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DOF: 30/09/2013
NORMA Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2012, 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, vap

NORMA Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2012, 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 (cancela y sustituye a 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).

Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora de Energía.

NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-013-SECRE-2012, 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 (CANCELA Y SUSTITUYE A 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).
La Comisión Reguladora de Energía, con fundamento en los artículos 17 y 33, fracciones XII y XXV, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2 fracción VI y 3 fracciones XIV y XXII, 4 y 13 de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía; 4, segundo párrafo, 9, 14 fracción IV y 16 de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo; 38 fracción II, 40 fracciones I, III, XIII y XVIII, 41 y 47 fracción IV y 51 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 28 y 34 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 7 y 70 fracción VII del Reglamento de Gas Natural; 1, 2, inciso F, fracción I, 26 y 27 del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía, y 1, 2, 6, fracción I, letras A y C, 9, 19, 23 fracciones VII y XVI, y 33 del Reglamento Interior de la Comisión Reguladora de Energía, y
CONSIDERANDO
Primero. Que el 9 de julio de 2012, el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Derivados del Petróleo, del Gas y Bioenergéticos, publicó en el Diario Oficial de la Federación el Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-013-SECRE-2012, 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.
Segundo. Que el 7 de septiembre de 2012, concluyó el plazo a que se refiere la fracción I del artículo 47 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, sin que se presentaran comentarios al Comité Consultivo Nacional de Normalización de Derivados del Petróleo, del Gas y Bioenergéticos, respecto del Proyecto de Norma Oficial Mexicana a que se refiere el Considerando inmediato anterior.
Tercero. Que el 23 de julio de 2013 la Comisión Federal de Mejora Regulatoria, mediante el oficio COFEME/13/2232, emitió el Dictamen Total con Efectos de Final sobre el anteproyecto denominado Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2012, 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 (Cancela y sustituye a 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).
Cuarto. Que como resultado de lo expuesto en los considerandos anteriores, se concluye que se ha dado cumplimiento al procedimiento que señalan los artículos 44 al 47, y demás relativos a la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento, por lo que se expide la siguiente:
NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-013-SECRE-2012, 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 (CANCELA Y SUSTITUYE A 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)
En la elaboración de esta Norma Oficial Mexicana participaron las instituciones y personas morales siguientes: Comisión Reguladora de Energía, Comisión Federal de Electricidad, Pemex-Gas y Petroquímica Básica, Instituto de Investigaciones Eléctricas, Energía Costa Azul, S. de R.L. de C.V., Terminal de LNG de Altamira, S. de R.L. de C.V., Terminal KMS de GNL, S. de R.L. de C.V., Integrated Gas Services de México, S. de R.L. de C.V., Diseño Especializado de Ingeniería y Sistemas Actualizados, S.A. de C.V. y Lloyd Germánico de México, S. de R.L. de C.V.
ÍNDICE
Parte 1. Terminales de almacenamiento de GNL en tierra firme
101 Objetivo
102 Campo de aplicación
103 Referencias
104 Definiciones
105 Requisitos generales
106 Ubicación y configuración de la Terminal de GNL
107 Análisis de Riesgos en la Terminal de GNL
108 Control de derrames y fugas
109 Seguridad en la instalación de equipos
110 Tanques de almacenamiento de GNL estacionarios
111 Sistema de vaporización
112 Sistemas de tuberías y sus componentes
113 Instrumentación y servicios eléctricos
114 Transferencia de GNL y refrigerantes
115 Plan integral de seguridad y protección civil
116 Operación
117 Mantenimiento
118 Capacitación del Personal.
119 Terminales remotas de GNL
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 (EFG)
206 Tanques de almacenamiento de GNL
207 Instalaciones sobre 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 Definiciones.
403 Disposiciones generales.
404 Procedimiento.
405 Bibliografía
406 Concordancia con normas internacionales
407 Vigilancia
408 Vigencia
Transitorio
APÉNDICE INFORMATIVO
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 las terminales de almacenamiento de Gas Natural Licuado (GNL) 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 costa afuera hasta el litoral, y en la cuarta parte de la NOM se establece el Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad.
102.2 El diseño, construcción, operación y mantenimiento de las terminales de almacenamiento de GNL debe 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 Cuando el permisionario esté interesado en incorporar 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 no previstas en esta NOM, con el objeto de obtener la autorización correspondiente, debe proponer y justificar ante la Comisión Reguladora de Energía la tecnología que aplicará para tales efectos, presentando la documentación y referencias técnicas que representen las prácticas internacionalmente reconocidas que deberán corresponder, en lo conducente, con los requisitos que se señalan en esta NOM.
102.4 De conformidad con el artículo 49 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), 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, observando y cumpliendo en lo conducente el procedimiento señalado en la LFMN y su Reglamento.
103 Referencias
El cumplimiento de esta NOM es sin perjuicio de las obligaciones que establezcan las NOM relacionadas
y cualesquiera otras disposiciones jurídicas aplicables.
La aplicación de esta NOM está relacionada, entre otras, con las siguientes normas oficiales mexicanas o las que las sustituyan, a saber:
a)    NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural, publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 19 de marzo de 2010.
b)    NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural, publicada en el DOF el 8 de febrero de 2011.
c)    NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones eléctricas (utilización), publicada en el DOF el 29 de noviembre de 2012.
d)    NOM-003-SEGOB-2011, Señales y avisos para protección civil.- Colores, formas y símbolos a utilizar, publicada en el DOF el 23 de diciembre de 2011.
e)    NOM-001-STPS-2008, Edificios, locales, instalaciones y áreas en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad, publicada en el DOF el 24 de noviembre de 2008.
f)     NOM-002-STPS-2010, Condiciones de seguridad, prevención y protección contra incendios en los centros de trabajo, publicada en el DOF el 9 de diciembre de 2010.
g)    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 DOF el 31 de mayo de 1999.
h)    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 DOF el 2 de febrero de 1999.
i)     NOM-017-STPS-2008, Equipo de protección personal-Selección, uso y manejo en los centros de trabajo, publicada en el DOF el 9 de diciembre de 2008.
j)     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 DOF el 27 de octubre de 2000.
k)    NOM-020-STPS-2011, Recipientes sujetos a presión, recipientes criogénicos y generadores de vapor o calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad, publicada en el DOF el 27 de diciembre de 2011.
l)     NOM-026-STPS-2008, Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías, publicada en el DOF el 25 de noviembre de 2008.
m)   NOM-027-STPS-2008, Actividades de soldadura y corte. Condiciones de seguridad e higiene, publicada en el DOF el 7 de noviembre de 2008.
n)    NOM-008-SCFI-2002, Sistema general de unidades de medida, publicada en el DOF el 27 de noviembre de 2002.
o)    NOM-014-SCFI-1997, Medidores de desplazamiento positivo tipo diafragma para gas natural o gas LP, publicada en el DOF el 23 de octubre de 1999.
p)    NOM-093-SCFI-1994, Válvulas de relevo de presión.- Seguridad, seguridad-alivio y alivio, operadas por resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce, publicada en el DOF 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 Área 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 GNL y/o de fluidos peligrosos y conducirlo a un confinamiento seguro.
104.2 Área de transferencia: El área de una Terminal de GNL donde existe un sistema de conectores de ductos y/o mangueras que se conectan y desconectan rutinariamente para introducir y/o extraer GNL y/o fluidos peligrosos de dicha terminal. Se excluyen el área de transferencia marina y las áreas donde se encuentran los dispositivos para tomar muestras de GNL y/o fluidos peligrosos.
104.3 Área de transferencia marina: El área de una Terminal de GNL en el litoral o mar adentro que se utiliza para atracar y amarrar los buques para descargar y recibir el GNL transportado por dichos buques.
 
104.4 Buque de GNL o buque: El barco dedicado a transportar GNL de las plantas de licuefacción a las terminales de almacenamiento o entre terminales de almacenamiento.
104.5 Capacidad de agua: La cantidad de agua a 289.15 K (16 °C) requerida para llenar un contenedor.
104.6 Componente: El sistema o parte de la Terminal de GNL 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.
104.7 Conector de transición: Conector fabricado de dos o más metales utilizado para unir secciones de tubería de dos materiales diferentes que no es posible unir mediante los procedimientos de soldadura o técnicas de unión usuales.
104.8 Contenedor autosoportado: El contenedor que está diseñado estructuralmente para soportar las cargas a las que se prevé será sometido.
104.9 Contenedor de membrana: El contenedor interior no autosoportado que es soportado por un contenedor exterior a través del aislamiento criogénico; está constituido por membranas deformables de un metal que soporta las propiedades fisicoquímicas del GNL; su función es contener el GNL.
104.10 Contenedor primario: El contenedor de pared doble cuya pared interior está construida con materiales que soportan las propiedades fisicoquímicas del GNL. 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 GNL.
104.11 Contenedor secundario: El contenedor autosoportado que rodea al contenedor primario en los tanques de GNL de contención doble y de contención total. Este contenedor debe ser capaz de contener el GNL derramado en caso de falla del contenedor primario.
104.12 CRE: La Comisión Reguladora de Energía.
104.13 Dique: Estructura utilizada para establecer un área de retención o de contención.
104.14 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.
104.15 Equipos de vaporización o vaporizadores: Los equipos de transferencia de calor utilizados para cambiar el estado físico del gas natural de líquido a gaseoso. Estos equipos se clasifican en:
104.15.1. 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.
104.15.2. 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. Estos 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 aquéllos 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.
c)    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.
104.16 Evaporación de GNL: La formación de vapor por ebullición de la superficie del GNL dentro de los tanques de almacenamiento.
104.17 Evaporación súbita de GNL: La formación repentina de vapor en los tanques de almacenamiento ocasionada por el movimiento súbito del GNL dentro de los tanques de almacenamiento debido a la estratificación causada por la diferencia de densidades.
104.18 Gas Natural: La mezcla de hidrocarburos compuesta primordialmente por metano.
104.19 Gas Natural Licuado (GNL): Gas natural en estado líquido bajo condiciones criogénicas.
104.20 Ingeniería Básica y de Diseño del Proyecto (IBDP): Las especificaciones del diseño de la Terminal de GNL con el nivel de detalle necesario para iniciar con las actividades de Ingeniería de
construcción, procura de materiales, componentes y equipos, y Construcción de dicha terminal.
104.21 Ingeniería, procura y construcción (IPC): Las especificaciones de trabajos de ingeniería, fabricación y construcción requeridas para construir los diferentes componentes de la Terminal de GNL y pruebas previas hasta la puesta en servicio y entrada en operación de dicha terminal.
104.22 LFMN: La Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
104.23 Material no combustible: Material que en la forma y bajo las condiciones previstas para su uso no entrará en ignición, no se quemará, no mantendrá la combustión o producirá vapores inflamables cuando está sujeto a fuego o a calor.
104.24 Normas aplicables: Las normas oficiales mexicanas y normas mexicanas aplicables en la Ingeniería Básica y de Diseño del Proyecto (IBDP) y en la Ingeniería, Procura 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.
104.25 Peligro: La condición que tiene potencial para iniciar un incidente o accidente.
104.26 Permisionario: El titular de un permiso de almacenamiento en los términos del Reglamento de Gas Natural.
104.27 Permiso: El permiso de almacenamiento de gas natural otorgado por la Comisión Reguladora de Energía, de conformidad con las disposiciones aplicables.
104.28 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.
104.29 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.
104.30 Propiedades fisicoquímicas del GNL: La temperatura, presión, densidad y composición química del Gas Natural Licuado, entre otras.
104.31 Riesgo: La probabilidad de que ocurra un incidente o accidente.
104.32 RLFMN: El Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
104.33 Tanque de almacenamiento de GNL de contención doble: El contenedor interior o primario de pared doble que está rodeado a una distancia no mayor a 6 m por un contenedor secundario abierto a la atmósfera, diseñado para contener el GNL pero no el vapor producido en caso de un derrame del contenedor interior o primario.
104.34 Tanque de almacenamiento de GNL de contención sencilla: Es un contenedor de pared doble en el que únicamente el contenedor interior o primario está diseñado para contener el Gas Natural Licuado. El contenedor primario no está rodeado por un contenedor secundario por lo que requiere de un sistema de retención de derrames de GNL en caso de falla del contenedor primario.
104.35 Tanque de almacenamiento de GNL de contención total: El contenedor interior o primario de pared doble está rodeado por un contenedor secundario cerrado con techo hermético, diseñado para contener el GNL y desfogar a través de válvulas de relevo el exceso de vapor causado por un derrame del contenedor interior o primario.
104.36 Terminal 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 y entregar GNL desde y hacia los buques. El GNL que recibe lo conduce a los tanques de almacenamiento, para vaporizarlo y entregar gas natural a un sistema de transporte por ductos.
104.37 Terminal remota de GNL: El sistema compuesto por instalaciones y equipos instalados en tierra firme fuera del litoral, aptos para recibir GNL, conducirlo hacia los tanques de almacenamiento, para vaporizarlo posteriormente para entregar gas natural a otro sistema. No se prevé que las terminales remotas entreguen GNL.
105 Requisitos generales
 
