructura de soporte. El modelo para este análisis debe incluir la carga del
tanque con su sistema de soporte y manejo junto con una porción razonable de la
estructura de soporte.
d)
Se debe llevar a cabo un análisis de las aceleraciones y de los
movimientos de la estructura de soporte en eventos sísmicos de diseño y de la
respuesta de la estructura de soporte y de los tanques a estas fuerzas y
movimientos.
e)
El sistema de soporte debe permitir la contracción y expansión del
tanque debidos al enfriamiento y calentamiento previstos y debe contar con los
medios adecuados para amortiguar los efectos de las fuerzas cíclicas previstas.
f)
Se deben aislar y sellar las penetraciones de ductos a través del techo
y del domo de forma que se permita la expansión y contracción del tanque sin
que se afecte la hermeticidad del mismo.
g)
Se debe contar con dispositivos para evitar que el contenedor primario
flote en caso de que entre agua en el espacio entre los contenedores.
h)
Se debe realizar un análisis de deformaciones en el cual se consideran
las tolerancias máximas de construcción, por ejemplo, para alineación de
placas, elementos para dar rigidez y demás componentes así como las
penetraciones estructurales.
i)
Se deben realizar pruebas modelo, en caso necesario, para determinar los
factores de concentración de esfuerzo y la fatiga durante la vida de elementos
estructurales.
j)
El análisis del efecto acumulado de las cargas de fatiga debe cumplir
con las Normas Aplicables.
k)
La presión de prueba hidrostática de resistencia y hermeticidad debe
ser:
P = 1.25 (Po + MPPAVS)
Donde:
Po = Máxima presión
calculada por la carga de GNL durante un sismo SOB
MPPAVS = Máxima Presión
Permisible de Ajuste de las Válvulas de Seguridad
206.4 Tanques tipo
membrana
206.4.1 Para tanques
de almacenamiento tipo membrana, deben considerarse los efectos de las cargas
estáticas y dinámicas para determinar si la membrana y el aislamiento cumplen
con los requisitos de resistencia, deformación plástica y fatiga adecuados.
206.4.2 Se debe
probar un prototipo del contenedor primario y del aislamiento, que incluya
esquinas y juntas, para verificar que ambos resistirán el esfuerzo combinado
previsto ocasionado por cargas estáticas, dinámicas y térmicas. El diseño de
los tanques tipo membrana debe considerar lo siguiente:
a)
Las condiciones de prueba del contenedor primario deben ser equivalentes
a las condiciones de servicio extremas a las que el tanque estará sometido en
su vida útil.
b)
La hermeticidad de la membrana se prueba con gas amoniaco. Si se
necesitan reparaciones se debe repetir la prueba después de cada reparación.
c)
Un análisis completo de los movimientos y aceleraciones específicos así
como la respuesta de la estructura de soporte y de los sistemas de contención
de carga de GNL.
d)
Un análisis estructural para prevenir una posible deformación de la
membrana debido a una sobrepresión en el espacio entre las barreras, vacío en
el tanque de carga, efectos del oleaje del GNL dentro del tanque y vibraciones
transmitidas a través de la estructura de soporte a la membrana y sus soportes.
206.4.3 Se debe
realizar un análisis estructural de la estructura de soporte, tomando en cuenta
la presión diferencial entre la parte interna del tanque del GNL y la parte
externa o la estructura de soporte. El diseño de la estructura de soporte debe
considerar:
a)
Las deformaciones de la estructura y su compatibilidad con la membrana y
el aislamiento.
b)
Los requisitos de las Normas Aplicables para tanques profundos, tomando
en cuenta la presión externa e interna.
c)
El esfuerzo permisible de los materiales de la membrana, de la
estructura de soporte de la membrana y del aislamiento en cada caso particular.
e)
Deben realizarse pruebas a los materiales para verificar que sus
propiedades no se degradarán por envejecimiento.
f)
Se debe realizar una prueba de presión hidráulica y neumática de la
resistencia y hermeticidad del contenedor secundario antes de la instalación
del sistema de aislamiento y de la membrana. Si se necesitan reparaciones se
debe repetir la prueba después de cada reparación.
g)
Después de la instalación de la membrana y del aislamiento se debe
realizar una prueba de presión neumática y una prueba con presión mayor en el
exterior de la membrana.
h)
El espacio de aislamiento entre la membrana y el contenedor secundario
se debe mantener con atmósfera inerte y debe contar con dispositivos para
controlarla; asimismo debe contar con sistemas para controlar la presión y el
vacío en este espacio.
206.5 Venteo de los
tanques
206.5.1 Los tanques
deben estar equipados con dispositivos de relevo de presión y de vacío de
acuerdo con la sección 109.13 de esta NOM.
206.5.2 En caso de un
derrame en el contenedor secundario, los dispositivos de relevo deben ser
capaces de aliviar la evaporación máxima que se produzca por el derrame de GNL.
206.5.3 Las válvulas
de alivio de cada tanque deben estar conectadas a una tubería que conduzca los
vapores a un mástil o a un quemador. En ambos casos se debe realizar una
análisis de riesgos de acuerdo con el capítulo 106 de esta NOM para demostrar
que en las condiciones atmosféricas más desfavorables se cumple lo siguiente:
a)
En caso de que se utilice un mástil, la dispersión de la nube de mezcla
combustible en la atmósfera que no debe ocasionar riesgos en el equipo en la
plataforma.
b)
En caso de que se utilice un quemador, el flujo de radiación térmica en
los equipos de la terminal de almacenamiento no debe exceder 5 kW/m2.
207.
Instalaciones sobre la plataforma
207.1 Se debe
cumplir con las condiciones especificadas en esta sección a menos que se
demuestre, mediante un análisis de riesgos realizado de conformidad con la
metodología a que hace referencia el capitulo 6 de esta NOM, que condiciones
operativas distintas son aceptables en puntos específicos porque . presentan condiciones de seguridad iguales o mejores a las ya
establecidas.
207.1.1 Altura de la
plataforma. El elemento más bajo de la estructura para el cual no han sido
consideradas en el diseño las fuerzas de las olas, debe estar situado por lo
menos 1.5 m arriba de la máxima elevación de la cresta de las olas.
a)
Para determinar el nivel del elemento más bajo se debe tomar en cuenta
el asentamiento de la estructura debido a la consolidación del lecho marino,
tanto el inicial como el asentamiento esperado a largo plazo.
b)
Para determinar la altura máxima de la cresta de las olas que se
aplicará para el diseño de la estructura, se debe superponer la altura de la
cresta de la ola al nivel del agua quieta con la Marea Astronómica más Alta
(MAA). El nivel más alto de agua es el que resulta del oleaje con marea alta.
Asimismo, se debe considerar el periodo de las olas y, en su caso, los
maremotos.
207.2 Sistema de
seguridad
207.2.1 El diseño de
la terminal de almacenamiento de GNL debe especificar un sistema de seguridad
adecuado que permita identificar las funciones del personal y asegurar que los
dispositivos y sistemas siempre estén en los lugares apropiados de la
plataforma como se describen a continuación.
207.2.2 Sistemas de
detección de incendios y de fugas de gas. Los sistemas de detección de
incendios y fugas de gas deben cumplir con los requisitos especificados en el
inciso 114.2.2 de esta NOM. El diseño de los sistemas de detección de incendios
y gas deben considerar lo siguiente:
a)
Identificación de las áreas a cubrir de acuerdo con el mapa de riesgos,
tales como áreas de proceso, áreas confinadas Clasificadas y No clasificadas,
por ejemplo, habitaciones donde duerme o se reúne regular u ocasionalmente el
personal, entre otros.
b)
Identificación de las áreas de alojamiento permanente de personas y de
los sistemas de seguridad para dichas áreas.
c)
Tipo, cantidad y ubicación de los sistemas de detección de incendios
eléctricos o no relacionados con el proceso.
d)
Tener una respuesta inmediata.
e)
Especificación adecuada de los detectores térmicos, de humo y de llama
en un punto o en un área.
f)
Activación de alarmas visuales y audibles en la terminal y en el Cuarto
de Control Central de la plataforma.
g)
Acciones de supresión de incendios, entre otras, rociar agua, espuma o
bióxido de carbono y/o paro de emergencia de la terminal.
h)
Activación de las alarmas cuando la concentración de gases inflamables
exceda el 25% del LII así como el paro de diferentes sistemas y, en los puntos
críticos establecidos por el análisis de riesgos, el paro mediante el Sistema
de Paro de Emergencia (PDE) de la terminal cuando la concentración del gas
exceda el 60% del LII.
207.2.3 Sistemas
contra incendios. El ámbito de los sistemas contra incendios se debe determinar
mediante una evaluación basada en la ingeniería de protección, el análisis de
las condiciones locales, los riesgos dentro de las instalaciones y la
exposición a otra propiedad. La evaluación de dichos sistemas debe identificar,
al menos, los puntos siguientes:
a)
Tipo, características y ubicación del equipo necesario para detección y
control de incendios, de derrames y fugas de GNL, líquidos y gases inflamables.
b)
Tipo, cantidad y ubicación de sistemas de detección de incendios
eléctricos o no relacionados con el proceso.
c)
Los métodos necesarios para proteger al personal de la terminal, los
equipos y estructuras de la exposición al fuego.
d)
Extintores y otros equipos de combate contra incendios.
207.2.4 La terminal
debe estar equipada con un sistema de suministro, distribución y aplicación de
agua adecuado para combatir incendios, proteger contra la exposición al fuego a
los tanques de almacenamiento, equipos, tuberías así como controlar fugas y
derrames no encendidos. Los sistemas de agua contra incendios deben:
a)
Proporcionar los volúmenes de agua a las presiones especificadas aun
cuando una bomba de agua contra incendios esté fuera de servicio.
b)
Tener bombas abastecidas al menos por dos fuentes de energía
independientes en caso de emergencia.
207.2.5 Los
extintores portátiles para combatir incendios menores deben estar disponibles
en sitios estratégicos de acuerdo con los lineamientos de esta NOM.
207.2.6 Se debe
establecer y realizar un programa de mantenimiento por escrito para todo el
equipo contra incendios.
207.2.7 Protección
estructural contra incendios. La protección estructural contra incendios se
refiere a un método pasivo para proporcionar protección contra incendios a los
espacios y compartimentos de la . estructura
mediante paredes contra incendios y limitación de materiales combustibles en la
construcción.
a)
En las paredes contra incendios se debe proporcionar protección
apropiada para las penetraciones de sistemas eléctricos, de tuberías y de
ventilación, entre otros.
b)
Las partes de las estructuras que puedan ser dañadas por exposición al
fuego deben protegerse con aislamiento adecuado.
207.2.8 Protección
del personal y dispositivos salvavidas. Deben estar disponibles y accesibles
para todo el personal de la terminal de almacenamiento de GNL los equipos de
protección personal, tales como ropa contra el fuego, chalecos y anillos
salvavidas, regaderas de seguridad y estaciones para lavado de ojos. Las áreas
de alojamiento de personal deben estar aisladas de las áreas de riesgo elevado.
a)
Refugio Temporal de Seguridad (RTS). Debe haber un área que proporcione
protección para todo el personal en la plataforma por un periodo mínimo de 2
horas en caso de un incendio u otra emergencia que tenga lugar en las áreas de
proceso.
1. Esta área debe tener rutas
protegidas hacia los botes salvavidas.
2. Los dormitorios de la
plataforma podrán estar diseñados para funcionar como RTS.
b)
Medios de escape del personal.
1. Rutas de escape. Los planos
que muestren las rutas de escape deben estar claramente visibles en diversos
puntos de las instalaciones.
i.
Las rutas de escape deben
estar identificadas e iluminadas adecuadamente.
ii. Debe haber por lo menos dos rutas de escape
separadas desde las áreas donde hay personal regularmente hasta el RTS.
iii. Las rutas de escape deben minimizar la
posibilidad de quedar bloqueadas en una situación de emergencia.
iv. Las rutas de escape deben tener un ancho
mínimo de 0,71 m.
v. La longitud de los corredores sin salida
no debe exceder 7 m.
2. Botes salvavidas. Debe
haber al menos 2 botes salvavidas cerrados, operados por motor diesel enfriado
por agua.
i. La capacidad total de los botes
salvavidas debe ser al menos 150% de la cantidad máxima de personas en la
plataforma y deben tener capacidad para el 100% de las personas de la
plataforma en la eventualidad que alguno de los botes salvavidas no estuviese
disponible en una emergencia.
ii. Se debe tener un acceso fácil y seguro
hacia los botes salvavidas desde el RTS.
3. Medios de escape al mar. La
plataforma debe tener medios de escape al mar en los dos extremos opuestos de
la plataforma más distantes entre sí.
i
Adicionalmente, debe
tener un sistema de escape secundario ubicado en el extremo opuesto del RTS y
de los botes salvavidas primarios. Este sistema de escape debe tener un tamaño
adecuado para acomodar la cantidad máxima de personas que están regularmente en
el área de proceso de la plataforma.
ii
Se deben proporcionar
medios alternos de escape al mar, además de los botes salvavidas. Estos medios
alternos de escape pueden incluir cuerdas, toboganes u otros medios de escape
de última instancia.
207.2.9 Sistema de
paro de emergencia (PDE). Los sistemas PDE deben cumplir con los requisitos del
inciso 14.2 de esta NOM. Adicionalmente, deben cumplir con los requisitos
siguientes:
a)
Durante una emergencia, los sistemas PDE deben aislar o apagar cualquier
flujo de GNL, refrigerantes, líquidos y gases inflamables en las instalaciones.
El PDE también debe parar la operación de cualquier equipo cuyo funcionamiento
continuo pudiera prolongar o aumentar el estado de emergencia.
b)
Los PDE deben tener un diseño libre de fallas. En los sitios donde no
sea práctico tener un diseño libre de fallas, los PDE deben ser instalados,
ubicados o protegidos de tal manera que se minimice la probabilidad de que no
funcionen en caso de emergencia o falla del sistema normal de control. Los PDE
que no sean del tipo libre de fallas deben tener sus componentes ubicados a una
distancia mínima de 15 m del equipo que controlan, en alguna de las formas
siguientes:
1. Instalados y ubicados en
donde no estén expuestos a incendios.
2. Protegidos contra cualquier
falla debida a exposición al fuego durante un tiempo mínimo de 10 minutos.
c)
El instructivo de la ubicación y funcionamiento de los controles de
emergencia debe estar en lugares accesibles en el área de instalaciones.
d)
El PDE debe poder activarse manualmente, automáticamente o la combinación
de ambos.
1. Los activadores manuales
deben estar en áreas que sean accesibles durante emergencias, a una distancia
mínima de 15 m del equipo al cual sirven y tener claramente indicada su función
de diseño.
2. Las estaciones de
activadores manuales deben estar protegidas contra una activación accidental y
ubicadas convenientemente en las áreas de evacuación principales, tales como el
área de amaraje de los botes salvavidas, el helipuerto, las estaciones de botes
salvavidas y el Cuarto de Control Central. Se pueden considerar ubicaciones
para estaciones adicionales de PDE, tales como las salidas de las escaleras en
cada nivel de cubierta, las salidas principales de los dormitorios y las
salidas principales de las instalaciones de cubierta.
e)
El PDE solamente debe activarse automáticamente mediante dispositivos
con redundancia de detección para evitar paros por falsas alarmas. En todos los
casos, se deben activar alarmas audibles y visuales locales y en el Cuarto de
Control Central. El PDE se debe activar automáticamente por:
1. Detección de incendio en
zonas críticas de la plataforma.
2. Detección de gas
combustible que exceda el 60% del LII en zonas críticas de la plataforma.
f)
Se debe instalar un panel de control del sistema PDE en el Cuarto de Control
Central. El PDE central debe ser independiente del sistema de control general y
debe tener prioridad de actuación sobre éste.
g)
Las señales de detectores de fuego y detectores de gas natural deben
estar centralizadas en un panel “fuego y gas”.
h)
Los gasoductos deben incluir una Válvula de Seguridad Submarina (VSS),
ubicada en el fondo del mar en la base de la tubería que sube a la plataforma.
El propósito de la VSS es aislar el gasoducto de la plataforma en una
emergencia para prevenir el retorno del gas del gasoducto hacia la plataforma.
La VSS debe activarse automáticamente por el sistema PDE en caso de incendio o
presencia de gas con 60% del LII.
207.3 Análisis de
seguridad en la instalación de equipos. Este análisis se debe realizar de
acuerdo con el capítulos 107 y 108 de esta NOM.