105.1 Control de corrosión. No se debe construir, reparar, reemplazar o modificar en forma significativa un componente de la terminal de GNL, hasta que sean revisados los dibujos de diseño y especificaciones de materiales desde el punto de vista de control de corrosión y se haya determinado que los materiales seleccionados no tienen efectos perjudiciales sobre la seguridad y confiabilidad del componente o de los componentes asociados al primero.
105.1.1 La reparación, reemplazo o modificación relevante de un componente debe ser revisada solamente si la acción tomada involucra o es debida a alguna de las causas siguientes:
a)    Cambio de los materiales especificados originalmente;
b)    Falla causada por corrosión, y
c)    Inspección que reveló un deterioro significante del componente debido a corrosión.
105.2 Centro de control. Las terminales de GNL deben tener un centro de control para monitorear la operación y los dispositivos de advertencia de acuerdo con lo requerido en esta sección, así como las características siguientes:
a)    Estar separado o protegido de las instalaciones de la terminal de GNL de manera que sea operable durante una emergencia controlable.
b)    Capacidad de operar los sistemas de control remoto y los sistemas de control de paro automático requeridos por esta NOM.
c)    Disponer de personal que lo atienda mientras un componente bajo su control esté en operación, a menos que el control sea realizado desde otro centro de control que esté atendido por personal o la instalación cuente con un sistema de paro de emergencia automático.
d)    Disponer de más de un medio de comunicación cuando una terminal de GNL tenga más de un centro de control.
e)    Disponer de medios de comunicación de señales de advertencia de condiciones peligrosas a las áreas de la terminal de GNL que son frecuentadas por personas.
105.2.1 Los sistemas de control eléctricos, medios de comunicación, iluminación de emergencia y sistemas de combate contra incendios deber tener, al menos, dos fuentes de energía que funcionen de manera que la falla de una fuente no afecte la capacidad de la otra fuente de energía.
105.2.2 Donde se utilicen generadores auxiliares como segunda fuente de energía eléctrica, se debe aplicar lo siguiente:
a)    Los generadores auxiliares deben estar separados o protegidos de componentes que puedan impedir su utilización durante una emergencia controlable.
b)    El suministro de combustible a los generadores auxiliares debe estar protegido de peligros.
105.3 Registros. La terminal de GNL debe tener un registro de materiales de construcción utilizados para componentes, edificios, cimentaciones y sistemas de soporte para la contención de GNL y de fluidos inflamables.
a)    Los registros deben confirmar que las propiedades de los materiales satisfacen los requisitos de esta NOM.
b)    Los registros deben ser conservados durante la vida de los componentes, y sistemas.
106 Ubicación y configuración de la Terminal de GNL
106.1 Alcance. Este capítulo define los criterios y requisitos para la ubicación y configuración del sitio y el equipo de la Terminal de GNL.
La ubicación y configuración de la Terminal de GNL debe cumplir con los requisitos y especificaciones generales siguientes, sin perjuicio de los aspectos y características específicas que resulten del análisis de riesgos del Capítulo 107 y en materia de control de derrames y fugas del Capítulo 108, ambos de esta NOM.
106.2 Requisitos mínimos para la selección del Sitio de la Terminal
 
106.2.1 Se deben realizar los estudios e investigaciones generales del sitio sobre los aspectos 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 GNL, así como para determinar las bases de diseño de la misma:
a)    Del suelo y subsuelo;
b)    De ríos y mantos acuíferos superficiales y subterráneos;
c)    Climatológicos y patrones de clima severos sobre un periodo de 100 años;
d)    Sismológicos, tsunami y sobre cualquier otro peligro natural;
e)    Modelos de dispersión, radiación y explosión de gas natural, así como análisis de consecuencias para definir contornos de riesgo relativos a la terminal;
f)     De riesgo de incendio de la vegetación aledaña y actividades adyacentes, en su caso;
g)    Incidentes potenciales y medidas de mitigación;
h)    Actividades adyacentes, y
i)     Seguridad patrimonial.
106.2.2 Para las terminales de almacenamiento en el litoral o en la costa que reciben el GNL de buques, se deben realizar, adicionalmente, estudios oceanográficos y de actividad marítima, los cuales deben incluir el acceso marítimo al sitio, los movimientos de los buques de GNL y de otras embarcaciones que, en su caso, se encuentren operando en la zona de influencia de la Terminal de GNL. Asimismo, la configuración y el acceso marítimo del sitio deben permitir las maniobras de entrada y salida de los buques, en operación normal y de emergencia, con la máxima seguridad.
106.2.3 El sitio donde se instale la Terminal de GNL debe ser accesible a los servicios de seguridad y de emergencia, como: protección civil, bomberos, policía, servicios médicos y equipo de ayuda mutua por los diferentes medios disponibles y bajo cualquier condición climática para la seguridad del personal y de la terminal en la eventualidad de un incendio o accidente. Se deben determinar los límites de las condiciones climáticas bajo los cuales se tome la decisión de evacuar con anticipación al personal de la Terminal de GNL en caso de que se prevean condiciones climáticas aún más severas que pudieran poner en riesgo a dicho personal e impedir el acceso al sitio.
106.2.4 La preparación del sitio debe incluir las disposiciones y características topográficas necesarias para recolectar y retener el GNL y/o refrigerantes y líquidos inflamables derramados dentro del límite del predio, al igual que para facilitar la conducción y el drenado de agua superficial. Por lo anterior, dicho predio debe tener las dimensiones y configuración adecuadas para cumplir con los requisitos establecidos en el capítulo 108 de esta NOM en materia de control de derrames y fugas, así como para ofrecer, dentro de lo posible, la protección de la terminal contra las fuerzas de la naturaleza como inundaciones, marejadas, tsunamis y sismos, entre otros.
107 Análisis de Riesgos en la Terminal de GNL
107.1 Generalidades
107.1.1. El diseño y la ubicación de la Terminal de GNL deben estar fundamentados en los resultados del análisis de riesgos del sitio que se realice de acuerdo con los lineamientos establecidos en este capítulo.
107.1.2. De conformidad con el artículo 49 de la LFMN los interesados podrán aplicar metodologías alternativas, siempre y cuando se demuestre mediante evidencias objetivas que con la alternativa planteada se da cumplimiento a la finalidad de esta NOM.
107.1.3. El perfil de riesgos debe determinarse en la fase inicial de diseño y ubicación de la Terminal de GNL, y revisarse y actualizarse, en su caso, durante las fases de desarrollo del proyecto de la misma, a efecto de identificar cualquier incremento en el perfil de riesgo y determinar las medidas de prevención y control de riesgos requeridas para reducirlos al Nivel Más Bajo Razonablemente Práctico (NMBRP). Los reportes generados por la unidad de verificación deben incluir el perfil de riesgo relacionado con las fases de desarrollo del proyecto.
107.1.4. Se debe aplicar la misma metodología para determinar los perfiles de riesgos de expansiones o mejoras significativas que pudieran realizarse en la Terminal de GNL. Se deberá revisar y actualizar, el perfil de riesgos de la Terminal de GNL como mínimo cada tres años, o cuando existan modificaciones en las condiciones o en el entorno de la Terminal de GNL, o cuando sea requerido por la CRE. Los dictámenes emitidos por las unidades de verificación deben incluir la aprobación del perfil de riesgos correspondiente a las fases de operación de la Terminal de GNL.
107.1.5. Este capítulo está estrechamente relacionado con la ubicación y configuración, así como con el
control de derrames y fugas de la Terminal de GNL, por lo que se debe aplicar en forma congruente con los lineamientos y requisitos establecidos en los capítulos 106 y 108 de esta NOM.
107.1.6. El análisis de riesgos está fundamentado en la identificación de peligros de origen externo a la Terminal de GNL, peligros de origen interno debidos al GNL y de origen interno que no son específicos del GNL, la estimación de la probabilidad de ocurrencia y de las consecuencias derivadas de la ocurrencia de los peligros identificados.
107.2 Identificación de peligros
Durante el periodo de desarrollo del proyecto, la identificación de los peligros y consecuencias debe ser realizada con un enfoque sistemático por personas especialistas en la materia con amplia experiencia. Durante el periodo de operación, el personal de operaciones puede contribuir a la identificación de riesgos y consecuencias. En ambos casos, la identificación de peligros debe ser realizada utilizando una o más de las técnicas siguientes:
a)    Estudios de Identificación de Peligros "EIP" (HAZID de sus siglas en inglés).
b)    Análisis Preliminar de Peligros o Análisis de Peligros de Proceso "APP" (PHA de sus siglas en inglés).
c)    Análisis "Corbata de Moño"/Caso de Salud, Seguridad y el Medio Ambiente (SSMA) (Bow-Tie/ HSE Case).
d)    Estudios de Peligros y Operatividad "EPO" (HAZOP de sus siglas en inglés).
e)    Análisis de Árbol de Eventos "AAE" (ETA de sus siglas en inglés).
f)     Análisis de Árbol de Fallas "AAF" (FTA de sus siglas en inglés).
g)    Análisis de Modos y Efectos de Falla "AMEF" (FMEA de sus siglas en inglés).
h)    Evaluación de Impacto Ambiental "EIA".
i)     Evaluación de Riesgos a la Salud "ERS" ("HRA" de sus siglas en inglés).
j)     Análisis de Consecuencias "AC" (CA de sus siglas en inglés).
k)    Análisis Cuantitativo de Riesgos "AQR" (QRA de sus siglas en inglés).
l)     Revisión Técnica de (SSMA) (Technical HSE Review).
107.2.1. La identificación de peligros debe considerar los aspectos siguientes:
a)    La planificación, diseño, construcción y puesta en servicio de las instalaciones de la Terminal de GNL.
b)    Actividades, productos y servicios.
c)    Condiciones de operación, rutinarias y no rutinarias, incluyendo el paro, el mantenimiento y la puesta en marcha.
d)    Factores humanos y ergonómicos.
e)    Incidentes y posibles situaciones de emergencia, incluidos los que se derivan de:
1    Falla del producto o material de contención.
2    Falla estructural.
3    Condiciones climáticas, geofísicas/sísmicas/tsunami y de otros eventos naturales externos.
4    Sabotaje y violaciones de seguridad.
5    Factores humanos y del equipo.
f)     Paro de operaciones, abandono, desmantelamiento y disposición.
g)    Peligros y efectos potenciales asociados con actividades pasadas.
107.2.2. Identificación de peligros de origen externo. Estos peligros pueden ser causados, entre otros, por lo siguiente:
a)    Maniobra y atraque de los buques.
b)    Impacto de buque, camión, avión, ferrocarril, entre otros.
c)    Radiación térmica o fuentes de ignición externas sin control.
 