207.3.1 El análisis
de seguridad para las instalaciones en la plataforma tiene por objeto prevenir
cualquier fuga de GNL, así como de hidrocarburos y minimizar el efecto de los
hidrocarburos liberados, en su caso.
a)
El análisis de seguridad de la instalación debe identificar cualquier
evento que pudiera afectar a un componente y que presenta un riesgo para la
seguridad de la terminal. Entre estos eventos están el exceso de presión y
presión demasiado baja, derrame de GNL y escape de gas. Se debe considerar su
detección, la causa de dicho evento, su efecto y las medidas de preventivas que
se deben implantar para identificar la protección primaria y secundaria y la
localización de los dispositivos de seguridad.
b)
Los componentes básicos de la instalación deben analizarse
específicamente para preparar las Tablas de Análisis de Seguridad (TAS). En el
análisis de cada componente se deben incluir las tuberías de entrada y de
salida, así como los dispositivos de control del mismo.
c)
En la Lista de Control de Análisis de Seguridad (LCAS) se deben
registrar los dispositivos de seguridad necesarios para proteger cada
componente de la instalación como una unidad individual bajo las peores
condiciones de operación probables.
d)
El registro de Evaluación de la Función Análisis de Seguridad (EFAS)
debe indicar los componentes de la instalación, sus sistemas de soporte en
emergencias y sus dispositivos de seguridad requeridos, así como las funciones
de cada dispositivo; por ejemplo, sensores, válvulas y dispositivos de cierre y
sus sistemas de soporte de sus funciones en una emergencia.
207.4 Disposición y
espaciamiento del equipo en la plataforma. La disposición del equipo en la
plataforma y el espaciamiento entre equipos debe cumplir con los requisitos de
la Parte 1 de esta NOM. Adicionalmente, debe cumplir con los requisitos
siguientes:
a)
Los equipos de las instalaciones de GNL en la plataforma deben estar
agrupados en áreas considerando la seguridad y la protección contra incendios
requeridos por cada grupo de equipos.
b)
Los equipos que pudieran convertirse en fuentes de combustible en caso
de incendio se deben separar de las fuentes de ignición potenciales con un
espaciamiento adecuado o paredes contra incendios, de manera que un incendio no
obstaculice la evacuación segura del personal desde el área de peligro hasta el
área de embarque de los botes salvavidas o cualquier lugar de refugio.
207.4.1 Transferencia
de GNL y líquidos peligrosos. El sistema de transferencia de GNL debe cumplir,
en lo conducente, con los requisitos establecidos en el capítulo 113 de esta
NOM.
a)
La separación entre el área de transferencia y los equipos de proceso
debe ser determinada por un estudio de riesgos específico.
b)
Los accesos para personas a la terminal de almacenamiento de GNL deben
estar a una distancia mínima de 30 m del área de transferencia de GNL.
c)
Se deben instalar dispositivos para la contención y recuperación de los
derrames de GNL en las áreas de transferencia.
d)
El diseño de estos dispositivos debe cumplir, en lo conducente, con los
requisitos del capítulo 107 de esta NOM.
e)
Las zonas de la plataforma no protegidas contra derrames de GNL deben
ser capaces de resistir derrames limitados de GNL sin daños estructurales.
f)
Los sistemas de transferencia de líquidos peligrosos deben cumplir, en
lo conducente, con los requisitos de esta sección.
207.4.2
Vaporizadores. Los vaporizadores deben cumplir con los requisitos de la sección
107.5 y del capítulo 110 de esta NOM y se deben ubicar por lo menos a 30 m de
los dormitorios.
207.4.3 Equipos en la
plataforma. Los equipos instalados en la plataforma deben cumplir con los
requisitos de la sección 107.6 y del capítulo 108 de esta NOM.
207.4.4 Estructuras
metálicas. Se debe realizar un análisis de vibraciones de las estructuras
metálicas para diseñar los medios para evitar o mitigar los efectos de la
resonancia en dichas estructuras.
207.5 Sistemas
eléctricos. En los sistemas de generación, distribución y utilización de potencia
eléctrica se deben utilizar procedimientos y dispositivos de seguridad
específicos para terminales costa afuera de conformidad con las Normas
Aplicables y con los requisitos adicionales siguientes:
207.5.1 Se deben
utilizar sistemas eléctricos completamente aislados. No se deben usar sistemas
de generación y distribución de potencia eléctrica aterrizados para unidades
que manejan gases licuados inflamables, a menos que se demuestre que ninguna
corriente de falla a tierra atraviesa alguna zona peligrosa. La aplicación de
sistemas aterrizados está restringida para minimizar la probabilidad de que
corrientes altas de falla pasen a través de la estructura de la unidad, a fin
de prevenir el riesgo de que un punto caliente o una chispa en alguna
discontinuidad de la estructura puedan encender una atmósfera potencialmente
explosiva. Las corrientes que pasan a través de las placas en los tanques de
almacenamiento y los espacios adyacentes son las que presentan el riesgo mayor,
porque una mezcla aire-gas puede permanecer no detectada por largo tiempo en
los compartimentos de la EFG adyacentes a los . tanques de
almacenamiento.
207.5.2 La terminal
de almacenamiento de GNL debe contar con dos sistemas de generación de energía
eléctrica independientes, el principal y el de emergencia. Cada uno de estos
sistemas deben tener capacidad para suministrar la potencia requerida tanto en
condiciones normales como en condiciones anormales de operación, así como en
condiciones de emergencia. Los sistemas deben contener las características
siguientes:
a)
Se deben utilizar motores reciprocantes o turbinas de gas para impulsar
los generadores eléctricos en condiciones normales.
b)
Se deben utilizar motores diesel para impulsar los generadores
eléctricos en caso de emergencia y para poner en servicio los sistemas.
c)
Los generadores de emergencia con motor diesel deben arrancar y tomar la
carga automáticamente cuando falle la fuente de potencia eléctrica principal.
Estos generadores deben contar con un tanque local de diesel con capacidad para
operar por lo menos 4 horas a carga nominal de la terminal.
d)
El sistema de emergencia debe tener capacidad para suministrar potencia
al menos por cuatro días para la señalización por luz o señalización por sonido
de la estructura de la terminal de almacenamiento de GNL.
e)
Los generadores eléctricos deben estar ubicados en áreas no peligrosas.
El equipo interior de los conjuntos de generadores encerrados debe ser
apropiado para servicio en áreas peligrosas.
f)
Las tomas de aire para combustión de los motores de combustión interna
deben ubicarse en sitios no peligrosos para minimizar el riesgo de que aspiren
mezclas inflamables; dichas tomas deben contar con monitoreo de gases
inflamables.
g)
Los escapes de los motores de combustión interna deben estar en áreas no
peligrosas y descargar al exterior; cuando ello no sea posible, los escapes
deben protegerse utilizando métodos alternos para que no constituyan una fuente
de ignición.
207.5.3 Sistemas de
instrumentación. Los sistemas de instrumentación deben cumplir con los
requisitos del capítulo 112 de esta NOM.
207.5.4 Los sistemas
de protección de los circuitos eléctricos en áreas peligrosas deben cumplir con
los requisitos generales establecidos en las Normas Aplicables y con los
requisitos adicionales siguientes:
a)
En los sistemas de distribución aislados se debe monitorear
continuamente el nivel de aislamiento a tierra y, en caso de detectar un nivel
anormalmente bajo de conformidad con las Normas Aplicables, se debe activar una
alarma.
b)
En los sistemas conectados con impedancia a tierra se debe monitorear
continuamente la corriente en la conexión a tierra y, en caso de que se exceda
del valor especificado en las Normas Aplicables, se debe limitar o interrumpir
la corriente de falla y activar una alarma.
c)
En los sistemas conectados a tierra se debe monitorear continuamente la
corriente de fuga a tierra y, en caso de que se detecte una corriente excesiva,
debe contar con un dispositivo para limitarla automáticamente. Los circuitos monofásicos
conectados a un sistema de cuatro hilos deben estar protegidos con
interruptores sensibles a las corrientes residuales (30 mA).
207.5.5 Se deben
establecer las Normas Aplicables para la selección de equipos eléctricos en las
áreas peligrosas, la instalación eléctrica y los cables utilizados.
207.6 Sistemas de
servicios de apoyo al sistema de manejo y vaporización de GNL. El diseño e
instalación del sistema de servicios de apoyo al sistema de manejo y
vaporización de GNL debe cumplir con los requisitos establecidos en las Normas
Aplicables para asegurar su operación correcta y segura de la terminal de
almacenamiento de GNL.
207.7 Sistemas de
venteo y quemador. Los dispositivos de relevo de presión no deben desfogar
directamente a la atmósfera; se debe instalar un sistema de venteo para
recolectar el gas liberado por los dispositivos de relevo de presión y otros
procesos de venteo de gas y conducirlo a un mástil o quemador para su
eliminación segura, determinada de acuerdo con los estudios correspondientes de
dispersión de nubes de vapor y de radiación térmica, realizados conforme con la
metodología del capítulo 106 de esta NOM. Este sistema puede estar compuesto
por dos subsistemas independientes de alta y baja presión.
207.7.1 Capacidad del
sistema de venteo y quemador
a)
El sistema de venteo y quemador debe tener capacidad para desfogar el
mayor flujo de vapor producido por una contingencia o la combinación de
contingencias probable. El diseño de dicho sistema debe considerar lo
siguiente:
1. Exposición a un incendio.
La capacidad de relevo de presión requerida como resultado de una exposición a
un incendio se debe calcular de acuerdo con las Normas Aplicables.
2. Trastorno operacional, es
decir, la falla de un dispositivo de control.
3. Otras circunstancias que
resulten de fallas de equipo y errores de operación.
4. Desplazamiento de vapor
durante el llenado.
5. Gas evaporado súbitamente
durante el llenado de los tanques como consecuencia de la mezcla de . GNL de densidades diferentes.
6. Pérdida de refrigeración en
el tanque.
7. Entrada de calor por
recirculación de GNL.
8. Caída de la presión
barométrica.
9. Descarga de un buque de GNL
sin retorno de línea de vapor.
10. Paro de uno o todos los
compresores de recuperación del vapor generado por ebullición en los tanques de
almacenamiento.
b)
La localización del quemador se debe determinar considerando la
dirección de los vientos predominantes para minimizar los riesgos de incendio
de la plataforma y de los buques de GNL a la radiación térmica y para mantener
niveles aceptables de dicha radiación. El flujo térmico producido por la flama
del quemador en los equipos de proceso no debe exceder 5 kW/m2 en las condiciones más desfavorables, en cualquier punto de la
plataforma.
c)
La ubicación del mástil se debe determinar considerando la dirección de
los vientos predominantes para minimizar el riesgo de que una nube de gas
inflamable alcance una fuente de ignición.
207.8 Espacios de
alojamiento y dormitorios
207.8.1 Los espacios
de alojamiento, dormitorios y el cuarto de control deben estar ubicados fuera
de las áreas de riesgo y no podrán ubicarse directamente encima o debajo de los
tanques de almacenamiento de GNL o de las áreas de proceso. Se requieren
mamparas adecuadas para los dormitorios permanentes, temporales y módulos
habitados normalmente que están frente de áreas tales como los tanques de
almacenamiento de aceite y GNL, recipientes con flama (calentadores),
recipientes del proceso y otros equipos similares.
Parte
3. Gasoductos submarinos
301.
Objetivo
Esta
parte establece una guía y los criterios sobre el diseño, materiales,
fabricación, instalación, pruebas, puesta en operación, mantenimiento y el
cierre definitivo de gasoductos relacionados con terminales de almacenamiento
de GNL costa afuera. Esta norma incorpora el concepto de diseño de
estado límite y la metodología por clases de seguridad. El gasoducto y sus
componentes deben cumplir las Normas Aplicables.
Los objetivos de este
capítulo son:
a)
Establecer los requisitos de seguridad para los sistemas de gasoductos
submarinos.
b)
Establecer una guía para los diseñadores, permisionarios y operadores de
terminales de almacenamiento de GNL costa afuera.
302. Definiciones
Para el gasoducto se usan
las definiciones siguientes:
302.1 Clase de
localización: El área geográfica del
sistema de tubería clasificado según la actividad humana.
302.2 Clase de seguridad:
El concepto adoptado para clasificar el gasoducto con respecto de las
consecuencias de una falla.
302.3 Componentes del
gasoducto: Cualquier pieza que forma parte integral del
gasoducto, como bridas, uniones en T, reductores y válvulas.
302.4 Deformación local: La deformación sobre una longitud
corta del gasoducto que ocasiona cambios drásticos en la sección transversal.
302.5 Diseño: La
ingeniería relacionada para diseñar el gasoducto incluyendo la estructura, el
material y la corrosión.
302.6 Efecto de carga: El
efecto de una carga individual o de una combinación de cargas sobre el equipo o
sistema, como tensión, esfuerzo de deformación, deformación, desplazamiento,
movimiento, etc.
302.7 Espesor nominal de
la pared de la tubería: El espesor de la pared de la tubería con el cual se le denomina.
302.8 Estado límite: El
estado por debajo del cual un sistema o estructura ya no satisface los
requisitos que se están analizando. Las siguientes categorías de estados límite
son relevantes para los sistemas de gasoductos:
ELS
=
Estado Límite de Servicio
ELF = Estado Límite Ultimo
ELF
= Estado Límite de Fatiga
ELA
= Estado Límite Accidental
302.9 Factor de efecto de
carga: El factor parcial de seguridad por el cual se
multiplica el efecto característico de carga para obtener el efecto de carga de
diseño.
302.10 Factor de efecto de
condición de carga: El factor de efecto de carga
incluido en el cálculo de deformaciones debido a condiciones específicas de
carga.
302.11 Factor de
resistencia del material: El factor para determinar la
resistencia característica del material que refleja la confianza en el límite
de elasticidad.
302.12 Factor parcial de
seguridad: El factor por el cual el valor característico de una
variable se modifica para proporcionar el valor de diseño. Las variables que se
modifican con este factor son, entre otras, el efecto de carga, la condición
del efecto de carga, la resistencia del material o el factor de resistencia de
la clase de seguridad.
302.13 Fatiga: La
degradación del material causada por cargas cíclicas.
302.14 Gasoducto
submarino o gasoducto: La parte de un gasoducto que se
encuentra debajo de la superficie del agua durante la marea máxima.
302.15 Inspección
final: La inspección del gasoducto instalado y terminado para verificar que la
obra completa cumple con los requisitos especificados.
302.16 Ovalamiento: La
desviación del perímetro de la tubería con respecto de la circunferencia por lo
que la tubería tiene sección transversal elíptica.
302.17 Máxima
Presión Incidental Permisible (MPIP): La presión
máxima a la cual el gasoducto debe ser capaz de operar durante una operación
incidental. La presión incidental máxima permisible se
define como la presión incidental máxima menos la tolerancia positiva del
sistema de seguridad de presión.
302.18 Máxima Presión de
Operación Permisible (MPOP): La presión máxima a la cual el gasoducto debe ser
capaz de operar durante una operación normal. La
presión de operación máxima permisible se define como la presión de diseño
menos la tolerancia positiva del sistema de regulación de presión.
302.19 Presión de diseño: La presión interna máxima durante la operación normal, referida a una
altura de referencia especificada, para la cual se debe diseñar el gasoducto o
una sección del mismo.
302.20 Presión de
implosión: La resistencia de la tubería contra la presión externa.
302.21 Presión de
propagación: La presión más baja requerida para que una deformación continúe
propagándose.
302.22 Presión de prueba
hidrostática: La presión interna que se aplica a un gasoducto o sección del
mismo durante las pruebas de hermeticidad del sistema después de terminar la instalación.
302.23 Presión
incidental: La presión interna máxima que el
gasoducto o una sección del mismo puede resistir, según diseño, durante
cualquier situación incidental de operación, referida a la misma altura de
referencia que la presión de diseño.
302.24 Prueba de presión
de fábrica. La prueba de resistencia hidrostática efectuada en la fábrica.
302.25 Puesta en
operación: Las actividades que se llevan a cabo después de las
pruebas a presión y antes de la operación, incluyendo la eliminación de agua,
limpieza, secado y llenado con el producto.
302.26 Requisitos
suplementarios: Los requisitos de las propiedades del material de la tubería,
adicionales a los requisitos básicos y que son requeridos para tubos que se
usan en aplicaciones específicas.
302.27 Resistencia: La
capacidad de una estructura o parte de la misma de resistir los efectos de
carga.
302.28 Resistencia a la
Cedencia Mínima Especificada (RCME): La resistencia a la
cedencia prescrita en la especificación o la norma bajo la cual se adquiere el
material.
302.29 Resistencia a la
Tensión Mínima Especificada (RTME): La resistencia mínima a la tensión
prescrita en la especificación o la norma bajo la cual se adquiere el material.
302.30 Sistema de control
de presión: El sistema que controla la presión en gasoductos e incluye el
sistema de regulación de presión, el sistema de seguridad de presión y los
sistemas de instrumentación y alarma correspondientes.
302.31 Sistema de
gasoducto: El sistema interconectado de gasoductos submarinos,
las tuberías ascendentes, soportes, válvulas de aislamiento, los componentes
integrales de la tubería, sistemas de seguridad asociados y de protección
contra la corrosión.
302.32 Sistema de
regulación de presión: El sistema que asegura que se
mantenga una presión preestablecida en un punto determinado de referencia en el
gasoducto, sin importar la presión aguas arriba.
302.33 Sistema de
seguridad de presión: El sistema que asegura que no se exceda la presión
incidental permisible, independiente del sistema de regulación de presión.
302.34 Soporte o
abrazadera de tubo ascendente: La estructura independiente para mantener la
tubería ascendente en su lugar.
302.35 Temperatura máxima
de diseño: La temperatura más alta posible a la que el equipo o el sistema será
expuesto durante la instalación u operación.
302.36 Temperatura mínima
de diseño: La temperatura más baja posible a la que el equipo o el sistema será
expuesto durante la instalación u operación, sin importar la presión.
302.37 Tolerancia por
corrosión: El espesor de pared adicional agregado en el diseño para compensar
cualquier reducción en el espesor por corrosión.
302.38 Tubería ascendente:
La tubería de conexión o tubo flexible entre un gasoducto submarino en el fondo
del mar y las instalaciones arriba de la superficie del agua.
302.39 Vida útil de
diseño: El tiempo planeado originalmente desde la instalación o uso inicial
hasta el cierre permanente del equipo o sistema.
302.40 Zona atmosférica:
La parte del gasoducto arriba de la zona de salpicadura.
302.41 Zona de
salpicadura: Las superficies externas de una estructura o gasoducto que se
encuentran periódicamente dentro y afuera del agua bajo la influencia del
oleaje y las mareas.
303 Diseño
303.1 Criterios de
diseño
La integridad de un sistema
de gasoductos se obtiene mediante el establecimiento de los criterios de
seguridad.
303.1.1 Objetivo de
seguridad. Se debe establecer, planear y realizar un
objetivo general de seguridad que cubra todas las fases del gasoducto, desde el
desarrollo conceptual hasta su cierre definitivo.
a) Cualquier trabajo
relacionado con el diseño, la construcción y operación del gasoducto debe
considerar y asegurar, dentro de lo posible, que ninguna falla produzca
situaciones que amenacen la vida de personas o que causen daños inaceptables a
las instalaciones o al ambiente.
b) Se debe prestar especial
atención a las secciones del gasoducto cerca de instalaciones o de la costa
donde suele haber actividad humana y por lo tanto una mayor probabilidad y
consecuencia de daños al gasoducto. Lo anterior incluye
también las áreas donde los gasoductos se instalan paralelos o cruzando ductos
existentes.
303.1.2 Metodología por
clase de seguridad. La seguridad estructural del gasoducto se debe mantener mediante una
metodología por clase de seguridad, para lo cual dicho sistema
debe dividirse en una o varias clases de seguridad basándose en las
consecuencias de falla que se definen, por lo general, por el contenido y la
localización. Para cada clase de seguridad se debe asignar a
cada estado límite un conjunto de factores de seguridad parciales.
303.1.3 Aseguramiento de
calidad (AC). El formato de seguridad dentro de la presente
NOM requiere que los errores graves (errores humanos) se controlen por medio de
requisitos organizacionales de trabajo, mismos que son competencia de las
personas que ejecutan el trabajo, así como la verificación del diseño y
aseguramiento de calidad durante todas las fases relevantes de desarrollo del
gasoducto.
303.1.4 Formato de diseño.
El diseño del gasoducto en esta NOM se basa en una metodología por estado
límite y factor parcial de seguridad, llamado también Diseño por Factor de
Carga y Resistencia (DFCR). En el diseño deben considerarse los rubros
siguientes:
a) Clases de localización: El gasoducto debe dividirse en clases de localización como las define la
Tabla 303.1.4
a) Clasificación de localización
|
Localización |
Definición |
|
1 |
El
área donde no se prevé actividad humana frecuente a lo largo de la ruta del
gasoducto. |
|
2 |
La
parte de los gasoductos y tubería ascendente en áreas cerca de plataformas o
en áreas con actividad humana frecuente. Para determinar el alcance de la clase de localización 2 se debe realizar un
análisis de riesgo apropiado. |
b) Clases de seguridad: El diseño del gasoducto se debe basar en las consecuencias potenciales
que resulten de una falla. La clase de seguridad puede variar según la fase de
desarrollo de la instalación y de la localización del punto de riesgo. Las
clases de seguridad se definen en la Tabla 303.1.4 b).
Tabla 303.1.4
b) Clasificación de clases de seguridad
|
. Clase de seguridad |
Definición |
|
Baja |
La
falla representa un riesgo bajo de daño a personas y consecuencias
ambientales y económicas menores. Es la clasificación común para la fase de
construcción. |
|
Normal |
La
falla implica un riesgo de daño a personas, contaminación significante del
ambiente o consecuencias económicas o políticas graves. Es la clasificación
común para operaciones fuera del área de plataformas. |
|
Alta |
La falla implica un
riesgo elevado de daño a personas, contaminación significante del ambiente o
consecuencias económicas o políticas muy graves. Es
la clasificación común durante la operación en la clase de localización 2. |
c) Para el uso normal, las
clases de seguridad de la Tabla 303.1.4 c) deben aplicarse para el manejo de GNL.
Tabla 303.1.4
c) Clasificación normal de clases de seguridad para el
GNL
|
|
Categoría de fluido E |
|
|
Fase |
Clase de localización: |
|
|
|
1 |
2 |
|
Temporal |
Baja |
Baja |
|
Operacional |
Normal |
Alta |
1. La fase de instalación
hasta que inicien las actividades previas a la puesta en operación se considera
por lo general clase de seguridad baja.
2. Se debe poner especial atención a las consecuencias de una falla para la
clasificación de seguridad de fases temporales después de la puesta en
operación.
303.2 Principios de
diseño
303.2.1 En esta sección se
identifican los aspectos relevantes sobre el diseño, construcción y operación
de gasoductos submarinos.
303.2.2 Desarrollo
conceptual. Se deben establecer los datos iniciales de
diseño y la descripción del arreglo general y desarrollo en campo del
gasoducto.
303.2.3 Datos del
gasoducto. Los datos del gasoducto deben incluir, según
aplique, lo siguiente:
a) Objetivo de seguridad
b) Localización y condiciones
físicas de entrada y salida
c) Descripción del gasoducto
con el arreglo general y límites de suministro
d) Requisitos funcionales
incluyendo las restricciones de desarrollo en campo, por ejemplo, las barreras
de seguridad y válvulas submarinas
e) Instalación, inspección,
reparación y reemplazo de elementos del gasoducto, por ejemplo, válvulas,
activadores y accesorios
f) Planos y programas del
proyecto
g) Vida útil de diseño
h) Datos del fluido que se
transportará durante la vida útil de diseño
i) Capacidad de transporte y
dimensiones
j) Criterios y datos de
operación del gasoducto
k) Criterios de cierre
definitivo
303.2.4 Integridad del
sistema. Los gasoductos deben diseñarse, construirse y
operarse de manera
tal que:
a)
Cumplan con la capacidad de transporte especificada
b)
Cumplan con el objetivo de seguridad definido y tengan la resistencia
mecánica requerida contra cargas durante las condiciones operacionales
planeadas, y
c)
Tengan un margen de seguridad suficiente contra cargas accidentales o
condiciones operacionales no previstas.
303.2.5 Durante la
operación se deben cumplir con los requisitos siguientes:
a) Las variables de operación
básicas para preservar la integridad de un gasoducto se deben inspeccionar y
evaluar periódicamente para tomar acciones correctivas antes de que se dañe el
gasoducto.
b) El gasoducto debe tener la
instrumentación necesaria para monitorear las variables que afectan la
seguridad de la operación.
c) La presión de operación en
un sistema de transporte no debe exceder la presión de diseño durante la
operación normal continua.
303.2.6 El control de la
presión del gasoducto debe cumplir con lo siguiente:
a) El sistema de control de
presión debe prevenir que la presión interna en cualquier punto del gasoducto
llegue a la MPIP.
b) Se debe tener cuidado
especial con las tolerancias del sistema de regulación de presión y la
instrumentación asociada.
c) Debe tener un sistema de
seguridad contra sobrepresión cuando la fuente de presión del gasoducto pueda
exceder la MPIP.
303.2.7 Condiciones
externas e internas de la tubería
a) Condiciones externas. Para
el control de la corrosión externa de la tubería se deben considerar los
aspectos ambientales siguientes:
1 Condiciones mecánicas a
las que esté expuesta la tubería, por ejemplo, caída de rocas y/o operación
subterránea.
2 Resistividad del agua de
mar y de los sedimentos
3 Perfil de temperatura a lo
largo del gasoducto y a través de la pared del tubo
4 Procedimientos de
fabricación e instalación de la tubería
5 Requisitos de protección
mecánica, peso sumergido y aislamiento térmico durante la operación
6 Vida útil de diseño
b) Condiciones internas de
operación. Para evaluar la necesidad de control de corrosión interna,
incluyendo un margen por corrosión para el espesor de pared, se deben
considerar las condiciones siguientes:
1 Perfil de temperatura y
presión a lo largo del gasoducto durante la vida útil de diseño
2 Velocidad y régimen de
flujo
3 Composición del fluido con
énfasis en los componentes corrosivos potencialmente
4 Dosificación de químicos y
limpieza periódica
5 Inspección de daños por
corrosión
303.3 Ruta del gasoducto
303.3.1 La ruta del
gasoducto debe seleccionarse tomando en cuenta los aspectos de seguridad del . público y del personal de
la terminal, protección del ambiente, y la probabilidad de daños a la tubería u
otras instalaciones durante la vida útil de la terminal de almacenamiento de
GNL. Por lo menos, se deben considerar los factores siguientes:
a) Actividad sísmica
b) Tráfico de barcos
c)
Actividad pesquera
d)
Instalaciones costa afuera
e) Ductos y cables existentes
f) Operaciones y desarrollos
marinos futuros
g) Protección contra caída de
objetos
h) Lecho marino inestable o
irregular
i) Hundimiento
j) Flujos turbulentos
k)
Obstrucciones
l) Areas de vertido de
desechos
m) Actividades de minería
n) Areas de ejercicios
militares
o) Sitios arqueológicos
p) Exposición a daño ambiental
303.3.2 Estudio de la ruta. Se debe llevar a cabo un estudio geofísico a lo largo de la ruta marina
prevista del gasoducto en una franja de ancho necesario para proporcionar los
datos suficientes para el diseño e instalación de las actividades requeridas
dentro de dicha franja. Dicho estudio debe considerar:
a) Mapas precisos de la ruta
marina, mostrando la localización del gasoducto y de las instalaciones
correspondientes junto con las características y anomalías del lecho marino.
b) Características
topográficas que pueden afectar a largo plazo la estabilidad, protección e
instalación del gasoducto.
c) Propiedades geotécnicas
necesarias para evaluar los efectos de las condiciones de carga relevantes para
los depósitos del lecho marino, incluyendo los depósitos inestables posibles en
la vecindad del gasoducto tales como bolsas de gas cerca de la superficie.
d) Características de suelo
más importantes para el gasoducto, de preferencia mediante pruebas de
laboratorio adecuadas o de interpretaciones de pruebas en sitio.
e) Estudios especiales de las
condiciones de corriente y oleaje cerca del suelo donde el material del lecho
marino esté sujeto a erosión, incluyendo efectos de capas límite, para calcular
la estabilidad del gasoducto cerca del suelo y la distancia entre soportes del
tubo.
f) Estudios especiales de ruta
hasta el punto donde el gasoducto llega a la costa para determinar el impacto
de éste sobre la estabilidad física y ambiental de la costa.
303.3.3 Diseño de la ruta.
Se debe llevar a cabo un diseño de ruta detallado tomando en cuenta los puntos
del inciso 303.3.1 de esta NOM poniendo cuidado especial en las áreas donde el
gasoducto se acerca a la plataforma y donde llega a la costa. Los detalles del
diseño de ruta deben presentarse en dibujos de escala apropiada (de preferencia
escala 1:5000 pero se acepta 1:10000).
303.4 Cargas
Las cargas que se deben
considerar para el diseño del gasoducto se clasifican como sigue:
a) Funcionales
b) Ambientales
c) De construcción, y
d)
Accidentales.
303.4.1 Cargas
funcionales. Se deben considerar los efectos de las cargas funcionales
siguientes:
a)
Peso
b)
Presión hidrostática externa
c) Temperatura del fluido
conducido
d) Reacciones de componentes,
por ejemplo, bridas y abrazaderas.
e) Recubrimientos, por
ejemplo, suelo, roca y revestimiento.
f) Presión interna durante la
operación normal
g) Reacción del lecho marino,
por ejemplo, fricción y rigidez rotacional.
h)
Pretensado
i) Deformación permanente de
la estructura de soporte
j) Deformación permanente por
desplazamiento del suelo marino tanto en dirección vertical como horizontal
303.4.2 Cargas ambientales.
Las cargas producidas por el oleaje y corrientes marinas que actúan sobre un
gasoducto sumergido se deben calcular de acuerdo con las Normas Aplicables. Se
pueden usar datos de . pruebas de modelos o de prácticas reconocidas de la industria para
determinar los coeficientes hidrodinámicos relevantes. Debe considerarse lo
siguiente:
a) Las cargas, vibraciones e
inestabilidad que pudieran ser producidas por viento sobre componentes del
gasoducto expuestos, por ejemplo, tubos ascendentes, deben considerarse en el
diseño sólo si son significantes. Asimismo, en caso de existir la posibilidad
de que se produzcan cargas relevantes sobre el gasoducto por formación y/o
desplazamiento de hielo, dichas cargas se deben considerar en el diseño.
b) El periodo de retorno de
cargas ambientales es como se describe en el inciso 203.1.2 de esta NOM.
303.4.3 Cargas de
construcción. Las cargas que se producen durante la
construcción del gasoducto, incluyendo la instalación, pruebas de presión,
puesta en operación, mantenimiento y reparación, se deben considerar como
cargas funcionales y ambientales.
303.4.4 Cargas
accidentales. Se clasifican como cargas accidentales aquellas que se producen
sobre el gasoducto bajo condiciones anormales no planeadas. Las cargas
accidentales típicas son:
a) Impacto de un barco o de
otros objetos flotantes
b) Impacto de objetos que caen
c) Deslizamiento de lodo
d)
Explosión
e)
Flujo de fuego y calor
f)
Falla operacional
g)
Impacto de anclas que se arrastran
303.4.5 Otras cargas.
Se debe asegurar que no se ponga en riesgo la integridad del gasoducto por
daños producidos por el arrastre de aparejos de pesca con red. Los requisitos
de diseño del gasoducto para prevenir dicho riesgo se deben determinar en base
a estudios de frecuencia y evaluación del daño potencial que puede causar el
arrastre de aparejos de pesca.
303.4.6 Sismo. Los
efectos directos e indirectos de cargas por sismos se deben clasificar como
cargas accidentales o ambientales según la probabilidad de que ocurra un sismo.
El periodo de retorno de cargas por sismo es como se
describe en la sección 204.3 de esta NOM.
303.4.7 Combinaciones de
carga. Las diferentes cargas se deben combinar para
obtener el caso más severo de carga que se puede producir durante una fase en
particular, es decir, durante la instalación, operación y prueba, entre otros.
303.5 Selección de
materiales
303.5.1 Selección de
materiales. Los materiales que van a constituir el gasoducto y sus componentes
se deben seleccionar para ser químicamente compatibles con el gas natural, las
cargas, temperatura y posibles modos de falla durante la instalación y
operación. Se deben considerar las características de
materiales siguientes:
a) Propiedades mecánicas
b) Dureza
c) Resistencia a fracturas
d) Resistencia a la fatiga
e) Facilidad de soldar, y
f) Resistencia a la corrosión:
303.5.2 La selección
de materiales debe incluir el nivel de Pruebas No Destructivas (PND) apropiado
para el gasoducto. El nivel de PND y el control dimensional afectan los
factores de resistencia del material que se requieren para el diseño. Los
niveles de PND están definidas en las Normas Aplicables de diseño de un
gasoducto que siguen la metodología de clase de seguridad.