d)    Fuentes permanentes de ignición, por ejemplo, el efecto corona en líneas eléctricas de transmisión de alta tensión.
e)    Ondas de radio de alta energía.
f)     Nubes de gases inflamables, tóxicos o asfixiantes.
g)    Fenómenos naturales tales como rayos, huracanes, inundaciones, sismos, maremotos, tsunamis, entre otros.
h)    Efecto dominó que resulta de incendios y/o explosiones de instalaciones adyacentes.
i)     Personas externas a la Terminal de GNL.
107.2.3. Identificación de peligros de origen interno debidos al GNL. Se deben determinar los peligros por pérdida de contención del GNL y gas natural en todos los sistemas de la Terminal de GNL, incluyendo los sistemas de descarga de buques y vehículos terrestres, así como los de carga de vehículos terrestres, en su caso. Para simplificar el estudio sobre estos peligros se deben establecer escenarios definidos en función de los rubros siguientes:
a)    La probabilidad o la frecuencia del peligro.
b)    Localización, tipo, flujo y duración de la fuga.
c)    La naturaleza del fluido GNL o gas y la temperatura a la que se encuentra.
d)    Condiciones climáticas, por ejemplo, velocidad y dirección del viento, estabilidad atmosférica, temperatura ambiente y humedad relativa, las cuales tendrán un efecto directo en la dispersión de vapores de gas natural, en su caso.
e)    Las propiedades térmicas y la topografía del terreno incluyendo cualquier área de contención.
f)     La proximidad de estructuras de acero susceptible de fragilizarse por temperatura baja o criogénica.
g)    La introducción de GNL en el agua que pudiera producir presión excesiva sin combustión, fenómeno que se denomina como una "Rápida Transición de Fase" (RTF).
h)    Efectos de origen natural, de la topografía del suelo y de temperaturas criogénicas sobre las estructuras de la terminal.
107.2.4. Peligros de origen interno que no son específicos del GNL. Se deben considerar las causas de dichos peligros, por ejemplo, las siguientes:
a)    Almacenamiento de hidrocarburos y materiales inflamables diferentes del GNL, por ejemplo, Gas Licuado de Petróleo, refrigerantes, gasolinas u otros hidrocarburos.
b)    Fallas de comunicación entre el buque de GNL y la terminal.
c)    Peligros durante la construcción, operación y mantenimiento, por ejemplo, operaciones con objetos elevados, izamiento y levantamiento de cargas, vehículos circulando, espacios confinados, equipo energizado y maquinaria rotatoria, entre otros.
d)    Fugas de materiales peligrosos, por ejemplo, refrigerantes inflamables, combustibles e hidrocarburos pesados.
e)    Servicios y productos químicos, por ejemplo, gases comprimidos, nitrógeno, hidrógeno, solventes, lubricantes y aceites dieléctricos.
f)     Contaminantes o materiales peligrosos que se encuentran en el gas, por ejemplo, ácido sulfhídrico.
g)    Compresores y equipos presurizados.
h)    Maquinaria rotatoria.
i)     Instalaciones eléctricas.
j)     Instalaciones portuarias asociadas con la Terminal de GNL.
k)    Elevación de presión y vapor en equipo.
l)     Calentadores y calderas en operación.
107.2.5. Estimación de probabilidades. La estimación de la probabilidad de ocurrencia asociada a un peligro determinado debe fundamentarse en bases de datos disponibles y confiables del dominio público, relacionadas con la industria del GNL o en las técnicas o métodos reconocidos como los citados en la sección 107.2 de esta NOM, las cuales van a determinar el rango de frecuencia de dicho peligro, conforme con lo establecido en la Tabla 107-1 de esta NOM.
 
107.2.6. Estimación de consecuencias. Las consecuencias de los escenarios definidos en el numeral 107.2.3 dependen de las características del GNL y de los fenómenos que se describen a continuación:
107.2.6.1. Evaporación de un derrame de GNL
a)    Vaporización instantánea denominada "flash" y formación de aerosoles.
b)    Evaporación por ebullición del GNL, la cual debe calcularse mediante modelos validados apropiados, que consideren lo siguiente:
1    Flujo de GNL, tasa de evaporación y duración;
2    Composición del GNL;
3    Naturaleza del terreno, por ejemplo, conductividad térmica, calor específico, densidad.
4    Temperatura del suelo o del agua.
5    Condiciones atmosféricas, por ejemplo, temperatura ambiente, humedad, velocidad del viento.
6    Estabilidad atmosférica o gradiente de temperatura.
7    El modelo debe permitir determinar lo siguiente:
i     La velocidad de propagación del derrame;
ii    El tiempo que dura el área mojada y su tamaño máximo, y
iii   La tasa de evaporación, el tiempo que dura y la tasa de evaporación máxima.
107.2.6.2. Dispersión de vapor de GNL en la atmósfera. El cálculo de la dispersión de vapor debido a la ebullición del GNL al entrar en contacto con el suelo o el agua debe realizarse utilizando modelos validados y apropiados, que al menos consideren lo siguiente:
a)    Tamaño del derrame de GNL considerado para su evaporación.
b)    Tasa de evaporación.
c)    Propiedades del vapor.
d)    Naturaleza del terreno, por ejemplo, conductividad térmica, calor específico, densidad.
e)    Temperatura del suelo o del agua.
f)     Condiciones atmosféricas, por ejemplo, temperatura ambiente, humedad, velocidad del viento.
g)    Estabilidad atmosférica o gradiente de temperatura:
1    La simulación de la dispersión atmosférica debe estar basada en la combinación de velocidad del viento y estabilidad atmosférica que puedan ocurrir simultáneamente y dar lugar a la distancia de dispersión más larga previsible a favor del viento, la cual pueda ser excedida sólo en menos de 10% del tiempo.
2    Si no hay más información disponible, debe considerarse la condición atmosférica siguiente: estabilidad atmosférica F (Pasquill-Gifford) o gradiente de temperatura equivalente, para un viento de 2 m/s y una humedad relativa de 50%.
h)    Topografía del lugar, por ejemplo, la rugosidad de la superficie.
i)     El modelo debe permitir la determinación de:
1    Contornos de concentración de combustible, y
2    La distancia del límite inferior de inflamabilidad.
107.2.6.3. Derrame de GNL con forma de chorro. El cálculo de la dispersión atmosférica del chorro debe llevarse a cabo utilizando modelos validados y apropiados para determinar, como mínimo, la altura o la distancia alcanzada por el chorro y la concentración de gas en cualquier punto.
-      Se deben considerar como fuentes de chorros los quemadores no encendidos, los escapes de válvulas de seguridad y líneas de venteo a la atmósfera. Se deberá considerar, en su caso, la posibilidad de formación de aerosol.
 