303.5.3 Características de
materiales. Se deben usar las características de materiales como Resistencia a
la Cedencia Mínima Especificada (RCME) y Estado Límite Ultimo (ELU) para los
cálculos de resistencia. La resistencia a la tensión y a la cedencia se deben
basar en la curva esfuerzo-deformación. Se debe observar lo siguiente:
a) La metodología de clase de
seguridad en esta NOM requiere que los materiales del gasoducto cumplan con los
requisitos básicos de un sistema de calidad riguroso y del nivel de PND tal
como se describen en las Normas Aplicables de diseño que aplican la metodología
de clase de seguridad.
b) En aquellos rubros donde se
especifican requisitos de prueba suplementarios a los básicos para asegurar una
mayor confianza en la resistencia a la cedencia del material, se permite un
seguimiento mayor de este índice.
c) Se deben considerar los
efectos posibles de temperatura sobre las propiedades del acero al carbono para
sistemas que operan a temperaturas superiores a 50°C.
d) La metodología de clase de
seguridad toma en cuenta mediante un factor de fabricación que se aplica en el
diseño, los procesos de fabricación de tubos que utilizan deformación en frío
para proporcionar diferentes resistencias a la tensión y compresión. La
resistencia del material y los factores de fabricación se definen en las Normas
Aplicables.
303.5.4 Tolerancia por
corrosión. Se debe considerar un espesor de pared adicional
para compensar cualquier degradación por corrosión durante el servicio de
gasoductos de acero al carbón que transporten fluidos potencialmente corrosivos
y/o que están expuestos a un ambiente externo corrosivo sin protección
catódica. Los gasoductos de la clase de seguridad normal y alta, de acero al
carbono que transportan hidrocarburos que probablemente contengan agua en la
fase líquida deben tener una tolerancia interna a la corrosión de por lo menos
3 mm y se debe demostrar que el diseño y/o los procedimientos de control de la
corrosión limitan o excluyen cualquier daño crítico al sistema de gasoducto por
corrosión.
303.6 Diseño mecánico. En
el diseño mecánico se deben considerar al menos, los aspectos siguientes:
303.6.1 Metodología por
clase de seguridad. La metodología por clase de seguridad en la cual se basa
este capítulo de la NOM, utiliza cálculos de carga y resistencia para el diseño
de sistemas de gasoductos. Esta metodología se
describe en detalle en las Normas Aplicables al diseño de sistemas de
gasoductos submarinos.
303.6.2 Cálculo de los efectos de carga. El análisis de diseño se debe basar en
principios aceptados de estadística, dinámica, resistencia de materiales y
mecánica de suelos. El cálculo de los efectos de carga debe:
a) Usar métodos simplificados,
análisis teóricos detallados o análisis por computadora, siempre que éstos
utilicen métodos analíticos conservadores.
b) Considerar todas las cargas
y desplazamientos forzados que puedan afectar la integridad del gasoducto.
c) Aplicar valores nominales
de sección transversal para realizar los cálculos de efecto de carga sobre el
gasoducto.
d) Descartar posibles efectos
de reforzamiento beneficiosos en la tubería que resulten del recubrimiento de
la misma.
303.6.3 Estados límite. En
el diseño se deben considerar todos los modos de falla relevantes formulados
por medio de estados límite. Los estados límite se deben clasificar en una de
las cuatro categorías siguientes:
a) Estado Límite de Servicio
(ELS): Es una condición de carga la cual al excederse hace
el gasoducto inservible para operación normal.
b) Estado Límite Ultimo (ELU): Es una
condición de carga la cual al excederse pone en peligro la integridad física
del gasoducto.
c) Estado Límite de Fatiga
(ELF): Es una condición ELU que considera los efectos de carga cíclica acumulados
por el uso normal del gasoducto.
d) Estado Límite Accidental
(ELA): Es una condición ELU producido por cargas accidentales.
303.6.4 Los tubos
ascendentes y gasoductos se deben diseñar considerando, al menos, las posibles
fallas potenciales siguientes:
a) Estado Límite de Servicio
1 Estado límite de
ovalamiento
2 Estado límite de
deformación plástica acumulada, y
3 Daño debido al exceso o
falta de peso de recubrimiento.
b) Estado Límite Ultimo
1. Estado límite de fractura
2. Estado límite de ovalamiento, si causa falla total
3. Estado límite de pandeo local que es el estado límite de pandeo de la
pared del tubo
4. Estado límite de pandeo global para condiciones de carga controlada
5. Estado límite de fractura inestable y deformación plástica
6. Impacto
c) Estado Límite de Fatiga por
cargas cíclicas ambientales y operacionales.
d) Estado Límite Accidental
1. Se deben satisfacer los
estados límite para las combinaciones de carga especificadas durante las fases
relevantes del desarrollo del gasoducto.
2. Se considerará satisfactorio el nivel de seguridad cuando el efecto de
carga de diseño no excede la resistencia de diseño.
303.6.5 Factores de efecto
de carga y resistencia. El formato de estado límite
utiliza factores para el diseño establecidos en las Normas Aplicables en los
rubros siguientes:
a) Factor de resistencia del
material
b) Factor de resistencia por
clase de seguridad
c) Factor de efecto de carga
para diferentes combinaciones de carga
d) Factor de efecto de
condición de carga
303.6.6 Diseño del espesor
de la pared del gasoducto. El espesor de la pared se debe seleccionar para
satisfacer el criterio que la presión neta incidental sea menor que la
resistencia de diseño.
a) La resistencia de diseño
debe ser la que resulte menor entre el estado límite de cedencia y el estado
límite de fractura del tubo. La resistencia de diseño del tubo depende del
factor de resistencia del material y del factor de resistencia por clase de
seguridad.
303.6.7 Deformación local. El pandeo local se debe al pandeo de la pared del tubo e implica una
deformación grave de su sección transversal. Se deben satisfacer los criterios
siguientes:
a) Deformación plástica del
sistema sólo por presión externa
b) Deformación plástica por
cargas combinadas, por ejemplo, por la interacción entre la presión externa e
interna, fuerza axial y momento de flexión.
c) Propagación del pandeo. Se
debe considerar que una deformación plástica amplia acumulada puede agravar la
deformación local.
d) Criterio de deformación
plástica del sistema. La resistencia a la
deformación plástica o aplastamiento por presión externa (pc) se debe calcular considerando el ovalamiento del
tubo. La presión externa en cualquier punto a lo largo del gasoducto debe ser
menor que la resistencia del tubo al aplastamiento.
e) Criterio de carga
combinada. Los componentes del gasoducto sujetos a un momento de flexión,
fuerza axial efectiva y presión excesiva interna y externa, deben diseñarse
para soportar los efectos de carga combinada utilizando la metodología descrita
en las Normas Aplicables de diseño.
f) Propagación de pandeo. La propagación ocurre cuando el pandeo se mueve a lo largo del gasoducto a
la velocidad del sonido en el agua. Sólo puede iniciarse cuando ocurre un
pandeo local. En caso que la presión externa pueda exceder la presión de
propagación del pandeo, se deben diseñar elementos obstructores al pandeo y
definir la distancia entre ellos según las consecuencias de falla. La presión
de . propagación
de pandeo, los requisitos de los obstructores de propagación y la distancia
entre éstos deben determinarse por medio de Normas Aplicables.
303.6.8 Pandeo total. El
pandeo total implica que el tubo se pandee como si fuera una barra que se
comprime. Es posible que el gasoducto tenga un pandeo total en dirección
vertical hacia abajo o hacia arriba en un claro de la tubería entre dos apoyos
o en dirección horizontal arrastrándose sobre el lecho marino.
a) Se debe considerar el
efecto de presiones internas y externas usando el concepto de una fuerza axial
real.
b) Se deben considerar también
los siguientes iniciadores de pandeo total, en su caso:
1. Impacto, tirón y enganche de una placa que se arrastre
2. Falta de alineación de la tubería.
303.6.9 Fatiga. Los
sistemas de gasoducto deben diseñarse contra fallas por fatiga dentro de la
vida útil del sistema.
a) Para determinar la amplitud
de distribución de esfuerzos a largo plazo se
deben considerar las fluctuaciones de esfuerzos sobre el gasoducto durante la
vida útil de diseño, incluyendo aquellos durante la fase de construcción, que
sean de magnitud y número de ciclos suficientemente grande para producir efectos
de fatiga. La verificación de la fatiga debe incluir las fluctuaciones de
esfuerzos de frecuencia baja y alta.
b) Se debe tener cuidado
especial en la evaluación de fatiga en la fase de construcción que
probablemente cause concentración de esfuerzos y la posibilidad de que se
produzca fatiga por bajo ciclo y alta deformación.
c) En el caso general que
ocurran fluctuaciones de esfuerzos con una amplitud variable de manera
aleatoria, se podrá usar la hipótesis de daño lineal. Se
debe usar una curva S-N (esfuerzo-número de aplicaciones) apropiada aplicable al material, fabricación y detalles de
construcción del tubo así como al estado de esfuerzos.
303.6.10 Ovalamiento. Los
tubos ascendentes y los gasoductos no deben estar sujetos a un ovalamiento
excesivo y éste debe documentarse. El aplastamiento por flexión junto con la
tolerancia de redondez del tubo no deben exceder 3%.
303.6.11 Deformación
plástica acumulada por cargas cíclicas. Se debe considerar la deformación
plástica acumulada producida por cargas cíclicas. Si las cargas cíclicas causan
un ovalamiento acumulado, se debe poner atención especial al efecto sobre la
resistencia al pandeo.
303.6.12 Fractura. El
gasoducto debe tener una resistencia adecuada para soportar el inicio de una
fractura, por lo que se deben seleccionar materiales con una temperatura de
transición del comportamiento frágil al dúctil por debajo de la temperatura de
diseño mínima y con una alta resistencia a la propagación de grietas. El
gasoducto que transporta gas o una mezcla de gas y líquidos a alta presión debe
tener una resistencia adecuada para soportar la propagación de fracturas de
conformidad con los requisitos de las Normas Aplicables.
303.6.13 Estado límite
accidental. El diseño contra cargas accidentales podrá llevarse
a cabo mediante un cálculo directo de los efectos impuestos por las cargas
sobre la tubería, o de manera indirecta al diseñar la estructura para soportar
el efecto de incidentes específicos. Se debe tomar en cuenta lo siguiente:
303.6.14 Aspectos complementarios
para el diseño mecánico
a) Interacción entre el tubo y
el suelo. En el caso de estados límite influenciados por la interacción entre
el gasoducto y el tipo de suelo, se debe determinar tal interacción
considerando los parámetros relevantes y la incertidumbre relacionada con los
mismos.
1. Las características principales del tipo de suelo que dominan la
interacción son la resistencia al corte y las propiedades de deformación. Se
deben tomar en consideración las características no lineales de esfuerzo-deformación
del suelo.
2. Los efectos relevantes de las características de carga, incluyendo
cualquier efecto histórico de carga a largo plazo tal como reacciones
verticales variables provenientes de presiones producidas por la colocación del
tubo y variaciones en el peso unitario del tubo. También
se deben considerar los efectos de cargas cíclicas.
b)
Tramos libres en tubos ascendentes y
gasoductos. Los tramos libres en tubos ascendentes y gasoductos deben tener
medidas de seguridad adecuadas contra la cedencia, fatiga y ovalamiento
excesivos, y éstas se deben documentar. Se debe efectuar un análisis estático y
dinámico (protección contra vórtices). Por lo general, los tramos libres deben
ser más cortos que la longitud máxima permisible, a menos que se demuestre que
el gasoducto no falle por fatiga u otros efectos tal como el enganchado por
anclas de barcos o equipos de pesca.
c) Estabilidad en el suelo. El
gasoducto debe quedar soportado, anclado en una trinchera abierta o enterrado
de tal manera que bajo las condiciones ambientales y de operación extremas no
se mueva de su posición original. Lo anterior no incluye los
movimientos laterales o verticales permisibles, la expansión térmica y un valor
limitado de asentamiento después de la instalación. El análisis de estabilidad
debe . considerar:
1. La probabilidad de que el gasoducto pase por áreas que puedan estar
sujetas a pendientes inestables que puedan producir fallas y movimientos del
suelo que afecten al gasoducto.
2. Los gasoductos colocados sobre el fondo del mar deben estar asegurados
de manera adecuada contra levantamientos o movimientos horizontales. Para
evaluar la estabilidad horizontal transversal de gasoductos expuestos a cargas
por oleaje o corrientes se deben usar las Normas Aplicables.
3. La combinación más desfavorable de fuerzas verticales y horizontales que
actúan al mismo tiempo sobre el gasoducto.
4. La estabilidad transversal del gasoducto por medio de métodos de
análisis dinámico tridimensional o estático bidimensional. Los métodos de
análisis dinámico permiten movimientos limitados del tubo, pero requieren de un
modelo tridimensional preciso.
5. En aguas de poca profundidad, el análisis debe tomar en cuenta los
efectos de carga cíclica producidos por la acción del oleaje sobre la
resistencia al corte del suelo.
d)
Expansión del gasoducto. Se debe evaluar la
expansión en los extremos del gasoducto y el impacto de éste sobre los tubos
ascendentes y otros equipos a los que está conectado el gasoducto. En caso de
ser necesario, se deben incorporar dispositivos de expansión tal como curvas de
expansión al gasoducto.
e) Interferencia con equipo de
pesca y de barcos. Donde sea aplicable, se debe verificar la
interacción de equipo de pesca y de barcos para las tres fases de carga.
f) Cargas de terceros y caída
de objetos. El gasoducto se debe diseñar para resistir las fuerzas producidas por
impactos por objetos que caen y equipo de pesca y colisiones. Eso se podrá lograr al escoger una ruta para el gasoducto que evite las
áreas de daños potenciales, al diseñar el gasoducto de manera adecuada y/o al
proporcionar medios de protección que eviten los impactos.
g)
Aislamiento. Si un gasoducto sumergido debe llevar un aislamiento
térmico, éste debe ser resistente a la combinación de agua, gradientes de
temperatura y presión hidrostática de productos petrolíferos o derivados del
petróleo y debe tener la resistencia mecánica requerida contra cargas externas,
según aplique.
h) Soportes de tubos
ascendentes. Los soportes de tubos ascendentes se deben
diseñar contra las formas de falla posibles con el mismo grado de seguridad,
por lo menos, que el tubo ascendente que apoyan. Para
conexiones con pernos atornillados o remachados, se deben considerar los
factores relevantes para su funcionamiento, tales como fricción, esfuerzos de
placas o elementos del casco, relajación de los pernos, aplastamiento del tubo,
agrietamiento por corrosión, fatiga y fallas por fragilidad.
i) Estabilidad de la grava. La grava aplicada para proporcionar una protección mecánica a los
gasoductos y para servir de durmiente de apoyo del tubo en tramos libres, debe
tener estabilidad suficiente contra cargas hidrodinámicas. Se debe considerar la posibilidad de abrasión en la tubería por las
partículas en el agua entre los límites de velocidad del agua esperados.
j)
Instalación y reparación. El diseño debe considerar que el gasoducto
tenga las características adecuadas para resistir las cargas a las que estará
sujeto durante la colocación, incluyendo pero sin limitarse a las fases
siguientes:
1. Inicio de la colocación de tubos
2. Colocación normal continua del gasoducto
3. Abandono durante la colocación de tubos y recuperación del gasoducto
4. Terminación de la colocación de tubos
5. Excavación y relleno de trincheras
6. Instalación de tubos ascendentes y de carretes
7. Operaciones de interconexión, y
8. Tramo de tubería a su
llegada a la costa
k) El diseño de las secciones
del gasoducto debe considerar las características necesarias desde el barco de
colocación hasta su posición final sobre el lecho marino.
303.7 Materiales del
gasoducto.
Esta
sección especifica los requisitos para el diseño, manufactura, fabricación,
prueba y documentación de los componentes y partes estructurales del gasoducto,
así como para la fabricación y prueba de tubos ascendentes y curvas de
expansión.
303.7.1 Tubería del
gasoducto. El tubo del gasoducto que corre desde la terminal de almacenamiento de
GNL costa afuera debe ser de acero al carbono que cumpla con las Normas
Aplicables de conformidad con los requisitos de diseño.
a) Especificación de
materiales. Se debe preparar la especificación de los materiales para el
gasoducto proyectado que indique los requisitos adicionales y/o desviaciones de
las especificaciones normales de los materiales requeridos para la fabricación,
manufactura y prueba de dicho gasoducto. Se debe considerar:
1. Requisitos específicos
detallados para el gasoducto. Las propiedades de los
materiales y de las partes soldadas deben ser congruentes con los requisitos de
aplicación y servicio del gasoducto.
2. Factores de seguridad
adecuados para que el gasoducto resista la degradación de propiedades mecánicas
de los materiales que pueda ocurrir durante la fabricación e instalación del
mismo.
3. Requisitos específicos para los procesos de manufactura, el tipo y
alcance de las pruebas y los criterios de aceptación aplicables, así como el
alcance y tipo de documentación, archivos
y certificaciones para verificar las propiedades del material.
b) Proceso de fabricación de
los tubos. El tubo del gasoducto se debe fabricar de
acuerdo con uno de los procesos siguientes:
1. Tubo soldado por arco sumergido
2. Tubo sin costura
3. Tubo soldado por alta frecuencia
4. Tubo soldado por rayo electrónico o láser
c) Control de calidad y niveles
de pruebas PND del gasoducto. La placa y tubo de acero para el gasoducto se
deben fabricar de conformidad con los requisitos de control de calidad de las
Normas Aplicables, con una rastreabilidad completa de ambos componentes.
1. El nivel de pruebas PND del
tubo de acero al carbono con costuras longitudinal del gasoducto se debe
seleccionar de acuerdo con las Normas Aplicables.
2. Se deben mantener registros
completos de fabricación, inspección y prueba.
d)
Requisitos suplementarios. Se deben indicar en la especificación
particular del gasoducto los requisitos suplementarios indicados en las Normas
Aplicables que, en su caso, deban aplicarse bajo las condiciones específicas
del gasoducto.
303.7.2 Componentes.
Los componentes del gasoducto que estén sujetos a presión deben tener el mismo
nivel de seguridad que la sección de gasoducto donde están instalados y su
diseño se debe apegar a las Normas Aplicables y su resistencia y aptitud de uso
debe ser:
a) Equivalente a la de la
tubería donde están instalados
b) Suficiente para soportar
cualquier carga ambiental así como las fuerzas máximas que puedan ser
transferidas al componente por el gasoducto durante la instalación y operación.
c)
Determinada por:
1. Cálculos de ingeniería
2. Pruebas de prototipos documentadas
3. Historial documentado de uso exitoso del componente, producido con el
mismo diseño, materiales, procedimientos de pruebas y fabricación, y utilizado
en condiciones de operación equivalentes.
4. Prueba de resistencia a fallas, o
5. Análisis de esfuerzo experimental
303.7.3 Requisitos de
los materiales de los componentes. Las propiedades
mecánicas, composición química, soldabilidad y resistencia a la corrosión de
los materiales utilizados en los componentes deben ser compatibles con la parte
del gasoducto en donde se localicen. Se deben considerar los rubros siguientes:
a) Si la composición química
de un componente requiere de un procedimiento de soldadura especial para la
unión de dicho componente con el tubo del gasoducto, se debe aplicar alguna de
las alternativas siguientes:
1. El componente debe contar con piezas cortas de tubo del gasoducto para
evitar tener que realizar la soldadura especial para el componente en campo.
2. Se deben proveer anillos del material del componente para la calificación
del procedimiento de soldadura especial en campo.
b) La capacidad de un material
para una aplicación particular debe tomar en cuenta los aspectos siguientes:
1. Corrosión externa e interna
2. Corrosión galvánica entre metales disímiles
3. Acumulación de agua de mar y otras sustancias corrosivas y áreas donde
los inhibidores químicos o protección catódica pudieran resultar poco
efectivos.
4. Uso con el fluido a ser transportado y el ambiente circundante
5. Resistencia a la abrasión o daños mecánicos que se puedan producir
durante la instalación y operación.
6. Baja temperatura, si es necesario.
c) Los componentes metálicos
deben ser forjados en lugar de fundidos
d) La necesidad de
precalificar los materiales para la condición de servicio. Cuando se requiera
la precalificación de los materiales, se debe especificar el grado de pruebas e
investigaciones que deben realizarse para una calificación completa.
e) Conexiones mecánicas con
bridas. Las bridas deben cumplir con las Normas Aplicables. El diámetro interno
de la brida debe corresponder con el diámetro interno del tubo que conecta. Se
debe considerar lo siguiente:
1. Las caras selladoras de las bridas deben tener un acabado superficial,
dureza y aspereza adecuados para los empaques que se aplican.
2. Los empaques deben ser de materiales metálicos capaces de soportar la
presión máxima a la que podrían someterse, así como las fuerzas de instalación.
3. Los pernos y tuercas para el uso submarino deben apegarse a las Normas
Aplicables. Los pernos y tuercas con un diámetro de 25 mm y mayores se deben
someter a prueba de impacto con los mismos requisitos que el acero que unen.
e) Válvulas. Las válvulas
deben cumplir con las Normas Aplicables y considerar lo siguiente:
1. El diseño de las válvulas debe asegurar que los empaques internos sean
capaces de sellar y debe incluir un margen de seguridad válido durante todas
las condiciones de operación de la tubería.
2. Las válvulas con requisitos de resistencia al fuego deben calificarse
bajo las pruebas de fuego aplicables.
3. Los sistemas de control de válvulas y actuadores se deben destinar y
fabricar de conformidad con normas internacionalmente reconocidas.
f) Componentes soldados. El
diseño de los componentes soldados de placa se debe apegar a las Normas Aplicables.
g) Otros componentes. Los
componentes del gasoducto que no están cubiertos en las secciones precedentes
deben cumplir con las Normas Aplicables.
h) Partes estructurales. Las
estructuras de soporte y protección que no están soldadas con partes sujetas a
presión, se deben considerar como elementos estructurales.
1. Las partes estructurales que actúan como un elemento para contener la
presión del gasoducto deben cumplir con los requisitos de la sección del
gasoducto donde estarán instalados.
2. Las partes estructurales no se deben soldar directamente a los elementos
sujetos a presión ni al gasoducto. Los soportes, aditamentos, entre otros, se
deben soldar a un anillo o placa de refuerzo.
3. Las soldaduras circunferenciales no deben quedar tapadas por placas de
refuerzo, abrazaderas u otras partes de soporte.
k) Doblez. Los codos pueden
fabricarse con tramos de tubo rectos especiales o tramos de repuesto sin
soldaduras circunferenciales (tubo madre), que no han sido doblados en frío,
por inducción o por forja.
1. El doblez por inducción es el método preferido para la fabricación de
codos.
2. No se permiten codos a inglete o con pliegues.
3. Los materiales de los codos hechos en fábrica se deben seleccionar
considerando la composición química así como la influencia del método de
fabricación sobre las propiedades mecánicas, dimensiones y espesor de las
paredes del mismo.
303.8 Protección contra
la corrosión y recubrimiento de concreto pesado
303.8.1 Objetivo. Esta
sección tiene el objetivo de proporcionar una guía general con respecto del:
a) Diseño de los sistemas de
protección contra la corrosión
b) Diseño y fabricación de
recubrimientos de concreto pesado
c) Control de calidad durante
la fabricación y manufactura de los sistemas de protección contra la corrosión.
303.8.2 Control de la
corrosión. Los componentes del gasoducto deben contar con una protección
adecuada contra corrosión, tanto externa como interna, para evitar fallas
provocadas por dicha corrosión.. La protección contra la corrosión externa consiste de un recubrimiento
aplicado en terminal y/o un recubrimiento que se aplica después de que se han
terminado los trabajos de soldadura y cuyas propiedades dependen del medio en
que se encuentre el gasoducto, por lo que se deben considerar las zonas
siguientes:
a) En la zona sumergida, el
recubrimiento consiste de película gruesa complementada con una protección
catódica.
b) En la zona atmosférica, el
recubrimiento consiste de una capa de pintura adecuada que debe aplicarse
siguiendo procedimientos de preparación de la superficie y aplicación del
recubrimiento de conformidad con las Normas Aplicables.
c) En la zona de salpicadura
en la parte en que el gasoducto emerge, el recubrimiento consiste de película
grueso. Además, puede ser necesario tener un espesor de pared adicional en las
tuberías de acero al carbono arriba del nivel de la Marea Astronómica más Baja
(MAB) en donde la protección catódica no es eficaz ya que la tubería se moja y
seca intermitentemente.
303.8.3 Recubrimientos
externos del gasoducto
a) El sistema de recubrimiento
externo se debe seleccionar con base en los aspectos siguientes:
1. Protección contra la corrosión
2. Resistencia a la degradación física, química y biológica
3. Propiedades mecánicas
4. Compatibilidad con los procedimientos de fabricación e instalación del
gasoducto
5. Compatibilidad con el recubrimiento grueso de concreto
6. Compatibilidad con la protección catódica
7. Compatibilidad con el ambiente y reducción de riesgos a la salud
b) El trabajo de recubrimiento
se debe realizar de conformidad con las Normas Aplicables, en los aspectos
siguientes:
1. Materiales de recubrimiento
2. Preparación de superficie
3. Aplicación del recubrimiento
4. Inspección y pruebas
5. Reparaciones del recubrimiento, y
6. Manejo y almacenamiento de tubos con recubrimiento
303.8.4 Recubrimiento de
concreto pesado. Los objetivos del recubrimiento de concreto son: aportar el
peso necesario para que la tubería se sumerja y dar protección mecánica al
recubrimiento anticorrosivo durante la instalación y a lo largo de la vida útil
del gasoducto.
a) Los materiales para el
concreto, tales como cemento, agregados, agua, aditivos, refuerzo y los
requisitos del recubrimiento se deben especificar considerando lo siguiente:
1. Peso cuando está sumergido
2. Espesor
3. Densidad del concreto
4. Resistencia a la compresión
5. Absorción de agua
6. Resistencia al impacto
7. Flexibilidad y resistencia a la flexión, y
8. Reducciones
b) El concreto debe cumplir
con los requisitos mínimos siguientes:
1. Espesor mínimo: 40 mm
2. Resistencia a la compresión mínima: 40 MPa, promedio de tres pruebas por
tubo.
3. Absorción de agua máxima: 8% por volumen.
4. Densidad mínima: 1900 kg/m3
c) El recubrimiento de
concreto debe estar reforzado con jaulas de barras de acero soldadas o con
malla de alambre de acero.
303.8.5 Recubrimiento en
campo de uniones del gasoducto. En las uniones realizadas en campo de tuberías
con recubrimiento de concreto o de aislamiento térmico, se debe aplicar un
recubrimiento con las mismas propiedades de protección contra la corrosión que
el recubrimiento de los tubos y un relleno para tener una transición suave en
el recubrimiento de concreto o aislamiento térmico del gasoducto. Deben
evitarse uniones de campo en la zona de salpicadura.
303.8.6 Diseño del sistema
de protección catódica. Los gasoductos en la zona sumergida deben tener un
sistema de protección catódica para proteger contra la corrosión cualquier
defecto de aplicación del recubrimiento, incluyendo las uniones de campo y los
daños al recubrimiento durante la instalación y operación del gasoducto.
a) Los sistemas de protección
catódica deben ser capaces de suprimir el potencial electroquímico entre el
tubo y el agua de mar o el sedimento dentro de un rango de -0.80 a 1.1 V relativos
entre un electrodo de referencia Ag/AgCl y el agua de mar.
b) Los sistemas de protección
catódica mediante ánodos de sacrificio se deben diseñar para proveer protección
contra la corrosión durante la vida útil de diseño del gasoducto.
c) Los sistemas de protección
catódica de gasoductos deben ser compatibles con los sistemas de protección
catódica de las instalaciones costa afuera a las que estén conectados, a menos
que estén aislados eléctricamente; por ejemplo, se debe evaluar la necesidad de
una junta aislante de una tubería costa afuera con ánodos de sacrificio que al
llegar a tierra firme se conecta a la sección de tubería en tierra firme con
protección catódica por corriente impresa.
d) Se debe evaluar y
considerar en el diseño del sistema de protección catódica del gasoducto, la
interferencia en los cruzamientos con otras tuberías.
e) Se debe aplicar un
procedimiento detallado para los cálculos de diseño y las recomendaciones para
los parámetros de diseño del sistema de protección catódica por ánodo de
sacrificio, de acuerdo con las Normas Aplicables.
f) Los ánodos sujetos a los
segmentos de tubos ascendentes o gasoductos deben tener un cable eléctrico para
asegurar la continuidad eléctrica al tubo.
303.8.7 Protección contra
la corrosión interna. Para el control de la corrosión interna de los gasoductos
pueden aplicarse varias técnicas individualmente o combinadas. Deben
considerarse, en su caso, las opciones siguientes:
a) Tratamiento químico, por
ejemplo, dosificación de químicos para mitigar la corrosión
b) Procesamiento con un fluido
para eliminar el agua líquida y/o agentes corrosivos
c) Uso de tubo o tubos con
revestimiento o recubrimiento interno metálico resistente a la corrosión
d) Uso de revestimientos o
recubrimientos orgánicos protectores contra la corrosión, normalmente en
combinación con a) o d)
e) Los gasoductos que
transportan gas seco desde una instalación de almacenamiento de GNL costa
afuera pueden no requerir recubrimientos de corrosión interna
304 Instalación
304.1 Objetivo. En este
capítulo se establecen los requisitos relativos a los análisis, estudios y
documentación que se deben preparar para la realización de la instalación y
pruebas del sistema completo de gasoducto.
304.2 Estudios de
instalación. Se deben realizar análisis sistemáticos de las operaciones y del
equipo instalado para identificar posibles puntos y/o actividades críticos que
pudieran provocar o agravar condiciones riesgosas. Se debe tener cuidado
especial en las partes de la ruta del gasoducto cercanas a otras instalaciones
o a la costa, donde existe un riesgo mayor debido a la navegación y anclaje de
barcos.
304.3 Especificaciones
para la instalación y pruebas. Se deben preparar especificaciones y dibujos que
cubran la instalación y realización de pruebas de los sistemas de gasoducto,
tubos ascendentes, estructuras de protección, entre otros. Las especificaciones
y planos de ingeniería deben describir, con suficiente detalle, los requisitos
para los métodos de instalación y los procesos que se deben emplear, así como
el resultado final esperado de las operaciones.
304.4 Soldadura. Con
relación a los procedimientos de soldadura se debe especificar lo siguiente:
304.4.1 Los procesos de
soldadura, así como los procedimientos de calificación de los procedimientos,
de la ejecución y del personal de soldadura.
304.4.2 Las pruebas
mecánicas y de corrosión para la calificación de los procedimientos de
soldadura.
304.4.3 El análisis de
reparación de soldadura, en el cual se debe determinar las combinaciones de
profundidad y longitud de excavación máximas que pueden realizarse.
304.5 Inspección visual y
pruebas no destructivas (PND). Los requisitos para los métodos, equipo,
procedimientos, criterios de aceptación, calificación y certificación de
personal para la inspección visual y la realización de PND se deben apegar a
las Normas Aplicables y considerar lo siguiente:
304.5.1 El grado de
aplicación de PND para las soldaduras circunferenciales debe ser 100% por
ultrasonido o radiografía.
a) Para un espesor de pared
mayor de 25 mm, debe utilizarse pruebas ultrasónicas automatizadas.
b) Para las soldaduras
importantes, por ejemplo, las de interconexión que no son sometidas a pruebas
de presión, se deben realizar pruebas ultrasónicas al 100%, pruebas radiográficas
al 100% y pruebas con partículas magnéticas al 100%, o pruebas con líquidos
penetrantes al 100% de los materiales no ferromagnéticos.
304.5.2 La inspección
visual debe incluir:
a) Inspección al 100% de
soldaduras terminadas relativas a defectos superficiales, forma y dimensiones
b) Inspección al 100% de la
superficie visible del tubo, antes de aplicar el recubrimiento a la junta de
campo
c) Inspección al 100% del
recubrimiento de las juntas de campo terminadas
304.6 Inspección y
preparación de la ruta del gasoducto. Se deben especificar el alcance y los
requisitos para realizar una inspección de la ruta del gasoducto previa a su
instalación, en la cual se deben considerar, entre otros, la preparación del
lecho marino con relación a los aspectos siguientes:
304.6.1 Eliminar obstáculos
y riesgos potenciales que interfieran con las operaciones de instalación
304.6.2 Prevenir cargas o
deformaciones en el gasoducto
304.6.3 Realizar la
preparación para los cruzamientos del gasoducto y cables
304.6.4 Evitar tramos
libres inaceptables
304.6.5 Realizar cualquier
otra preparación relacionada con la naturaleza de las operaciones subsiguientes
de la instalación del gasoducto.
304.6.6 Los métodos,
materiales y técnicas de la rectificación del lecho marino y tramos entre
soportes del gasoducto no deben afectar adversamente al ambiente.
304.7 Cruzamientos de
gasoductos y cables. El diseño y construcción de cruzamientos de gasoductos y
cables debe realizarse de tal manera que se eviten daños a ambas instalaciones y
cumplan con las Normas Aplicables.