107.2.6.4. Onda de presión alta causada por explosión de gas natural. La ignición del gas natural puede crear una explosión en determinadas circunstancias, por ejemplo, en espacios cerrados o parcialmente cerrados, la cual genera una onda expansiva de presión muy alta.
a)    Los efectos de esta onda de presión deben considerarse para el diseño de equipos, edificios y estructuras; adicionalmente, se deben utilizar métodos, así como modelos reconocidos y validados para calcularlos. Los efectos sobre el diseño deben ser considerados con las características con que la onda llega al tanque de GNL, equipo, edificio o estructura.
b)    Se puede suponer, como peor caso, que la explosión cerca del tanque de GNL da lugar a una onda de presión alta que actúa sobre la mitad del perímetro del tanque. El esfuerzo en el tanque causado por la onda expansiva se debe determinar por cálculo dinámico. Para otras estructuras el esfuerzo puede ser determinado por cálculo estático.
107.2.6.5. Radiación causada por la ignición de gas natural. El cálculo de la radiación de una flama causada por la ignición del vapor cuya fuente es un derrame, chorro de GNL o fuga de gas natural, se debe llevar a cabo utilizando modelos validados y adecuados que al menos consideren lo siguiente:
a)    El área del derrame incendiado o las dimensiones de la llama;
b)    El poder de emisión de la superficie del incendio del derrame o de la llama, y
c)    La temperatura ambiente, velocidad del viento y la humedad relativa.
1    El cálculo de la radiación se debe basar en la combinación de velocidad del viento y condiciones atmosféricas que pueden ocurrir simultáneamente y dar lugar a la radiación más alta previsible, la cual puede ser excedida sólo en menos del 10% del tiempo.
2    Si no hay más información disponible, debe considerarse la condición atmosférica siguiente: un viento de 10 m/s y una humedad relativa del 50%.
d)    El modelo debe permitir la determinación de radiación incidente a diferentes distancias y elevaciones.
107.3 Evaluación de Riesgos
a)    Se debe contar con procedimientos documentados y reconocidos para evaluar los posibles riesgos, teniendo en cuenta las probabilidades de ocurrencia y la gravedad de las consecuencias para las personas, el medio ambiente y las instalaciones de la Terminal de GNL.
b)    Las técnicas formales de evaluación de riesgos deben aplicarse con la participación y juicio de personal experimentado, autoridades y comunidad.
107.3.1. Metodología. La metodología de evaluación de riesgos aplicada a la Terminal de GNL debe ser cualitativa-determinista y/o cuantitativa-probabilista, a fin de contar con un perfil de riesgos completo y efectivo para controlar los riesgos inherentes a sus actividades y operaciones.
107.3.1.1. La Metodología Cualitativa. Se debe aplicar para contar con una identificación de peligros práctica, participativa e inductiva, basada en la creación de entornos simulados o generación de hipótesis en base a una referencia empírica y en la fenomenología, por lo que resulta tener cierta subjetividad; no obstante, es exploratoria, interactiva, reflexiva y orientada al proceso. Esta metodología es de tipo determinista ya que determina y precisa el qué y el porqué; centra su validez y confiabilidad en un análisis exhaustivo y el consenso inter-subjetivo, generando datos valiosos y profundos. El enfoque determinista debe incluir:
a)    La identificación y definición de peligros y efectos de origen interno y externo.
b)    La clasificación de peligros probables y creíbles.
c)    La determinación y cuantificación de las consecuencias.
d)    La justificación de las medidas necesarias para mejorar la seguridad y limitar las consecuencias.
107.3.1.2. La Metodología Cuantitativa. Se debe aplicar para contar con una identificación de peligros objetiva, deductiva, específicamente en forma numérica, generalmente con ayuda de herramientas estadísticas, la cual debe ser representada mediante escenarios planificados y por algún modelo numérico; es confirmatoria y orientada al resultado. Esta metodología de evaluación es de tipo probabilista, ya que centra su validez y confiabilidad en la estadística, la probabilidad y criterios. El enfoque probabilista debe incluir:
a)    La identificación y definición de peligros de origen interno y externo.
b)    La determinación de las consecuencias de cada peligro y su clasificación en clases de consecuencia.
c)    La recolección y procesamiento de datos sobre frecuencia de falla.
 
d)    La determinación y clasificación de la probabilidad de cada peligro.
e)    La suma de la frecuencia de todos los riesgos dentro de alguna clase de consecuencia asignada y clasificar el rango de frecuencias para esa clase de consecuencia.
f)     La clasificación de los peligros de acuerdo con sus clases de consecuencias y rango de frecuencia, a fin de determinar el perfil de riesgo.
107.3.1.2.1. Estimación de probabilidades. La estimación de la probabilidad de ocurrencia debe cumplir con los lineamientos establecidos en el numeral 107.2.6 de esta NOM y se clasifica conforme con la tabla siguiente.
Tabla 107-1. Clasificación de probabilidades de ocurrencia del evento-anual
Clase de
probabilidad
Frecuencia de
ocurrencia anual
Frecuencia de ocurrencia
1
>10 -1
Más de una vez en 10 años
2
10 -1 a 10 -2
De una vez en 10 años a una vez en 100 años
3
10 -2 a 10 -3
De una vez en 100 años a una vez en 1 000 años
4
10 -3 a 10 -4
De una vez en 1 000 años a una vez en 10 000 años
5
10 -4 a 10 -5
De una vez en 10 000 años a una vez en 100 000 años
6
10 -5 a 10 -6
De una vez en 100 000 años a una vez en 1 000 000 años
7
<10 -6
Menos de una vez en 1'000,000 años
 
107.3.1.2.2. La estimación de la gravedad de las consecuencias. Se definen cinco clases de consecuencias sobre la base de la gravedad de las mismas y son numeradas del 1 al 5 en orden descendente como se indica en la tabla siguiente:
Tabla 107-2. Clases de consecuencias para la evaluación de riesgos
 
Gravedad de las consecuencias
Consecuencias
Criterio
1
2
3
4
5
Fatalidades
Personas
fallecidas
>10
1 a 10
0
0
0
No. Accidentes
con lesiones
Personas
lesionadas
>100
10 a 100
1 a 10
1
0
Liberación de
Hidrocarburos
Toneladas
>100
10 a 100
1 a 10
0.1 a 1
<0.1
Daño a Bienes
USD
>10 000 000
1 000 000 a
10 000 000
100 000 a 1
000 000
10 000 a
100 000
<10 000
 
107.3.1.2.3. La determinación del nivel de riesgo para personas, bienes y estructuras situados dentro y fuera de los límites de la Terminal de GNL se realiza siguiendo los pasos siguientes:
a)    Determinación de la frecuencia de ocurrencia de distintos tipos de eventos y de la clase de probabilidad de ocurrencia de acuerdo con las especificaciones de la Tabla 107-1.
b)    Clasificación de las consecuencias de acuerdo con lo indicado en la Tabla 107-2.
c)    Determinación del nivel de riesgo dentro y fuera de los límites de la Terminal de GNL mediante el uso de la Matriz de Determinación del Nivel de Riesgo correspondiente como se indica en las tablas siguientes.
 
Tabla 107-3 (a)-Matriz de determinación del nivel de riesgo dentro de los límites de la terminal
Frecuencia de ocurrencia acumulada
anual
Clasificación de consecuencias
Clase de
probabilidad
Rango
5
4
3
2
1
1
< 10-1
M
M
A
A
A
2
10-1 a 10-2
B
M
M
A
A
3
10-2 a 10-3
B
B
M
M
A
4
10-3 a 10-4
B
B
B
M
M
5
10-4 a 10-5
B
B
B
B
M
6
10-5 a 10-6
B
B
B
B
B
7
<10-6
B
B
B
B
B
Clasificación
B: Bajo-Gestión mediante la mejora continua.
M: Medio-Incorporar salvaguardas y medidas de reducción del riesgo y mitigación de consecuencias
A: Alto-Intolerable, riesgo no aceptable.
 
Tabla 107-3 (b)-Matriz de determinación del nivel de riesgo fuera de los límites de la terminal
Frecuencia de Ocurrencia
Acumulada Anual
Clasificación de Consecuencias
Clase de
Probabilidad
Rango
5
4
3
2
1
1
< 10-1
M
A
A
A
A
2
10-1 a 10-2
M
M
A
A
A
3
10-2 a 10-3
B
M
M
A
A
4
10-3 a 10-4
B
B
M
M
A
5
10-4 a 10-5
B
B
B
M
M
6
10-5 a 10-6
B
B
B
B
M
7
<10-6
B
B
B
B
B
Clasificación
B: Bajo-Gestión mediante la mejora continua.
M: Medio-Incorporar salvaguardas y medidas de reducción del riesgo y mitigación de consecuencias
A: Alto-Intolerable, riesgo no aceptable.
* En la elaboración de la matriz de determinación de los niveles de riesgos se deberá realizar un análisis comparativo con perfiles y resultados en instalaciones similares y asegurarse que ningún riesgo quede en la categoría de "Intolerable" o "No aceptable".
Los niveles M y A deben ser mejorados.
108 Control de derrames y fugas
108.1 Aspectos generales:
108.1.1 Deben tomarse las medidas de diseño y operación necesarias para minimizar la posibilidad que derrames accidentales de GNL dentro de la Terminal pongan en riesgo equipos y estructuras importantes de ésta, o propiedades vecinas, o lleguen a cursos o cuerpos de agua, por ejemplo, canales, arroyos, ríos, lagunas o el mar. Para tal efecto, las áreas de la Terminal deben contar con medios de retención del GNL formados por paredes que pueden ser barreras naturales, diques, excavación, muros o una combinación de éstos, más un sistema de drenaje natural o artificial que cumpla con lo establecido en las secciones 108.2 a 108.5 de este Capítulo.
 
108.1.2 Las áreas de la Terminal de GNL que deben contar con pendientes, drenajes y medios de retención como los descritos en el numeral 108.1.1 anterior son las siguientes:
a)    Áreas de proceso.
b)    Áreas de vaporizadores cercanas.
c)    Áreas de transferencia de GNL, refrigerantes y líquidos inflamables.
d)    Áreas cercanas alrededor de tanques de almacenamiento de GNL, refrigerantes y líquidos inflamables.
108.2 Diseño y capacidad del área de retención y del sistema de drenaje
108.2.1 El área de retención para un tanque de GNL debe tener una capacidad volumétrica mínima de retención, V, que corresponda a alguna de las siguientes:
a)    V = 110% de la capacidad máxima de líquido del tanque.
b)    V = 100% cuando la pared de retención esté diseñada para soportar la sobrecarga dinámica en caso de una falla catastrófica del tanque.
c)    V = 100% cuando la altura de la pared de retención sea igual o mayor que el nivel máximo del líquido del tanque.
108.2.2 El área de retención para varios tanques de GNL debe tener una capacidad volumétrica mínima de retención, V, que corresponda a alguna de las siguientes:
a)    V = 100% de la capacidad máxima del líquido de todos los tanques en el área de retención.
b)    V = 110% de la capacidad máxima de líquido del tanque más grande en el área de retención, cuando se cuente con las medidas necesarias para prevenir fugas de cualquier tanque debidas a la exposición a fuego, baja temperatura o a ambas.
108.2.3 No deben utilizarse conductos de drenaje cerrados para el GNL, excepto los conductos que se utilizan para conducir rápidamente el GNL derramado fuera de las áreas críticas, los cuales deben tener las dimensiones adecuadas para el flujo de líquido y la tasa de formación de vapor prevista.
108.2.4 Las paredes de retención deben cumplir con los requisitos siguientes:
a)    Ser construidas de tierra compactada, concreto, metal u otros materiales adecuados para este uso.
b)    Ser montadas como parte integral o independiente del tanque.
c)    Los diques, paredes de retención, sistemas de drenaje y cualquier orificio en los mismos deben ser diseñados para resistir la carga hidrostática del GNL o refrigerante inflamable que sea retenido, los efectos debidos al enfriamiento rápido a la temperatura del líquido que va a ser confinado, la exposición prevista al fuego y las fuerzas naturales, tales como sismos, viento y lluvia.
d)    La cubierta exterior de un tanque de doble pared puede ser considerada como pared de retención de GNL si satisface los requisitos del inciso c) anterior y no es afectada por la falla del tanque.
108.2.5 El contenedor secundario de los tanques de contención doble y contención total debe ser diseñado y construido para que en caso de derrame e incendio, retenga el GNL durante el tiempo que dure el fuego.
a)    En caso de un incendio confinado al contenedor primario, el contenedor secundario debe conservar la integridad estructural suficiente para prevenir que se colapse y cause daños al contenedor primario y provoque fuga del GNL.
b)    Los tanques deben ser diseñados y construidos para que en caso de incendio de un tanque adyacente, el contenedor secundario conserve la integridad estructural suficiente para prevenir que se colapse y cause daños al contendor primario y provoque fuga del GNL.
c)    Si el contenedor primario es cilíndrico de eje vertical, 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. Éste debe tener forma de domo y constituir una barrera de vapor del GNL.
108.2.6 Los tanques de contención doble y total no deberán tener penetraciones de tuberías por debajo del nivel de líquido.
108.2.7 Los diques, muros de contención y canales de drenaje para la contención de líquidos inflamables deberán cumplir con lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas aplicables y en la norma NFPA 30.
 
108.2.8 Los sistemas de aislamiento para superficies de retención deben ser, una vez instalados, no combustibles y adecuados para el servicio requerido, previendo los esfuerzos y cargas térmicas y mecánicas. En caso de que la flotación del aislamiento pueda afectar su función se deben implementar las medidas de mitigación necesarias.
108.2.9 La altura del dique de retención y la distancia desde los tanques que operen a 100 kPa o menos deberán determinarse de acuerdo con lo especificado en la Figura 108.2.9.
FIGURA 108.2.9 Distancia de la pared de retención al contenedor primario

Notas:
a)    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 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 retención doble.
b)    La dimensión X es la distancia desde la pared interior del contenedor primario hasta la cara más cercana de la pared de retención.
c)    La dimensión Y es la distancia desde el nivel máximo del líquido en el contenedor primario hasta la parte superior de la pared de retención.
108.2.10 Remoción del agua
108.2.10.1 Las áreas de retención deben ser construidas de manera que drenen completamente el agua para evitar que se acumule. Adicionalmente, deben contar con bombas y tuberías para extraer el agua de lluvia que se deposite en el cárcamo de confinamiento.
108.2.10.2 El sistema de remoción de agua debe tener capacidad para desalojar no menos de 25% de la tasa con que se acumula agua en una hora durante la mayor tormenta con periodo recurrente de 10 años, excepto si el diseño del dique no permite la entrada de agua de lluvia.
108.2.10.3 Las bombas para desalojar el agua deben cumplir con lo siguiente:
a)    Operar lo necesario para mantener el espacio de retención tan seco como sea práctico.
b)    Las bombas con operación automática deben tener controles automáticos de paro redundantes para prevenir su operación cuando haya GNL.
108.3 Distancias de mitigación de radiación térmica por incendio de GNL derramado
108.3.1 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 en el litoral o mar adentro.
108.3.2 El flujo de radiación térmica debido a un incendio no debe exceder los valores siguientes:
a)    5 kW/m2 al límite del predio durante el incendio de un derrame de GNL para las condiciones establecidas en el inciso 108.4.2 de esta NOM.
b)    5 kW/m2 en el punto más cercano fuera del límite del predio que al momento de definir la ubicación del mismo, 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 el inciso 108.2.1 de esta NOM.
c)    9 kW/m2 en el punto más cercano del edificio o estructura fuera del límite del predio que al momento de definir la ubicación del mismo 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 el inciso 108.2.1 de esta NOM.
d)    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 108.2.1 de esta NOM.
108.3.3 Las distancias mínimas de mitigación de radiación térmica requeridas para cumplir con los niveles de radiación térmica establecidos en el inciso 108.6.1 de esta NOM se deben calcular aplicando un modelo numérico que haya sido evaluado y aprobado en base a pruebas experimentales, que sea reconocido y aplicado por la industria de GNL en el ámbito internacional y que cumpla con los requisitos siguientes:
a)    Que muestre con detalle los fenómenos físicos que considera, cómo realiza el análisis y el proceso de ejecución de los cálculos
b)    Cómo afectan la utilización de técnicas pasivas de mitigación de fuego en los cálculos de las distancias
c)    El modelo numérico debe incorporar las condiciones siguientes:
1    La velocidad del viento que produce la distancia de mitigación máxima que sólo puede ser excedida menos del 5% del tiempo, en base a los datos registrados del área.
2    La temperatura y humedad relativa del ambiente que produce la distancia de mitigación máxima que sólo puede ser excedida menos del 5% del tiempo, en base a los datos registrados del área.
108.4 Distancias de dispersión de nubes de mezclas inflamables
108.4.1 La distancia del borde de un área de retención de GNL o en caso de tanques de contención total, la válvula de relevo más cercana al límite del predio debe ser tal que en caso de un derrame de diseño especificado en el inciso 108.4.2, no debe existir en el límite del predio una mezcla de metano en aire con concentración promedio mayor del 50% del Límite Inferior de Inflamabilidad (LII).
a)    Los cálculos de las distancias deben estar basados en una de las condiciones siguientes:
1    La combinación de velocidad del viento y estabilidad atmosférica que puedan ocurrir simultáneamente que resulte en la mayor distancia de dispersión que sólo pueda ser excedida menos del 10% del tiempo en base a los datos registrados del área.
2    La estabilidad atmosférica Pasquill-Gifford, Categoría F con velocidad del viento de 2 m/s
b)    Las distancias deben estar basadas en las características reales del GNL y en la tasa de evaporación máxima del volumen contenido más el incremento debido a la entrada de flujo de GNL.
c)    En el cálculo de las distancias mínimas para la dispersión de mezclas inflamables se deben considerar los efectos de las medidas para detener o mitigar el peligro del vapor inflamable, por ejemplo, aislamiento de la superficie del embalse, cortinas de agua, dilución del flujo de vapor, entre otros métodos.
108.4.2 Derrame de diseño
Origen del derrame
Volumen y tasa del derrame de diseño
Duración
Tanques de contención doble y contención total con contenedor secundario de concreto
No
Ninguno
Tanques llenos hasta el tope sin penetraciones abajo del nivel de GNL
El flujo mayor de cualquier tubería sencilla que podría bombearse al área de retención, considerando que las bombas de extracción de GNL del tanque entregan a capacidad nominal
10 minutos
Áreas de retención que sirven sólo a áreas de vaporización, proceso o transferencia de GNL.
El flujo desde cualquier fuente sencilla de fuga accidental.
10 minutos
 
108.5 Separación entre tanques de líquidos peligrosos
108.5.1 Los tanques con capacidad igual o menor de 265 m3 que contienen GNL u otros líquidos peligrosos, deben instalarse de acuerdo con los requisitos de las secciones 108.2, 3 y 4 de esta NOM. Como alternativa se pueden instalar de acuerdo con la tabla 108.6.1 de esta NOM cuando todas las conexiones de
los tanques están equipadas con válvulas automáticas a prueba de falla que cierran cuando ocurre cualquiera de las condiciones siguientes:
a)    Detección de fuego
b)    Flujo excesivo de GNL del tanque detectado como pérdida de presión en la línea o por otros medios
c)    Detección de gas
d)    Se cuenta con control operado manualmente, tanto local como remotamente
108.5.2 Los accesorios se deben instalar lo más cerca posible al tanque para que una ruptura por deformación que pueda ocurrir en la tubería no afecte la conexión del accesorio al tanque.
108.5.3 Las conexiones con flujo hacia el tanque únicamente deben estar equipadas con una válvula automática a prueba de falla o con dos válvulas de no retorno.
108.5.4 No se requieren válvulas a prueba de falla para las conexiones de válvulas de relevo y de instrumentos.
108.6 Separación de tanques de GNL
108.6.1 La distancia de separación mínima de cualquier tipo de tanque de GNL con capacidad de agua de 265 m3 o menor, tanques de GNL de contención simple con capacidad de agua superior a 265 m3 o tanques que contengan refrigerantes inflamables a áreas no protegidas, está dada por lo especificado en la Tabla 108.6.1.
Tabla 108.6.1 Distancias mínimas entre los bordes de retención y los edificios y límites de propiedad,
así como distancia mínima entre tanques de almacenamiento
Capacidad de agua del tanque
Distancias mínimas desde el
borde de un sistema de retención
o de drenaje a edificaciones y los
límites del predio
Distancias mínimas entre tanques
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 63
7.6
1.5
>63 a 114
15
1.5
>114 a 265
23
¼ de la suma de los diámetros de
los tanques adyacentes hasta un
mínimo de 1.5 m
>265
0.7 veces el diámetro del tanque,
pero no menor a 30 m
a)    Cuando la capacidad de agua total de una terminal de GNL con varios tanques es 1.9 m3 o mayor, para determinar las distancias mínimas que se deben cumplir se debe aplicar la capacidad total de los tanques en vez de la capacidad de cada tanque.
b)    Las instalaciones adyacentes, en su caso, deben estar separadas una distancia mínima de 7.6 m. En este caso, no se aplican las distancias mínimas entre tanques adyacentes.
c)    La distancia a cualquier abertura de un edificio no debe ser menor a 3 m.
d)    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.
 