304.8 Acercamiento y
acometida a la costa. Se debe identificar y marcar claramente en los dibujos la
localización de cualquier otro gasoducto u oleoducto, cable o desembocadura en
el área del acercamiento a la costa. Se debe considerar lo siguiente:
304.8.1 Preparar el lecho
marino y la acometida a la costa de modo que se eviten esfuerzos excesivos y
daños al recubrimiento o a los ánodos de sacrificio del gasoducto durante la
instalación. Se deben eliminar las obstrucciones tales como desechos y rocas,
que pudieran interferir o restringir las operaciones de . instalación.
304.8.2 Los métodos de
construcción del acercamiento y acometida a la costa dependerán de la
naturaleza, la topografía y el tipo de suelo de la región cercana a la orilla.
Se deben desarrollar e implementar diseños y procedimientos detallados para
asegurar que los métodos de construcción ocasionen el daño mínimo posible al
ambiente o al paisaje. Se deben investigar los efectos de la tubería sobre la estabilidad
de la línea costera.
304.8.3 La tubería en la
sección de acercamiento y acometida a la costa se debe diseñar considerando la
clase de seguridad adecuada y colocarse enterrada en una trinchera de modo que
no quede expuesta a erosión por movimiento de sedimentos.
304.9 Buques para la
instalación del gasoducto. Los buques deben ser de una clase certificada por
una sociedad internacional de clasificación reconocida.
304.9.1 Se deben
especificar requisitos adicionales para los buques en los aspectos siguientes:
a) Anclas, líneas de anclaje y
malacates para anclas
b) Sistemas de anclaje
c) Equipo de posicionamiento y
arqueo
d) Sistema de referencia y
equipo de posicionamiento dinámico
e) Sistemas de alarma,
incluyendo alarmas remotas cuando se requieran
f) Navegabilidad general del
buque para la región
g) Grúas y aparatos de
elevación
h) Equipo de instalación del
gasoducto
i) Sistemas de soldadura
j) Manejo y almacenamiento de
la tubería del gasoducto
k) Cualquier otro requisito
debido a la naturaleza de las operaciones
304.9.2 Los buques deben
contar con un programa de mantenimiento documentado que cubra todos los
sistemas esenciales para preservar la seguridad y el desempeño operativo de los
mismos.
304.9.3 Se debe realizar
una inspección o examen previamente a la movilización de los buques, para
confirmar que éstos y su equipo principal cumplen con los requisitos
especificados y son adecuados para el trabajo que se pretende realizar.
304.9.4 Procedimientos de
contingencia. Se deben establecer los procedimientos de contingencia para las
operaciones marinas relacionadas con:
a) El abandono del sitio de
trabajo, incluyendo salidas de emergencia desde el lugar de trabajo e
imposibilidad de recuperación de las anclas
b) Falla de los sistemas de
amarre
c) Cualquier otro requisito
debido a la naturaleza de las operaciones
304.10 Instalación del
gasoducto.
304.10.1 Manual de
instalación.
a) El manual de instalación
debe incluir, como mínimo, toda la documentación requerida para asegurar que la
instalación del gasoducto se realice de manera segura y cumpla con los
requisitos especificados y con las Normas Aplicables.
b) El manual de instalación
debe estar basado en cálculos y procedimientos, incluyendo los procedimientos
de contingencia, y cubrir adecuadamente la tarea específica que se pretende realizar.
304.10.2 Condiciones límite
de operación
a) Se deben establecer las
condiciones límite de operación.
b) Los criterios límite de
operación están basadas en un estado definido del mar para áreas en donde se
dispone de datos ambientales históricos confiables y de pronósticos del clima
regularmente,
c) El barco de colocación del
gasoducto debe disponer de pronósticos de clima periódicas por parte de un
centro meteorológico reconocido y complementarse con datos ambientales
históricos.
304.10.3 Requisitos para la
instalación
a) Se debe registrar todo el
material para la instalación embarcado.
b) Se deben evitar daños que
puedan ser causados por el manejo y almacenamiento de tubos, recubrimientos,
ensambles y accesorios en los barcos de suministro y de colocación. Los equipos
y dispositivos de manejo, por ejemplo, cables y ganchos, se deben diseñar para
evitar daños a los tubos, recubrimientos, ensambles y accesorios. Los tubos se
deben almacenar sobre estantes y sujetarse en forma adecuada. Se deben
determinar alturas máximas de apilamiento para evitar cargas excesivas sobre
los tubos, recubrimientos o ánodos.
c) Se debe inspeccionar en
cuanto a daños, cantidad e identificación todo el material a su llegada. Los
elementos dañados deben identificarse claramente y separarse para ser reparados
o devueltos a la brevedad posible.
d) La colocación de tubos en
áreas congestionadas, en la vecindad de instalaciones existentes y en los
cruzamientos con tubos y cables, debe realizarse utilizando sistemas de
posicionamiento local con una exactitud especificada y patrones de anclaje
adecuados. Se deben tomar medidas para proteger contra daños a las
instalaciones, cables y tuberías existentes. Dichas operaciones y la colocación
de los tubos sobre el lecho marino deben monitorearse por medio de Vehículos
Operados a Control Remoto.
e) Las juntas individuales
entre tubos se deben marcar de conformidad con un sistema de rastreo de tubos
establecido.
f) La inspección y el recubrimiento
de las juntas de campo deben cumplir con los requisitos de diseño.
g) Se debe inspeccionar cómo
queda colocado el gasoducto, ya sea por un monitoreo continuo del punto de
colocación sobre el lecho marino o desde un barco especial para dicha inspección.
304.11 Tracción hacia la
costa. Con relación a la tracción que debe aplicarse a la tubería para
colocarla en la trayectoria establecida hacia la costa, se debe considerar lo
siguiente:
304.11.1 Especificaciones.
Se deben especificar los requisitos para la ejecución, inspección y pruebas de
tracción hacia la costa de la tubería considerando la naturaleza del sitio de
instalación particular. Los problemas específicos de tracción hacia la costa
deben estar señalados en las especificaciones de instalación y pruebas.
304.11.2 Manual de
instalación. Se debe preparar un manual de instalación, el cual debe cubrir:
a) La descripción de la
configuración de la terminal costa afuera, instrumentación y equipo.
b) La descripción de la
configuración de la terminal en la costa, instrumentación y equipo.
c) Las operaciones especiales.
304.11.3 Procedimientos de
instalación. Se deben preparar procedimientos de instalación que incluyen, pero
no se limitan a lo siguiente:
a) Instalación de la cabeza de
tracción
b) Soldadura de la cadena de
tubos
c) Control de tensión
d) Control de torsión
e) Monitoreo por Vehículos
Operados a Control Remoto, cuando sea aplicable
f) Otras operaciones críticas
g) Preparación del sitio y
montaje del malacate
h) Dragado y excavación de
trincheras
i) Dispositivos para
flotación, cuando resulte aplicable; y
j) Control de posición en
trincheras, túneles, entre otros, según sea aplicable.
304.11.4 Procedimientos
contra imprevistos. Se deben preparar especificaciones de instalación y
realización de pruebas, así como procedimientos contra imprevistos que cumplan
con los requisitos de esta norma y que cubran al menos las situaciones
siguientes:
a) Tensión del cable que
excede los límites aceptables
b) Torsión excesiva de la
cadena de tubos
c) Falla del Vehículo Operado
a Control Remoto
d) Otras situaciones críticas
o de emergencia
304.11.5 Requisitos para la
colocación del gasoducto
a) Se debe preparar el lecho
marino, si es necesario.
b) Se debe demostrar que la
resistencia a la abrasión del recubrimiento del gasoducto es adecuada para las
condiciones de colocación.
c) La cabeza de tracción se
debe instalar de modo que se eviten esfuerzos excesivos en el gasoducto y se
realice una conexión segura.
d) Se deben utilizar
dispositivos de flotación en caso de requerirse para mantener la tensión dentro
de límites aceptables.
e) Se requiere un monitoreo
continuo de la tensión del cable y de la fuerza de tracción durante la
colocación.
304.12 Operaciones de
interconexión. Los procedimientos de interconexión deben incluir al menos, lo
siguiente:
304.12.1 Levantamiento y
preparación para las operaciones de interconexión de la sección de gasoducto o
tubo ascendente.
a) Control de alineación y
configuración.
b) Conexión mecánica o
soldada.
c) En caso de utilizarse
métodos submarinos, se requieren procedimientos adicionales para cubrir los
aspectos de seguridad y operación de las actividades submarinas.
304.12.2 Procedimientos de
contingencia, los cuales deben considerar, al menos, lo siguiente:
a) Condiciones climáticas que
excedan las condiciones límite de operación antes de completar la
interconexión.
b) Aspectos adicionales para
cubrir los rubros de seguridad y operación de las actividades por debajo del
agua en caso de utilizarse métodos submarinos.
304.13 Inspección del
gasoducto como quedó colocado. La inspección del gasoducto instalado debe
incluir, al menos, lo siguiente:
304.13.1 Mapa detallado de
la posición del gasoducto, incluyendo la ubicación de interconexiones, montajes
en línea, anclaje y estructuras de protección, Interconexiones, soportes, entre
otros.
304.13.2 Mediciones de
desalineación, en su caso.
304.13.3 Profundidad de la
cubierta o de la trinchera, en su caso.
304.13.4 Cuantificación de
las longitudes y alturas de los tramos libres, incluyendo las tolerancias
correspondientes.
304.13.5 Ubicación de las
áreas dañadas de la tubería, recubrimiento y ánodos.
304.13.6 Ubicación de
cualquier área con socavación o erosión a lo largo del gasoducto y lecho marino
adyacente.
304.13.7 Verificación de que
el estado del recubrimiento grueso o sistemas de anclaje para estabilidad en el
fondo de la trinchera, se apeguen a la especificación.
304.13.8 Descripción de
derrumbes, desechos u otros objetos que pudieran afectar el sistema de
protección catódica o perjudicar de algún modo el gasoducto, en su caso.
304.13.9 Grabación en video
del gasoducto una vez instalado por completo.
305. Pruebas preoperativas
305.1 Procedimientos para
pruebas finales y preparación para la operación. Todas las operaciones y
pruebas se deben realizar de conformidad con los procedimientos convenidos.
305.1.1 Limpieza y
calibración. La limpieza y calibración de la tubería pueden combinarse con el
llenado . inicial de la misma, realizarse como una operación separada o combinarse
con la eliminación de esferas de soldadura después de terminar la
interconexión.
a) Si el agua permanece dentro
de la tubería durante un tiempo prolongado, debe considerarse el control del
crecimiento de bacterias y de la corrosión interna.
b) Se deben considerar los
posibles efectos dañinos y su impacto en el ambiente durante y después de la
eliminación del agua de prueba de sustancias químicas agregadas, por ejemplo,
inhibidores de la corrosión, eliminadores de oxígeno y de organismos vivos, colorantes,
entre otros.
c) Para la limpieza de la
tubería se debe considerar lo siguiente:
1. Protección contra daños de componentes del gasoducto que pudieran causar
los diablos y fluidos de limpieza
2. Dispositivos de pruebas como esferas de aislamiento, entre otros
3. Eliminación de sustancias que pudieran contaminar el gas natural que se
transportará
4. Eliminación de costras, escamas y partículas de pruebas
5. Organismos y residuos de fluidos de prueba
6. Residuos químicos
7. Eliminación de partículas metálicas que pudieran afectar las actividades
futuras de inspección
a) El requisito básico de
calibración consiste en pasar a lo largo del gasoducto una placa metálica con
diámetro de 97% del diámetro interior nominal del mismo.
b) El diseño del tren de
calibración y limpieza, número y tipo de diablos, necesidad de limpieza
química, velocidad del tren, entre otros, se debe decidir con base en el tipo y
longitud del gasoducto, métodos de construcción, pendientes en la ruta del
mismo, tipo de servicio y procesos aguas abajo, principalmente.
305.1.2 Pruebas de presión
del sistema
a) La prueba de presión del
gasoducto se debe realizar con base en la presión de prueba del sistema
determinada de conformidad con el código de diseño aplicable. Por lo general, una
prueba debe abarcar la tubería entre trampas de diablos y debe incluir todos
los componentes y conexiones del gasoducto. La prueba se debe realizar después
que todas las obras de instalación, construcción y protección del gasoducto
hayan sido terminadas. Por lo general, la prueba de presión se realiza para
comprobar la hermeticidad y resistencia mecánica, y para detectar cualquier
fuga en el gasoducto.
b) El sistema puede probarse
por secciones separadas siempre que las soldaduras de interconexión entre
dichas secciones se sometan a pruebas radiográficas, ultrasónicas y de
partículas magnéticas al 100% o la combinación de otros métodos que aseguren la
integridad de las soldaduras y que se tenga la misma o mejor calidad de las
soldaduras aceptadas.
c) La sección del gasoducto
bajo prueba se debe aislar de otras tuberías e instalaciones. Las pruebas a
presión no deben realizarse contra válvulas en línea, a menos que se considere
una posible fuga o daño a las mismas y que las válvulas estén diseñadas y probadas
para la presión de prueba. Se debe considerar el aislamiento de líneas de
diámetro menor y de conexiones para instrumentos para evitar una posible
contaminación.
306. Operación y mantenimiento
306.1 Procedimientos.
Antes de iniciar el proceso para poner en operación el gasoducto, se deben
establecer procedimientos detallados para la operación y mantenimiento. Como
mínimo, estos procedimientos deben contener la información siguiente:
306.1.1 Organización y
administración
306.1.2 Procedimientos de puesta
en servicio y paro
306.1.3 Limitaciones
operativas
306.1.4 Limpieza y otro
tipo de mantenimiento, por ejemplo, corrida de diablos
306.1.5 Control de la
corrosión, incluyendo inspección y monitoreo
306.1.6 Inspección
306.1.7 Procedimientos de
emergencia
306.1.8 Procedimientos de
elaboración de informes
306.1.9 Los procedimientos
para actividades especiales o no rutinarias, se deben preparar según se
requiera, por ejemplo, en caso de modificaciones y reparaciones mayores.
307. Documentación
El permisionario
debe tener un sistema de control de la documentación del gasoducto. La
documentación debe cubrir el diseño, fabricación, manufactura, instalación y
puesta en operación de la terminal.
307.1 Documentación de
diseño. El diseño se debe documentar adecuadamente para permitir la
verificación por parte de la unidad de verificación y de la CRE. Como mínimo,
esta documentación debe contener los puntos siguientes:
307.1.1 Filosofía y datos
de diseño
307.1.2 Ruta del gasoducto
307.1.3 Características
físicas y químicas del gas natural que se conducirá
. 307.1.4 Selección de materiales, tubos y componentes
del gasoducto
307.1.5 Perfil de
temperatura-presión y expansión del gasoducto
307.1.6 Análisis de
resistencia de los tubos ascendentes y de sus soportes
307.1.7 Análisis de
resistencia y estabilidad del gasoducto colocado
307.1.8 Análisis de
riesgos, según sea aplicable
307.1.9 Diseño de
protección
307.1.10 Control de la
corrosión interna y externa
307.1.11 Diseño de la
protección catódica
307.1.12 Especificaciones de
fabricación y contracción de los materiales
307.1.13 Procedimientos de
operación, mantenimiento e inspección
307.1.14 Instalación y
puesta en operación
307.2 Se deben
suministrar dibujos para la fabricación e instalación del gasoducto, incluyendo
pero sin limitarse, a lo siguiente:
307.2.1 Ruta del gasoducto,
incluyendo información sobre topografía y propiedades del lecho marino,
plataformas existentes y futuras, ductos, cables, pozos submarinos, rutas de
buques, entre otros.
307.2.2 Cruzamientos de
tuberías
307.2.3 Disposición de las
instalaciones en la plataforma, tubos ascendentes y sus sistemas de protección,
zonas de carga, áreas de desembarque de botes, entre otros, según resulte
aplicable.
307.2.4 Fabricación de carretes
307.2.5 Protección del
gasoducto
307.2.6 Fabricación de
tubos ascendentes y de sus abrazaderas
307.3 Documentación de
cómo quedó construido el gasoducto. La documentación de cómo quedó construido
el gasoducto debe incluir, pero sin limitarse a lo siguiente:
307.3.1 Planos de
ingeniería definitivos
307.3.2 Certificados de
materiales
307.3.3 Registros de
instalación, realización de pruebas preoperativas y puesta en operación
307.3.4 Registros de
soldaduras
307.3.5 Registros de
inspección
307.3.6 Registros de
intervención
307.3.7 Registros de la
puesta en operación
Parte
4. Procedimiento para la evaluación de la conformidad
401.
Objetivo
El presente Procedimiento
para la Evaluación de la Conformidad (PEC), tiene por objeto establecer la
metodología para la determinación del grado de cumplimiento del permisionario
con la Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE- 2004, con el diseño, construcción,
operación y mantenimiento de los diversos tipos de terminales de almacenamiento
de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de
recepción conducción, vaporización y entrega de gas natural.
402.
Referencias
Para la correcta aplicación
de este PEC es necesario consultar la Norma Oficial Mexicana
NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción,
operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural
licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción,
conducción, vaporización y entrega de gas natural.
402.1 De
conformidad con el artículo 49 de la Ley Federal sobre Metrología y
Normalización, el permisionario puede solicitar autorización de la Comisión
Reguladora de Energía para utilizar o aplicar bajo su responsabilidad
materiales, equipos, procesos, métodos de prueba, mecanismos, procedimientos o
tecnologías alternativos, acompañando dicha solicitud de la evidencia
científica u objetiva necesaria que compruebe que con la alternativa planteada
se da cumplimiento a las finalidades de la NOM.
403.
Definiciones
Para efectos de este
procedimiento, los siguientes términos se entenderán como se describe a
continuación:
403.1 Acta
circunstanciada: El Documento expedido por la UV o por el Tercero Especialista
en cada uno de los periodos de verificación, en la cual se hacen constar los
hechos ocurridos durante la verificación. El acta circunstanciada debe
contener, por lo menos, los datos siguientes: nombre, denominación o razón
social del permisionario; hora, día, mes y año, en que se inicie y en que
concluya la diligencia; calle, número, población o colonia, teléfono u otra
forma de comunicación disponible, municipio o delegación, código postal y
entidad federativa en que se encuentre ubicado el domicilio del permisionario
y/o usuario, número y fecha del contrato u orden de servicio que la motivó;
nombre y cargo de la persona con quien se entendió la diligencia; nombre y
domicilio de las personas que fungieron como testigos; datos relativos a la
actuación, y nombre y firma de quienes intervinieron en la diligencia.
403.2 Dictamen: El
Documento que emite la UV o el Tercero Especialista mediante el cual se
determina el grado de cumplimiento con la NOM y las Normas Aplicables de
conformidad con la tecnología propuesta bajo responsabilidad del permisionario.
403.3 Evaluación de
la conformidad: La determinación del grado de cumplimiento con la NOM y las
Normas Aplicables.
403.4 Evidencia
objetiva: La información que puede ser probada como verdadera, basada en hechos
obtenidos por medio de observación, medición, prueba u otros medios.
403.5 Operación
comercial: La etapa de la terminal de almacenamiento durante la cual el
permisionario respectivo presta el servicio de almacenamiento de GNL a sus
clientes a cambio de los pagos o contraprestaciones establecidas en el permiso
correspondiente.
403.6 Tercero
Especialista (TE): La persona moral aprobada por la CRE para auxiliarla en la
realización de la evaluación de la conformidad con la NOM y las Normas
Aplicables, en los términos de la LFMN, hasta en tanto se acreditan y se
aprueban UV.
403.7 Unidad de
Verificación (UV): La persona moral acreditada por la Entidad Mexicana de
Acreditación (EMA) y aprobada por la
CRE conforme lo establece la LFMN,
que realiza actos de verificación.
403.8 Verificación:
La constatación ocular, comprobación mediante medición y examen de documentos
que se realizan para evaluar la conformidad con la NOM.
404.
Disposiciones generales
404.1 La
verificación en los términos de la LFMN se
realizará mediante un programa detallado de verificación, el cual estará en
concordancia con el programa de IPC (Ingeniería, Procuración, Construcción y
Puesta en Servicio) del Proyecto.
404.2 La UV o el TE
y el permisionario definirán, con apego a lo establecido en esta NOM, los
términos y condiciones del programa detallado de la verificación.
404.3 El programa
debe cubrir la verificación del cumplimiento con los requisitos establecidos en
la NOM y en las Normas Aplicables.
404.4 El programa
de verificación debe establecer el objetivo y alcance de cada una de las
verificaciones; justificándolos con base en los resultados de las
verificaciones antecedentes.
404.5 En cada
verificación la UV o el TE debe
levantar un Acta circunstanciada, en la cual debe asentar los cumplimientos y,
en su caso, los incumplimientos con la NOM y las Normas Aplicables, para que el
permisionario solvente las no conformidades y observaciones en el plazo que se
le fije en dicha acta.
404.6 El
permisionario puede formular los comentarios
que estime pertinentes y ofrecer pruebas a la UV o el TE durante la
verificación o dentro del plazo máximo de diez días hábiles siguientes a la
fecha en que se haya levantado el Acta circunstanciada.
404.7 La UV o el
TE, debe elaborar el dictamen con base en las actas circunstanciadas. La UV o
el TE no podrá emitir un dictamen hasta que se hayan solventado todas las no
conformidades y observaciones registradas en las Actas circunstanciadas.
404.8 En el
dictamen se debe especificar la documentación bajo la cual se realizó la
verificación y las condiciones finales de
cómo fue aprobado el componente correspondiente de la terminal de
almacenamiento de GNL.
404.9 La UV o el
TE, debe entregar el dictamen de verificación al permisionario y éste debe
entregar el dictamen a la CRE para los efectos legales a que haya lugar en los
términos de la legislación aplicable.
404.9.1 El dictamen
de la UV o del TE debe contener, al menos, la información siguiente:
a)
Actas circunstanciadas generadas durante las diferentes etapas del
programa detallado de la verificación, incluyendo la verificación documental y
la verificación en campo.
b)
Evidencias objetivas de las inspecciones, mediciones, pruebas y otros
medios que se aplicaron para realizarla; así como de los resultados obtenidos.
c)
Normas, métodos y procedimientos aplicados para inspecciones y pruebas,
así como los instrumentos, equipos y dispositivos utilizados en su aplicación.
d)
Resultados obtenidos de las mediciones realizadas.
e)
Observaciones y comentarios sobre las características que no se evalúan
por medición.
404.10 Los gastos que
se originen por los servicios de verificación deben ser a cargo del
permisionario en conformidad con el artículo 91 de la LFMN.
405.
Procedimiento
405.1 La evaluación
de la conformidad con la NOM se debe realizar mediante programas de
verificación durante las fases de desarrollo de la terminal de almacenamiento
de GNL siguientes:
405.1.1 Antes de comenzar
la construcción de la terminal se debe realizar la evaluación de la Ingeniería
básica y de diseño del proyecto (IBDP), así como del alcance y contenido de los
contratos de Ingeniería, Procuración y Construcción (IPC), a fin de verificar
su cumplimiento con la NOM. La evaluación de la conformidad en la etapa de IBDP
incluye sin limitación, la revisión y validación de documentos aprobados de
ingeniería básica y de diseño, planos, memorias de cálculo de procesos y
sistemas, seguridad industrial, protección ambiental, integridad física de la
instalación y la confiabilidad de la operación.
405.1.2 Durante la
construcción se debe realizar la evaluación de los materiales, procesos y
procedimientos de construcción, pruebas preoperativas y puesta en servicio.
La evaluación de la conformidad en la etapa de procuración incluye sin
limitación, la validación de los materiales, equipos e instrumentos en
cumplimiento con las normas y especificaciones técnicas de diseño,
adquisiciones de bienes o servicios relacionados con las instalaciones nuevas y
en operación.
405.1.3 La evaluación
de la conformidad durante la etapa de construcción incluye sin limitación, la
inspección y monitoreo de los trabajos definidos por el verificador en su
programa detallado de verificación, mediante la revisión, entre otros, de las
siguientes actividades:
a)
Aplicación del plan de calidad de conformidad con la sección
correspondiente de esta NOM.
b)
Validación y verificación de la aplicación de los procedimientos de
construcción.
c)
Verificación de la realización de pruebas no destructivas y otras
aplicables.
d)
Verificación de la certificación del personal especializado.
e)
Atestiguamiento de pruebas preoperativas y eventos críticos.
f)
Trazabilidad de materiales y equipos.
g)
Revisión y verificación de los planos de cómo quedó construido el
sistema.
405.1.4 Antes del
inicio de la operación se debe evaluar el cumplimiento de la NOM y verificar
que la terminal de almacenamiento de GNL cumple con las especificaciones de
diseño, construcción, pruebas preoperativas, puesta en servicio, seguridad y
operación en cada uno de los aspectos específicos del diseño y la operación de
la terminal.
405.1.5 Durante la
vida útil de la terminal se debe realizar la evaluación de la operación,
mantenimiento y seguridad de la terminal conforme a los programas anuales del
permisionario aprobados por la CRE.
405.2 La
verificación debe ser realizada por una UV o bien, en ausencia de ésta, por un
TE aprobado por la CRE, para lo cual, el permisionario debe presentar
previamente a la CRE la documentación que acredite la capacidad de las empresas
propuestas para realizar la verificación y emitir los dictámenes correspondientes.
La mención de un TE en las disposiciones siguientes no es, por lo tanto,
indistinta de una UV.
405.3 La UV o el TE
verificará que las etapas y plazos para el desarrollo de las fases de IBDP e
IPC, construcción, puesta en servicio y operación comercial de la terminal de
almacenamiento de GNL hayan sido aprobados por la CRE e integrados como parte
del título de permiso respectivo.
405.4 La UV o el TE
debe emitir el dictamen sobre la IBDP y los contratos IPC
con la anticipación necesaria para que el permisionario los presente a la CRE
dentro del plazo establecido en el título de permiso correspondiente,
antes del comienzo de los trabajos construcción de cada componente de la
terminal de almacenamiento de GNL, esto es, el muelle y los sistemas de recepción
conducción, almacenamiento y
vaporización de GNL, entre otros.
405.5 Para cada
componente de construcción, la UV o el TE debe emitir los programas anuales de
las verificaciones propuestas desglosados mensualmente de los trabajos de
construcción, con la anticipación necesaria para que el
permisionario los presente a la CRE dentro del plazo establecido en el título
de
permiso correspondiente.
405.6 En caso de
que la construcción de la terminal de almacenamiento de GNL tenga una duración
mayor de un año, la UV o TE debe emitir los dictámenes del año calendario
anterior y los programas para el año calendario actual desglosados mensualmente
relativos a los trabajos de construcción y de las verificaciones respectivas, con la anticipación necesaria para que el permisionario los presente a
la CRE dentro del plazo establecido en el título de permiso correspondiente.
405.7 La UV o el TE
debe emitir con la anticipación necesaria para que el
permisionario lo presente a la CRE dentro del plazo establecido en el título de permiso
correspondiente, antes de la fecha de inicio de la operación comercial de la
terminal de almacenamiento de GNL, el dictamen relativo a la construcción,
incluyendo las inspecciones, pruebas preoperativas
realizadas y la puesta en servicio de la terminal de almacenamiento de GNL, en
relación con los requisitos especificados en la NOM y con la tecnología
propuesta por el permisionario y previamente aprobada por la CRE. El dictamen
debe especificar la documentación definitiva de la construcción de la terminal
de almacenamiento de GNL.
405.8 La UV o el TE
debe emitir con la anticipación necesaria para que el
permisionario lo presente a la CRE antes de la fecha de inicio de la operación
comercial, el dictamen relativo al programa anual de operación y mantenimiento
de la terminal de almacenamiento de GNL.
405.9 Durante la
vida útil de la terminal, la UV o el TE debe verificar con
la anticipación necesaria para que el permisionario presente a la CRE, dentro del plazo establecido en el título de permiso correspondiente,
los dictámenes del año anterior así como los programas anuales actualizados y
desglosados en forma mensual de operación y mantenimiento de la terminal de
almacenamiento de GNL y de las verificaciones correspondientes especificando las
fechas en que se realizarán.
405.10 La UV o el TE
debe verificar que las ampliaciones, extensiones, modificaciones y reparaciones
mayores de las terminales de almacenamiento de GNL, cumplan con los
procedimientos establecidos en los incisos 404.2 a 404.9 anteriores.
405.11 La UV o el TE
debe verificar que el permisionario conserve durante la vida de la terminal de
almacenamiento de GNL los dictámenes emitidos por UV o TE.
405.12 La UV o el TE
debe verificar que el permisionario no ponga en operación ningún sistema de la
terminal de almacenamiento de GNL o cargar dicho sistema con GNL o gas natural,
hasta en tanto se hayan solventado todas las no conformidades establecidas en
el Acta circunstanciada elaborada por la UV o el TE, que pudieran comprometer
la seguridad de ese sistema o de la terminal de almacenamiento de GNL. La UV o
el TE verificará que el permisionario haya solventado las no conformidades y
observaciones satisfactoriamente de conformidad con lo establecido en la NOM.
406.
Requisitos de la verificación
406.1 Verificación
de documentación: La documentación que se menciona en este inciso debe ser
conservada por el permisionario durante
la vida útil de la terminal de almacenamiento de GNL. Durante la verificación de las terminales de
almacenamiento de GNL la UV o el TE debe verificar que el permisionario cuente
con la documentación siguiente para su evaluación y análisis:
406.1.1 Título de
permiso y sus anexos;
406.1.2 Documentación
de la tecnología propuesta por el permisionario y aprobada por la CRE para ser
aplicada en la terminal de almacenamiento de GNL.
406.1.3 NOMS que debe
cumplir la terminal de almacenamiento de GNL.
406.1.4 Normas
Aplicables de acuerdo con la tecnología propuesta por el permisionario.
406.1.5 Manuales,
planes y procedimientos que se mencionan en la NOM.
406.1.6 Diagramas de
flujo y planos de ingeniería que forman parte integral del proyecto en sus
diferentes etapas: diseño, seguridad, construcción, pruebas, operación y
mantenimiento.
406.1.7 Registros
requeridos por la NOM.
406.1.8 Ingeniería Básica y
de Diseño del Proyecto (IBDP), en la cual se deben identificar, al menos, los
puntos siguientes:
a)
Filosofía y datos de diseño.
b) Características físicas y
químicas del GNL consideradas en el diseño.
c) Riesgos considerados en el
diseño de los sistemas de protección de la terminal.
d) Memoria técnico descriptiva
del diseño de las instalaciones de la terminal.
e) Actualización de los
análisis de riesgos realizados durante el desarrollo de la IBDP.
f) Control de cambios de
ingeniería realizados durante el desarrollo de la IBDP, fechas en que fueron
realizados y documentación que avale su aprobación.
g) Procedimientos de
construcción, inspección, pruebas preoperativas y puesta en servicio prescritos
para los contratos de IPC.
h) Procedimientos prescritos
para la operación y mantenimiento, cierre temporal y definitivo de la terminal
de almacenamiento de GNL.
i) Planes y programas de
capacitación del personal para la operación, mantenimiento y seguridad de la
terminal.
406.1.9 Contratos de
Ingeniería, Procuración y Construcción (IPC) en los cuales se debe determinar,
al menos, las características siguientes:
a)
Materiales, componentes y equipos comprados para la construcción y
pruebas, operación y mantenimiento y seguridad de la terminal de almacenamiento
de GNL, que deben considerar lo siguiente:
1. Procedimientos de
adquisición que incluya el control de los productos comprados desde su
fabricación, almacenamiento e instalación en la terminal, hasta su reemplazo.
2. Especificaciones y Normas
Aplicables y procedimientos para el control de calidad.
3. Certificados de los
fabricantes de cumplimiento con las Normas Aplicables para cada producto.
b) Construcción, pruebas y
puesta en servicio de la terminal de almacenamiento de GNL, que deben incluir
lo siguiente:
2. Procedimientos que se deben aplicar en campo para la construcción,
soldadura, tratamientos térmicos, pruebas e inspecciones que incluyan las
Normas Aplicables.
3. Registros de la calificación de aptitud y certificaciones del personal
que interviene en los trabajos de construcción.
4. Bitácora de las actividades diarias en campo.
5. Control de cambios de ingeniería realizados durante la construcción,
fecha en que fueron realizados y documentación que avale su aprobación, así
como la memoria técnico descriptiva de cómo quedó construida la terminal de
almacenamiento de GNL.
6. Registro de los resultados de las inspecciones y pruebas realizadas, así
como de las acciones derivadas de las mismas y los resultados de dichas
acciones.
7. Procedimiento que se debe aplicar para la puesta en servicio de la
terminal de almacenamiento de GNL y bitácora de dichas actividades diarias.
406.2 Verificación
en campo.
406.2.1 Durante la
fase de construcción y puesta en servicio de la terminal de almacenamiento de
GNL se deben realizar las verificaciones necesarias para evaluar el
cumplimiento de las instalaciones de GNL con la información documental aprobada
durante la etapa de la verificación
documental.