108.6.2 Los tanques de GNL de contención doble y contención total, con capacidad de agua superior a 265 m3 deben estar separados de tanques de GNL adyacentes de manera que un incendio en un tanque o su área de retención no provoque pérdida de contención de tanques adyacentes. Para cumplir este requisito, se debe asegurar que ninguna parte del techo y paredes del tanque adyacente o su estructura de retención alcancen una temperatura a la cual la resistencia del material de dichos elementos del tanque se reduzca a un
nivel en que pierdan su integridad estructural. Para determinar esta temperatura debe realizarse un análisis de ingeniería que considere las condiciones siguientes:
a)    Daños de los tanques:
1    Pérdida total de contención de un tanque hacia un área de retención que cumple con los requisitos de la sección 108.2.1 de esta NOM.
2    Pérdida total del techo e incendio de la superficie total del GNL contenido en el tanque.
b)    Características del incendio:
1    Duración, características de la radiación térmica y atributos físicos del incendio bajo las condiciones atmosféricas previstas.
2    Condiciones atmosféricas que generen las distancias máximas de separación, excepto aquellas que ocurran menos del 5% del tiempo, basadas en los datos registrados para el área y utilizando un modelo de incendio de GNL de acuerdo con lo establecido en la sección 108.3.4 de esta NOM.
3    Sistemas activos o pasivos para reducir la incidencia de radiación térmica sobre la superficie o para limitar la temperatura superficial.
4    Materiales, diseño y métodos de construcción del tanque de GNL analizado.
108.6.3 La distancia de separación mínima entre tanques de GNL y recipientes que contengan refrigerantes inflamables y los límites del predio, deben cumplir con lo especificado en la Tabla 108.6.1 de esta NOM.
108.6.4 Debe proporcionarse un espacio de paso libre de al menos 0.9 m para acceso a las válvulas de aislamiento que sirven a varios tanques.
108.6.5 No deben ubicarse dentro de edificios, tanques de GNL de capacidad de 0.5 m3 y mayores.
108.7 Espaciamiento entre vaporizadores
108.7.1 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 con 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.
108.7.2 Los vaporizadores con fuente de calor integral y con fuente de calor remota 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 de GNL.
108.7.3 Los vaporizadores con fuente de calor remota, de ambiente y de proceso deben ubicarse al menos a 30 m del límite del predio.
108.7.4 Los vaporizadores que se utilizan en conjunto con tanques de GNL con capacidad de 265 m3 o menor deben ubicarse con respecto del límite del predio de acuerdo con la tabla 108.6.1 de esta NOM, bajo el supuesto que el vaporizador sea un tanque con capacidad igual al tanque más grande al que está conectado.
108.7.5 Debe mantenerse una distancia mínima libre de al menos 1.5 m entre vaporizadores.
108.8 Espaciamiento entre equipos
 
108.8.1 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 GNL.
108.8.2 Cuando el centro de control está ubicado en un edificio en el que hay compresores de gases inflamables, la construcción del edificio debe cumplir con los requisitos establecidos en la sección 108.10 de esta NOM.
108.8.3 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.
108.9 Espaciamiento de la instalación de descarga de buques
108.9.1 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.
108.9.2 El cabezal de descarga debe situarse al menos a 60 m de un puente que cruce la vía navegable.
108.9.3 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 GNL. Este requisito no es aplicable para estructuras o equipo asociados de manera directa con la operación de transferencia del GNL.
108.10 Edificios y estructuras
108.10.1 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.
108.10.2 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 y 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.
108.10.3 Los edificios o recintos estructurales en los cuales se manejan GNL, líquidos y gases inflamables, deben tener ventilación para minimizar la posibilidad de acumulación peligrosa de gases o vapores inflamables, de acuerdo con lo siguiente:
108.10.3.1 La ventilación debe realizarse mediante al menos uno de los sistemas siguientes:
a)    Un sistema mecánico de operación permanente.
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.
e)    Un sistema de ventilación mecánica aprobado.
108.10.3.2 Si hay sótanos o niveles debajo del piso, debe proveerse de un sistema de ventilación mecánico complementario.
108.10.3.3 La capacidad de ventilación debe ser por lo menos de 5 l/s de aire por m2 de área de piso.
108.10.3.4 Si existe la posibilidad de que estén presentes vapores más pesados que el aire, una parte de la ventilación debe ser al nivel más bajo expuesto a tales vapores, a efecto de evitar que se acumulen en estos niveles.
108.11 Experiencia en el diseño y fabricación de equipos y componentes
108.11.1 Los diseñadores, fabricantes de equipo y constructores de instalaciones de GNL deben contar con experiencia comprobable 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 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.
108.11.2 Se deben supervisar la fabricación, construcción y pruebas realizadas a los equipos y componentes en fábrica o en la terminal de GNL, así como las pruebas de aceptación de los mismos, para asegurar que dichos equipos y componentes son estructuralmente adecuados y cumplen con esta NOM y, en lo no previsto por ésta, con las Normas Aplicables.
108.11.3 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, tsunami, oceanográficos y cualquier otro estudio realizado relativo a la Terminal de GNL y su ubicación para determinar que el sitio propuesto de la instalación es adecuado.
108.11.4 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 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.
108.12 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.
108.13 Caída de hielo y nieve
Deben tomarse medidas para proteger al personal y al equipo de la caída de hielo y nieve que, en su caso, se acumulen en estructuras elevadas.
108.14 Resistencia del concreto al contacto con GNL
108.14.1 El concreto que se utiliza en la construcción de tanques de GNL debe apegarse a las especificaciones de la sección 110.10 de esta NOM.
108.14.2 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 110.10.2 y 110.10.3 de esta NOM.
108.14.3 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.
108.14.4 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.
108.14.5 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.
109 Seguridad en la instalación de equipos
109.1 Clasificación de áreas peligrosas. Todas las instalaciones de la Terminal de GNL deben estar 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 esta Norma.
 
109.2 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.
109.3 Bombas y compresores.
109.3.1 Las bombas y compresores deben ser construidos de materiales adecuados para las condiciones de diseño de presión y temperatura.
109.3.2 Las bombas y compresores deben tener instaladas válvulas para permitir que dichos equipos sean aislados para darles mantenimiento.
109.3.3 Cuando las bombas y compresores estén conectados en paralelo, cada una de las líneas de descarga debe estar equipada con una válvula de no retorno.
109.3.4 Las bombas y compresores deben estar equipadas con dispositivos de relevo de presión en la descarga para limitar la presión al valor máximo de diseño de las carcasas, tuberías y equipos aguas abajo, a menos que éstos estén diseñados para la presión máxima de diseño de las bombas y compresores.
109.3.5 Cada bomba debe estar equipada con un dispositivo de venteo o relevo de presión o con ambos para prevenir sobrepresión en la carcasa de la bomba durante la demanda máxima de enfriamiento posible.
109.4 Las instalaciones para almacenamiento de refrigerantes y líquidos inflamables deben cumplir con las Normas Aplicables.
109.5 Equipos de proceso.
109.5.1 Las calderas y recipientes a presión deben ser diseñados y fabricados de acuerdo con las Normas Aplicables.
109.5.2 La carcasa y la tubería de los intercambiadores de calor deben ser diseñados y fabricados de acuerdo con las Normas Aplicables.
109.5.3 La instalación de motores de combustión interna y de turbinas de gas debe cumplir con las Normas Aplicables.
109.6 Debe instalarse un sistema para el manejo del vapor generado por ebullición y por evaporación súbita de GNL, 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.
109.6.1 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.
109.6.2 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.
109.7 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.
109.8 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.
110 Tanques de almacenamiento de GNL estacionarios
110.1 En este capítulo se establecen los requisitos básicos de diseño para los tanques de almacenamiento de GNL estacionarios. Estos tanques están constituidos 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 del contenedor primario. Véanse las definiciones de tanque de contención sencilla, doble y total en los incisos 104. 33 a 35 de esta NOM.
 
110.2 Parámetros de diseño. Para cada tanque se debe especificar lo siguiente:
a)    La Máxima Presión de Operación Permisible (MPOP) que considere un margen arriba de la Presión Normal de Operación en el interior de estos tanques la cual debe ser compatible con la presión de los tanques del buque de GNL para facilitar la descarga del combustible.
b)    El Máximo Vacío Permisible.
110.2.1 Las estructuras deben ser diseñadas con materiales compatibles con las condiciones de presión y temperatura a las cuales estarán sometidas en las diferentes secciones del tanque.
110.2.2 Toda la tubería que forme parte de un tanque de GNL debe cumplir con lo dispuesto en el capítulo 112 de esta NOM.
a)    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.
b)    Los sistemas de tubería para purga con gas inerte que estén totalmente dentro de los espacios de aislamiento están exentos de esta disposición.
c)    La tubería de los tanques de acero debe cumplir con las Normas Aplicables para la fabricación del tanque.
110.2.3 Los contenedores de GNL deben diseñarse para ser llenados por la parte superior y por la parte inferior a menos de que tengan otro medio para prevenir la estratificación del GNL.
a)    Adicionalmente, deben tener un sistema que pueda activarse diariamente para detectar la presencia de las condiciones de estratificación de GNL que active una alarma en la estación de control para advertir sobre la presencia de las condiciones de estratificación.
b)    No se permiten orificios ni penetraciones en la pared del contenedor primario abajo del nivel máximo de diseño del GNL.
110.2.4 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 resistir esas temperaturas o estar protegidas contra los efectos que resulten de esa exposición.
110.2.5 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.
110.2.6 Para aplicación en el diseño se puede considerar la densidad real del GNL a la temperatura mínima de almacenamiento, pero en ningún caso debe considerarse una densidad menor que 470 kg/m3.
110.2.7 Se debe disponer de los medios adecuados para poner fuera de servicio el tanque de GNL.
110.3 Diseño sísmico de tanques de GNL construidos en el sitio.
110.3.1 En el diseño de tanques de GNL y de su sistema de retención construidos en el sitio se deben considerar cargas sísmicas determinadas mediante un análisis sísmico del sitio que debe realizarse para determinar las características de los movimientos sísmicos del suelo y los espectros de respuesta asociados.
a)    En dicho estudio, sin perjuicio de cumplir con lo establecido por las Normas Aplicables, en su caso, 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 y si éstas se encuentran activas o no;
5    Efectos de fuentes sísmicas posteriores, en su caso, y
6    Condiciones del suelo.
b)    Con base en la investigación del inciso anterior, se debe determinar el movimiento de suelo considerado como el Sismo Máximo Probable (SMP), que es el movimiento que tiene una
probabilidad de 2% de ser excedido en un periodo de 50 años (intervalo promedio de recurrencia de 2 475 años), sujeto a la excepción descrita en el subinciso 110.3.1 c) de esta NOM.
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.
c)    Cuando las ordenadas de respuesta espectral probabilista para un espectro de respuesta amortiguada de 5%, con 2% de probabilidad de ser excedido 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 110.3.1 e) de esta NOM, se debe considerar que el movimiento del suelo de un sismo SMP es el menor de los siguientes:
1    Movimiento probabilista del suelo de un sismo SMP, definido en el subinciso 110.3.1 b) de esta NOM.
2    Movimiento determinista del suelo del subinciso 110.3.1 d) de esta NOM, pero no será menor que el límite determinista de movimiento del suelo mencionado en el subinciso 110.3.1 e) de esta NOM.
d)    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.
e)    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, por ejemplo NEHRP Recommended provisions for seismic regulation for new Buildings and Other Structures, (FEMA) 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.
110.3.2 El tanque de GNL y el sistema de retención deben ser diseñados para los dos niveles de actividad sísmica denominados Sismo de Paro Seguro (SPS) y Sismo de Operación Base (SOB) 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 110.3.1 b) de esta NOM. El movimiento de terreno en un sismo SOB no debe 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 4 975 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.
110.3.3 Se deben usar los dos niveles de movimiento del suelo definidos en el subinciso 110.3.2 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 110.3.3 a) y b) anteriores.
110.3.3.1 Las estructuras y sistemas se deben diseñar para que permanezcan operables durante y después de un sismo SOB.
110.3.3.4 El diseño para sismo SPS debe asegurar que no habrá pérdida en la capacidad de contención del contenedor primario y que será posible aislar y mantener el contenedor de GNL durante y después de un sismo SPS.
110.3.4 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 los incisos 108.2.1 y 108.2.2 de esta NOM.
110.3.5 Después de un sismo SOB o un sismo SPS no debe haber pérdida de capacidad de almacenamiento de los tanques.
110.3.6 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 110.3.3 de esta NOM.
110.3.6.1 Los análisis de sismo SOB y de sismo SPS deben incluir el efecto de la presión del líquido sobre la estabilidad al pandeo.
110.3.6.2 Los esfuerzos para el sismo SOB deben apegarse a las Normas Aplicables.
110.3.6.3 Los esfuerzos para el sismo SPS deben tener los límites siguientes:
a)    En contenedores metálicos, se permite que los esfuerzos lleguen a la Resistencia Mínima a la Cedencia Especificada (RMCE) para las condiciones de tensión y al pandeo crítico para la condición de compresión.
b)    En contenedores de concreto presforzado, los esfuerzos circunferenciales axiales debidos a cargas no consideradas no deben exceder el módulo de ruptura, en condiciones de tensión, y 60% de la resistencia a la compresión especificada para el concreto en 28 días, para la condición de compresión.
c)    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 69% de la resistencia a la compresión especificada para el concreto en 28 días, para la condición de compresión.
d)    Los esfuerzos circunferenciales de tensión no deben exceder el esfuerzo de fluencia en refuerzo no presforzado, y 94% del esfuerzo de fluencia en refuerzo presforzado suponiendo una sección agrietada.
110.3.7 Después de un evento sísmico SPS, se debe vaciar el tanque de GNL e inspeccionarse antes de reanudar las operaciones de llenado del tanque.
110.3.8 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.
a)    Se debe incluir la flexibilidad del tanque con la deformación por cortante en la determinación de la respuesta del tanque.
b)    Para un tanque no soportado en un estrato de roca, se debe incluir la interacción de la estructura y el suelo de conformidad con las Normas Aplicables.
c)    Cuando el tanque esté soportado en pilotes, en el análisis se debe tener en cuenta la flexibilidad del sistema de pilotes.
110.4 Diseño sísmico de tanques de acero estacionarios
110.4.1 Los tanques de acero diseñados y construidos de acuerdo con las Normas Aplicables en fábricas especializadas remotas, 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
Fuerza vertical de diseño:
 
P = (2/3) X 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 bajo la superficie del sitio donde esté ubicada la instalación de GNL.
W = el peso total del tanque y de su contenido.
a)    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.
b)    Para periodos de vibración mayores de 0.06 segundos, se debe seguir el método de diseño descrito en los incisos 110.3.1 a 110.3.4 de esta NOM.
110.4.2 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 tanque y de sus soportes.
110.4.3 En el sitio de ubicación de la Terminal de GNL se debe contar con instrumentación capaz de medir el movimiento del suelo al cual estén sometidos los tanques.
110.5 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:
110.5.1 El efecto directo de las fuerzas del viento.
110.5.2 La diferencia de presión entre el interior y el exterior de una estructura de confinamiento de GNL.
110.5.3 El impacto y penetración de proyectiles impulsados por el viento.
110.5.4 Las fuerzas del viento para el sitio específico de una Terminal de GNL deben estar basadas en lo siguiente:
110.5.4.1 Para los tanques metálicos hechos en fábrica con capacidad hasta 265 m3, las cargas de viento se calculan de acuerdo con las Normas Aplicables.
110.5.4.2 Para tanques de mayor capacidad y otras estructuras se deben asumir las condiciones siguientes:
a)    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.
b)    Cuando existan datos adecuados del viento y se cuente con una metodología probabilista confiable, se debe usar la combinación de duración y velocidad del viento más desfavorable por su efecto sobre la estructura, teniendo una probabilidad de ser excedida menor o igual que 0.5% en un periodo de 50 años.
110.6 Aislamiento del contenedor primario
110.6.1 El aislamiento deber ser incombustible, debe contener una barrera de vapor o ser barrera de vapor en forma inherente, no debe contener agua y debe resistir la desintegración ocasionada por los chorros de agua contra incendio.
a)    Donde se use una cubierta externa para soportar material de aislamiento a granel suelto, dicha cubierta externa debe ser de acero o de concreto.
b)    En prueba a la intemperie debe tener un índice de propagación de flama no mayor de 25 de conformidad con NFPA 255.
110.6.2 El espacio entre la pared interior y la pared exterior del contenedor primario debe tener aislamiento incombustible compatible con las propiedades fisicoquímicas del GNL y el gas natural, y cumplir con los
requisitos siguientes:
a)    Un incendio externo a la pared exterior no debe causarle deterioro importante a su conductividad térmica, por causas tales como fusión o asentamiento.
b)    Cuando la pared interior sea tipo membrana, el aislamiento debe tener la resistencia mecánica suficiente para transmitir el apoyo de la pared exterior a la pared interior.
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)    Solamente los materiales utilizados entre los fondos (pisos) del contenedor interior y contenedor exterior pueden ser no incombustibles, pero deben cumplir con lo siguiente:
1    El índice de propagación de flama no debe exceder 25, de conformidad con NFPA 255, y no debe mantener una combustión continua progresiva en el aire.
2    La superficie exterior y las superficies que quedan expuestas al ser cortado el material en cualquier plano, deben tener un índice de propagación de flama no mayor de 25 de conformidad con NFPA 255, ni deben mantener una combustión continua progresiva en el aire.
3    Se debe demostrar mediante pruebas que 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.
4    El material aislante una vez instalado, puede ser purgado de gas natural.
5    La cantidad de gas natural que quede después del purgado debe ser insignificante y no debe aumentar la combustibilidad del material.
110.7 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.
110.8 Cimientos
110.8.1 Los tanques de GNL se deben instalar sobre cimientos diseñados y construidos de acuerdo con las prácticas reconocidas de la ingeniería estructural.
110.8.2 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.
110.8.3 En el diseño y construcción de los cimientos se deben considerar las cargas derivadas de las condiciones específicas del sitio, por ejemplo, las cargas derivadas de inundación, viento y sísmicas.
110.8.4 La base del tanque exterior debe estar sobre el nivel freático, o bien protegerse del contacto del agua freática en cualquier momento.
110.8.5 El material de la base exterior 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.
110.8.6 Cuando un tanque exterior esté en contacto con el suelo, se debe instalar un sistema de calentamiento que evite que la isoterma de 273.15 K (0 °C) alcance al suelo.
a)    El sistema de calentamiento se debe diseñar para permitir monitorear el funcionamiento y la eficiencia de dicho sistema.
b)    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 la base del tanque.
c)    El sistema de calefacción se debe instalar de manera que se pueda reemplazar cualquier elemento de calefacción o sensor de control de temperatura.
d)    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.
 
110.8.7 Cuando los cimientos se diseñen de manera tal que proporcionen circulación de aire, en vez del sistema de calefacción, la base del tanque exterior debe ser de un material compatible con las temperaturas a las que pueda estar sometido.
110.8.8 Se debe instalar un sistema de monitoreo de la temperatura en la base 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 de la base y, en su caso, del sistema de calentamiento de los cimientos del tanque. Este sistema se usará para efectuar un estudio de temperaturas de la base 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.
110.8.9 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.
110.9 Tanques metálicos
110.9.1 Los tanques metálicos deben tener pared doble, con el contenedor interior para contener el GNL rodeado por aislamiento criogénico contenido por el contenedor exterior; adicionalmente, los tanques metálicos deben cumplir con las Normas Aplicables.
110.9.2 Tanques diseñados para operar hasta 103.4 kPa o menos. Los contenedores soldados diseñados para una presión no mayor de 103.4 kPa deben apegarse a las Normas Aplicables, por ejemplo, API 620, apéndice Q. Se requiere inspección radiográfica de 100% de la longitud de todas las soldaduras a tope, horizontales y verticales, relacionadas con la pared del contenedor.
110.9.3 Tanques diseñados para operar a más de 103.4 kPa. Estos tanques son de pared doble formada por un contenedor interior para el GNL rodeado por aislamiento criogénico contenido por un contenedor exterior.
110.9.3.1 El contenedor interior debe ser de construcción soldada y apegarse a las Normas Aplicables, por ejemplo, ASME Boiler and Pressure Vessel Code.
a)    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.
b)    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 carga hidrostática del GNL.
c)    Se debe evacuar o purgar el GNL del aislamiento criogénico.
d)    El contenedor interior 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 interior y exterior, y la relativa a las cargas sísmicas.
110.9.3.2 El contenedor exterior 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, o aquellos materiales que tengan un punto de fusión inferior a 1366.15 K (1093 °C), cuando el contenedor esté enterrado o se encuentre arriba del nivel del suelo.
a)    Cuando se use aislamiento por vacío, el contenedor exterior debe diseñarse de conformidad con las Normas Aplicables, usando una presión externa no menor de 103.4 kPa.
b)    Las tapas y los contenedores exteriores 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.
c)    La Máxima Presión de Operación Permisible (MPOP) se debe especificar para todos los componentes.
d)    El contenedor exterior debe tener un dispositivo de relevo de la presión interna. El área de descarga del mismo debe ser cuando menos 0.0034 cm2/kg de capacidad de agua del contenedor interior, 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 exterior, la presión externa de diseño del contenedor interior o 172 kPa.
e)    Se deben instalar barreras térmicas para prevenir que la temperatura del contenedor exterior alcance
un valor menor que la temperatura de diseño.
f)     Se deben instalar barreras o revestimientos adecuados en la parte externa del contenedor exterior para evitar la penetración de agua o humedad en el espacio de aislamiento entre los contenedores.
g)    Los soportes y patas de los tanques se deben diseñar de acuerdo con las Normas Aplicables. Se deben 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.
h)    Los cimientos y 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.
110.9.3.3 Se deben minimizar las concentraciones de esfuerzos sobre materiales ocasionadas por el sistema de soporte usando dispositivos tales como placas y anillos de carga.
110.9.3.4 Se debe tener en cuenta la dilatación y la contracción del contenedor interior en el cálculo de esfuerzos y se debe diseñar el sistema de soporte de tal forma que los esfuerzos resultantes impartidos a los contenedores interior y exterior se mantengan dentro de los límites admisibles.
110.9.3.5 La tubería colocada dentro del espacio del aislamiento, entre los contenedores interior y exterior, se debe diseñar para la Máxima Presión de Operación Permisible (MPOP) del contenedor interior, teniendo en cuenta los esfuerzos térmicos.
a)    No se permiten fuelles dentro del espacio del aislamiento.
b)    La tubería debe ser de materiales adecuados para operar a 101.15 K (-172 °C).
c)    Ninguna tubería que conduzca GNL, externa al contenedor exterior, debe ser de aluminio, cobre o aleación de cobre, a menos que esté protegida contra exposición al fuego durante 2 h.
d)    Pueden utilizarse juntas de transición.
110.9.3.6 El contenedor interior se debe fijar en forma concéntrica al contenedor exterior, mediante un sistema de soportes que sea capaz de resistir la carga máxima de las descritas en los puntos siguientes:
a)    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) multiplicado por la masa vacía del contenedor interior.
b)    Las cargas debidas a la operación. Los soportes se deben diseñar para la masa total del contenedor interior, 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.
110.9.3.7 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 Mínima a la Cedencia Especificada (RMCE) a temperatura ambiente.
110.9.3.8 Para los elementos roscados se debe usar el área mínima en la raíz de la rosca para calcular los esfuerzos.
110.10 Contenedores de concreto
110.10.1 Estructura de concreto presforzado. Este inciso se debe aplicar al diseño y construcción de contenedores de concreto presforzado para cualquier presión de operación, tenga aislamiento exterior o interior, y para contenedores protectores de concreto presforzado que rodeen cualquier tipo de contenedor.
a)    El diseño de los contenedores de concreto debe cumplir con las Normas Aplicables.
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 que están sometidas a las temperaturas del GNL, se deben limitar a los esfuerzos admisibles mencionados en la tabla 110.10.2 c) de esta NOM.
Tabla 110.10.2 c) Esfuerzo admisible en las varillas de refuerzo
Descripción y No. de varilla
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
 