406.2.2 Durante las actividades de operación y mantenimiento se debe verificar
que la documentación y registros de operación y mantenimiento correspondan
con las condiciones actuales de la terminal de almacenamiento de GNL y las
conserve el permisionario al menos cinco años. Estos documentos deben
considerar, al menos, los aspectos siguientes:
a)
Estructura organizativa del permisionario actualizada.
b)
Estudio de riesgos correspondiente a las condiciones actuales de la
terminal.
c)
Plan integral de seguridad y protección civil actualizado.
d)
Plan de aseguramiento de calidad actualizado.
e)
Procedimientos aplicados y bitácora de la operación diaria de la
terminal, incluyendo el registro de condiciones normales, anormales y de
emergencia; de las acciones derivadas y de los resultados de dichas acciones.
f)
Registro de la calificación de aptitud y, en su caso, certificaciones
del personal que desempeña los trabajos de operación y mantenimiento.
g)
Procedimientos de mantenimiento aplicados y bitácora de las actividades
diarias de mantenimiento, incluyendo el registro de las inspecciones rutinarias
de la instalación.
h)
Registro de las inspecciones y pruebas así como de los trabajos de
mantenimiento realizados en cada uno de los componentes de la terminal de
almacenamiento de GNL que incluya tanto el mantenimiento preventivo como
correctivo.
i)
Planos de ingeniería que muestren la ubicación de los sistemas o
componentes con protección contra la corrosión atmosférica, externa e interna y
de la protección catódica, así como el registro del mantenimiento de estos
sistemas.
j)
Seguridad. Los registros y la documentación sobre seguridad deben
conservarse actualizados durante la vida de la terminal de almacenamiento de
GNL y debe comprender, entre otros, los planes y programas para prevención y control
de emergencias y registros de actividades realizadas en estos aspectos y de
contener registros de todos los eventos o incidentes en los cuales hayan habido
riesgos para el personal y las instalaciones y las acciones que se tomaron para
corregir las condiciones que las propiciaron.
k)
Capacitación. Los registros y la documentación de capacitación de
personas debe conservarse hasta un año después de que no se hayan asignado
trabajos en la terminal de almacenamiento de GNL a dicha persona y deben contener
lo siguiente:
1. Evidencia de la
capacitación y entrenamiento recibido y concluido satisfactoriamente por el
personal asignado de operación y mantenimiento.
2. Planes de capacitación y
entrenamiento para calificar nuevamente los conocimientos recibidos y para
trabajos nuevos.
407.
Bibliografía
407.1 Ley Federal
sobre Metrología y Normalización.
407.2 Reglamento de
la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
407.3 Reglamento de Gas
Natural.
407.4 De la
siguiente lista de referencias, los códigos NFPA 59A, BS EN 1473, DNV-OS-F101 y
EN 1160 constituyen los documentos fundamentales en materia de diseño,
seguridad, construcción, operación y mantenimiento sobre los cuales se basó
esta NOM.
407.5 NFPA 59A Standard
for the Production, Storage and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG) 2001
Edition.
407.6 BS EN 1473: 1997
Installation and equipment for liquefied natural gas.- Design of onshore
installations. Se han reproducido secciones de esta Norma con
la autorización de BSI bajo la licencia número 2002SK/0261. Las normas de
British Standards Institution pueden ser obtenidas en BSI Customer Services,
389 Chisweek High Road, London W4 4AL (teléfono 44 (0) 20 8996 9001).
407.7 DNV-OS-F101
(Offshore Standard), Submarine Pipeline Systems 2000. Det Norske
Veritas (DNV) ha autorizado a la CRE
incorporar las secciones correspondientes del código DNV-OS-F101 en la Parte 3
la NOM-013-SECRE-2004, Relativa al diseño de gasoductos submarinos.
407.8 EN 1160
Installation and equipment for liquefied natural gas.- General characteristics
of liquefied natural gas.
407.9 Lloyd’s
Register EMEA, ha autorizado a la CRE incorporar las secciones correspondientes
del Report. No. OFU/DA/03005, Classification of Offshore Gravity Based
Liquefied Gas Terminals, Guidance Notes, en las secciones 206 y 207 de la
NOM-013-SECRE-2004, sin responsabilidad alguna para Lloyd’s . Register Group.
407.10 American National
Standards Institute (ANSI)
407.10.1 ANSI/NFPA 72.
National Fire Alarm Code.
407.11 American Petroleum
Institute (API)
407.11.1 API 620 Design and
Construction of Large, Welded, Low-Pressure Storage Tanks.
407.11.2 API 6D,
Specification for Pipeline Valves.
407.12 American Society of
Mechanical Engineers (ASME)
407.12.1 ASME B 31.3 Process
Piping.
407.12.2 ASME B 31.5
Refrigeration Piping.
407.12.3 ASME B 31.8 Gas
Transmission and Distribution Piping Systems.
407.12.4 ASME Boiler and Pressure
Vessel Code Section VIII.
407.13 American Society of
Testing and Materials (ASTM)
407.13.1 ASTM E 380 Standard
practice for the use of the International System of Units (SI).
407.14 Gas Research
Institute (GRI)
407.14.1 GRI 0176 LNGFIRE: A
thermal radiation model for LNG fires.
407.14.2 GRI 0242 LNG vapor
dispersion prediction with the DEGADIS Dense Gas Dispersion Model.
407.15 National
Association of Corrosion Engineers (NACE)
407.15.1 NACE RP 0169
Control of External Corrosion of Underground or Submerged Metallic Piping
Systems.
407.16 National Fire
Protection Association (NFPA)
407.16.1 NFPA 10-Standard
for Portable Fire Extinguishers.
407.16.2 NFPA 1221 Standard
for the Installation, Maintenance and Use of Emergency Services Communications
Systems.
407.16.3 NFPA 600 Standard
on Industrial Fire Brigades.
407.16.4 NFPA 70 National
Electrical Code.
407.16.5 NFPA 78 National
Fire Alarm Code.
407.17 European
Norms (EN)
407.17.1 PrEN 1474
Installation and equipment for liquefied natural gas.- Design and testing of
loading/unloading arms.
407.17.2 PrEN 1532
Installation and equipment for liquefied natural gas.-Ship to shore interface
for liquefied natural gas.
407.18 Comisión Federal de
Electricidad.
407.18.1 Manual de Diseño de
Obras Civiles. Diseño por Sismo.
407.19 Building Seismic
Safety Council.
407.19.1 Recommended
Provisions for Seismic Regulations for New Buildings and other Structures.
Bibliografía
para la Parte 2. Terminales de almacenamiento de GNL mar adentro o costa afuera
y para la Parte 3.- Gasoductos submarinos.
407.20 American Bureau of
Shipping (ABS)
407.20.1 ABS Guide for
Building and Classing Offshore LNG Terminals.
407.20.2 ABS Rules for
Building and Classing Steel Vessels, Part 5, Chapter 8 Vessels Intended to
Carry Liquefied Gases in Bulk.
407.21 American
Concrete Institute (ACI)
407.21.1 ACI 357R – 84 Guide
for the Design and Construction of Fixed Offshore Concrete Structures
407.22 American Petroleum
Institute (API)
407.22.1 API RP 14C
Recommended Practice for Analysis, Design, Installation and Testing of Basic
Surface Safety Systems for Offshore Petroleum Platforms.
407.22.2 API RP 14E
Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production
Platform Piping Systems.
407.22.3 API RP 14F
Recommended Practice for Design and Installation of Electrical Systems for
Fixed and Floating Offshore Petroleum Facilities.
407.22.4 API RP 14G
Recommended Practice for Fire Prevention and Control on Open Type Offshore
Production Platforms.
407.22.5 API RP 14J
Recommended Practice for Design and Hazards Analysis for Offshore Production
Facilities.
407.22.6 API RP 500
Recommended Practice for the Classification of Areas for Electrical Locations
at Petroleum Facilities.
407.22.7 API RP 1111 Design,
Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines.
407.23 Det Norske Veritas
(DNV)
407.23.1 DNV-OS-F101
Submarine Pipeline Systems 2000.
407.24 International
Maritime Organization (IMO).
407.24.1 IMO Gas Code.
International Code for the Construction and Equipment
of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk, and amendments
407.25 International
Standards Organization (ISO)
407.25.1 ISO 13623 Petroleum
and Natural Gas Industries -- Pipeline Transportation Systems.
407.26 European
Norms (EN)
407.26.1 EN-ISO 13819-1
Petroleum and Natural Gas Industries-Offshore Structures, Part 1: General
Requirements.
407.26.2 EN-ISO 13819-3
Petroleum and Natural Gas Industries-Offshore Structures, Part 3: Fixed
Concrete Structures.
407.27 Lloyd’s Register.
407.27.1 Rpt. No: GN/02015
Classification of Offshore LNG Production & Storage Installations- Guidance
notes.
407.28 Norwegian Standard.
407.28.1 NS 3473 Concrete
Structures, Design Rules.
408.
Concordancia con normas internacionales
La presente Norma Oficial
Mexicana no concuerda con ninguna norma internacional por no existir referencia
alguna al momento de su publicación.
409.
Vigilancia
La Secretaría de Energía,
por conducto de la Comisión Reguladora de Energía, es la autoridad competente
para vigilar, verificar y hacer cumplir las disposiciones contenidas en esta
Norma Oficial Mexicana.
México, D.F., a 30 de
septiembre de 2004.- El Presidente, Dionisio
Pérez-Jácome.- Rúbrica.- El
Comisionado y Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Gas
Natural y Gas Licuado de Petróleo por Medio de Ductos, Raúl Monteforte.-
Rúbrica.- Los Comisionados: Francisco
Barnés, Adrián Rojí.- Rúbricas.
APENDICE INFORMATIVO
La información presentada
en este apéndice pretende facilitar la interpretación de los términos y
unidades de medida aplicados en la NOM con los términos y unidades
correspondientes que se aplican en las normas internacionales y en las
prácticas internacionalmente reconocidas en la industria del gas natural, tiene
carácter estrictamente informativo y de ninguna manera es de aplicación
obligatoria.
Traducción de los términos
aplicados en el texto de la NOM que se aplican en las normas internacionales y
las prácticas internacionalmente reconocidas
|
|
Término
en español |
Abreviatura |
Término
en inglés |
Abreviatura |
|
1 |
Aluminato
Tricálcico |
C3A |
Tricalcium
Aluminates |
C3A |
|
2 |
Análisis del Efecto de Modo de Falla |
AEF |
Failure Mode Effect Analysis |
FMEA |
|
3 |
Aseguramiento de Calidad |
AC |
Quality Assurance |
QA |
|
4 |
Bacterias
Reductoras de Sulfatos |
BRS |
|
|
|
5 |
Cimiento
en el Fondo del Mar |
CFM |
|
|
|
6 |
Cimiento
Fijo por Gravedad |
CFG |
Gravity Based Foundation |
|
|
7 |
Condiciones Ambientales de Diseño |
CAD |
Design
Environmental Conditions |
|
|
8 |
Condiciones Ambientales de Operación |
CAO |
Operating Environmental Conditions |
|
|
9 |
Corrosión
Microbiológica |
CM |
Microbiologically Influenced Corrosion |
MIC |
|
10 |
Diseño por Factor de Carga y Resistencia |
DFCR |
Load and Resistance Factor Design |
LRFD |
|
11 |
Esfuerzo de Diseño Permisible |
EDP |
Allowable Stress Design |
ASD |
|
12 |
Estado Límite Accidental |
ELA |
Accidental Limit State |
ALS |
|
13 |
Estado Límite de Fatiga |
ELF |
Fatigue Limit State |
FLS |
|
14 |
Estado Límite de Servicio |
ELS |
Serviceability Limit State |
SLS |
|
15 |
Estado Límite Ultimo |
ELU |
Ultimate Limit State |
UTS |
|
16 |
Estructura
Fija por Gravedad |
EFG |
Gravity Based Structure |
GBS |
|
17 |
Estudio de Riesgo de la Operación |
ERO |
Hazard and Operability Study |
HAZOP |
|
18 |
Evaluación
de la Función Análisis de Seguridad |
EFAS |
Safety Analysis Function Evaluation |
SAFE |
|
19 |
Evaporación
de GNL |
|
Boil Off Gas or Vapor |
BOG |
|
20 |
Evaporación
Súbita de Gas |
|
Roll Over |
|
|
21 |
Gas Natural Licuado |
GNL |
Liquefied Natural Gas |
LNG |
|
22 |
Ingeniería Básica y de Diseño del Proyecto |
IBDP |
Front End Engineering and Design |
FEED |
|
23 |
Ingeniería, Procuración y Construcción |
IPC |
Engineering, Procurement and Construction |
EPC |
|
24 |
Inspección Final |
|
As-Built Survey |
|
|
25 |
Lista
de Control de Análisis de Seguridad |
LCAS |
Safety Analysis Checklist |
SAC |
|
26 |
Marea Astronómica más Alta |
MAA |
Highest Astronomical Tide |
HAT |
|
27 |
Marea Astronómica más Baja |
MAB |
Lowest Astronomic Tide |
LAT |
|
28 |
Máxima
Presión de Operación Permisible |
MPOP |
Maximum Allowable Operation Pressure |
MAOP |
|
29 |
Máxima Presión
Incidental |
MPI |
Maximum Incidental Pressure |
MIP |
|
30 |
Máxima
Presión Incidental Permisible |
MPIP |
Maximum Allowable Incidental Pressure |
MAIP |
|
31 |
Método de Arbol de Eventos |
MAE |
Event Tree Method |
ETM |
|
32 |
Método de Arbol de Fallas |
|
Fault Tree Method |
FTM |
|
33 |
Proceso de fabricación de tubería soldada expandida |
|
Pipe Fabrication Process for Welded Pipes Expanded |
UOE |
|
34 |
Pruebas
No Destructivas |
PND |
Non Destructive Testing |
NDT |
|
35 |
Refugio Temporal de Seguridad |
RTS |
Temporary Safe Refuge |
TSR |
|
36 |
Resistencia a la Cedencia Mínima Especificada |
RCME |
Specified Minimum Yield Strength |
SMYS |
|
37 |
Resistencia a la Tensión Mínima Especificada |
RTME |
Specified Minimum Tension Strength |
SMTS |
|
38 |
Sismo
de Operación Base |
SOB |
Operating Basis Earthquake |
OBE |
|
39 |
Sismo
de Paro Seguro |
SPS |
Safe Shutdown Earthquake |
SSE |
|
40 |
Sismo
Máximo Probable |
SMP |
Maximum Considered Earthquake |
MCE |
|
41 |
Sistema
de Monitoreo de Posición |
SMP |
Position Monitoring System |
PMS |
|
42 |
Sistema
de Paro de Emergencia |
PDE |
Emergency Shutdown Systems |
ESD |
|
43 |
Sistema
de Protección Térmica |
SPT |
Thermal Protection System |
TPS |
|
44 |
Soldaduras Longitudinales por Arco Sumergido |
|
Submerged Arc-Welding Longitudinal |
SAWL |
|
.
45 |
Tablas
de Análisis de Seguridad |
TAS |
Safety Analysis Tables |
TAS |
|
46 |
Tubo
sin costura |
|
Seamless Linepipe, |
SML |
|
47 |
Tubo soldado por alta frecuencia |
|
High Frequency Welded Linepipe |
HFW |
|
48 |
Tubo
soldado por arco sumergido |
|
Submerged Arc Welded Linepipe, |
SAWL |
|
49 |
Tubo soldado por rayo de electrónico |
|
Electron Beam Welded Linepipe, |
EBW |
|
50 |
Tubo soldado por rayo láser |
|
Laser Beam Welded Linepipe, |
LBW |
|
51 |
Válvula
de Seguridad Submarina |
VSS |
Sub-sea
Safety Valve |
SSV |
|
52 |
Vehículo Operado a Control Remoto |
VOR |
Remotely Operated Vehicle |
ROV |
Múltiplos en los sistemas
de unidades reconocidos internacionalmente
|
Valor
por el que multiplica la unidad |
Sistema de Unidades |
|||||
|
|
Internacional |
Inglés |
||||
|
Nombre |
Cantidad |
Exponencial |
Prefijo |
Símbolo |
Nombre |
Símbolo |
|
Un millón |
1 000 000 |
106 |
Mega |
M |
Million |
MM |
|
Mil millones |
1 000 000 000 |
109 |
Giga |
G |
Billion |
B |
Equivalencias
1 metro cúbico (m3) = 35,3136 pies cúbicos (pc)
46,4 m3 de GNL (En estado líquido) = 1 MMpc de gas natural (En estado gaseoso)
1 m3 de GNL = 610.29 m3 de gas
natural