       El alambre o los cables de acero, indicados en el subinciso 110.10.2 d) de esta NOM y usados como refuerzo no presforzado, se deben diseñar con un esfuerzo máximo admisible como sigue:
1    Aplicaciones de control de agrietamiento: 207 MPa.
2    Otras aplicaciones: 552 MPa
110.10.2 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)    Los agregados deben cumplir con las Normas Aplicables. Los agregados deben tener constitución y propiedades químicas y físicas adecuadas para obtener un concreto de alta resistencia y duración.
c)    El mortero neumático debe apegarse a las Normas Aplicables.
d)    Los elementos de alta resistencia a la tensión (tendones) para concreto presforzado, deben cumplir con las Normas Aplicables.
e)    Los materiales de los anclajes permanentes en los extremos de los tendones para concreto presforzado deben mantener sus propiedades estructurales a la temperatura del GNL.
f)     El acero de refuerzo para el concreto reforzado debe cumplir con las Normas Aplicables.
g)    No se deben desarrollar esfuerzos apreciables de tensión bajo cualquier condición de carga de diseño en las secciones donde están incorporadas barreras metálicas no estructurales que funcionan en conjunto en el concreto presforzado y que están en contacto directo con el GNL durante la operación normal. El metal de dichas barreras metálicas debe cumplir con las Normas Aplicables.
h)    Protección del fondo del espacio entre contenedores. Se debe instalar una protección de acero criogénico que proteja el fondo y los ángulos inferiores con una altura mínima de 5 m de la pared lateral interior del contenedor secundario cuando éste es de concreto, con objeto de prevenir los efectos de un derrame de GNL en el espacio entre contenedores.
i)     El espacio entre los contenedores primario y secundario de un tanque de GNL se debe llenar con aislamiento rígido.
110.10.3 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.
110.11 Identificación de los tanques de GNL
110.11.1 Se debe identificar cada uno de los tanques 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 tanque.
d)    Densidad máxima permitida del líquido que se almacenará para el volumen total del tanque.
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 tanque.
110.11.2 Los tanques deben tener identificados todos los orificios con la descripción de la función del orificio. Las identificaciones deben permanecer visibles aun en caso de que se presente escarcha.
110.12 Pruebas de tanques de GNL.
110.12.1 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.
110.12.2 Los tanques diseñados para una operación a presión superior a 103.4 kPa se deben probar de acuerdo con las Normas Aplicables.
a)    Los tanques fabricados en fábricas remotas deben pasar una prueba de hermeticidad, de acuerdo con las Normas Aplicables, realizada en la fábrica antes de embarcar hacia la Terminal de GNL.
b)    Los tanques deben transportarse con gas inerte a una presión mínima de 69 kPa.
c)    El contenedor interior y el contenedor exterior construidos en el sitio deben pasar una prueba de hermeticidad de acuerdo con las Normas Aplicables.
d)    La tubería asociada debe ser probada de acuerdo con la sección 112.7.2 de esta NOM.
e)    Los tanques y el sistema de tubería asociado deben pasar una prueba de hermeticidad antes de llenar el tanque con GNL.
110.12.3 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 hermeticidad 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.
110.12.4 Purgado y enfriado de tanques. Antes de que un tanque de GNL se ponga en servicio se debe purgar y enfriar de acuerdo con los incisos 116.2.5 y 116.2.6 de esta NOM.
110.13 Dispositivos de relevo
110.13.1 Los tanques deben estar equipados con dispositivos de relevo de presión y vacío de acuerdo con las Normas Aplicables.
110.13.2 Los dispositivos de seguridad deben comunicarse directamente con la atmósfera.
110.13.3 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.
110.13.4 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.
a)    Estas válvulas de cierre deben poder ajustarse o bloquearse en la posición abierta.
b)    Se debe instalar el número adecuado 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.
c)    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.
d)    No se debe cerrar más de una válvula de relevo a la vez.
e)    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.
110.13.5 Determinación del tamaño de los dispositivos de relevo de presión
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 110.13.7 de esta NOM.
2    Alteración en la operación, tal como falla en un 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 como 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 individual mayor o el que resulte de cualquier combinación de flujos 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.
110.13.6 Determinación del tamaño de los dispositivos de relevo de vacío.
110.13.6.1 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.
110.13.6.2 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 GNL del tanque.
110.13.6.3 No se permite acreditar la capacidad de relevo de vacío por la represurización de gas ni por los sistemas de acumulación de vapores.
110.13.7 Exposición al fuego. La capacidad de relevo de presión del vapor requerida por exposición al fuego se debe calcular conforme a la fórmula siguiente:

En donde:
H = flujo total de calor en Watt.
Hn = flujo normal de calor en tanques refrigerados en Watt.
A = área de superficie húmeda expuesta del tanque en m2
F = factor ambiental de la tabla 110.13.7 siguiente.
Tabla 110.13.7 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)    El área de superficie húmeda expuesta será el área que llegue a una altura de 9.15 m sobre el nivel del suelo.
b)    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 811 K (538 °C). Si el aislamiento no cumple con estos criterios, no se considerará efecto por el aislamiento.
c)    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.
       H = flujo de calor afluente total en watt.
       L = calor latente de vaporización del líquido almacenado a la presión y temperatura de relevo, en J/g
d)    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 288.15 K (15 °C) y 101 kPa
W = capacidad de relevo en g/s del vapor producido en condiciones de relevo
Z = factor de compresibilidad del vapor producido en condiciones de relevo
T = temperatura absoluta del vapor producido en condiciones de relevo, en K
M = masa molecular del vapor producido, en g/gmol
111 Sistema de vaporización
111.1 Clasificación de vaporizadores
a)    Si la temperatura de la fuente de calor natural sobrepasa 373.15 K (100 °C), se deben utilizar vaporizadores con fuente de calor remota.
b)    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.
111.2 Diseño y materiales
111.2.1 Los vaporizadores deben ser diseñados, construidos e inspeccionados de acuerdo con las Normas Aplicables, por ejemplo, ASME BPVC sección VIII, considerando un rango de temperatura de operación de los vaporizadores entre 111.15 K y 310.85 K (â 162 °C y 37.7 °C)
111.2.2 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 del tanque presurizado que alimenta a los intercambiadores.
111.3 Tubería y válvulas de los vaporizadores
111.3.1 La válvula de descarga de cada vaporizador, las válvulas de relevo y los componentes de la
tubería instalados aguas arriba desde dicha válvula de descarga, deben ser diseñadas para operar a la temperatura del GNL 105.15 K (-168 ºC).
111.3.2 El sistema debe contar con un equipo automático de control para prevenir la descarga de GNL o de gas dentro del cabezal de distribución aguas abajo a una temperatura inferior o superior a la temperatura de diseño de dicho cabezal. Este equipo automático de control 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.
111.3.3 El cabezal de distribución aguas abajo debe contar con tubería de la misma especificación para operar a la temperatura del GNL 105.15 K (-168 ºC) aguas abajo de los equipos automáticos de detección y hasta la válvula de bloqueo automático del cabezal de distribución.
111.3.4 Para aislar un vaporizador conectado en paralelo cuando no opera, éste debe contar con doble válvulas y venteo de tal manera que el GNL o el gas natural que pueda acumularse entre dichas válvulas o cualquier acumulación debido a otro cierre doble pueda ser dirigido mediante tubería hasta el sistema cerrado de descarga.
111.3.5 Cada vaporizador con fuente de calor propia debe contar con un dispositivo para interrumpir el proceso de transferencia de calor al GNL. Este dispositivo debe contar con control local y remoto.
a)    Donde el vaporizador está separado 15 m o más de la fuente de calor, el control remoto debe estar a una distancia no menor de 15 m del vaporizador.
b)    Donde el vaporizador está separado menos de 15 m de la fuente de calor, debe contar con una válvula automática de corte en la línea del fluido de calentamiento separada al menos 3 m del vaporizador. Esta válvula deberá cerrarse cuando se detecte alguna de las señales siguientes:
1    Pérdida de presión en la línea (flujo excesivo)
2    Fuego detectado por el sistema de detección de gas y fuego en las inmediaciones del vaporizador
3    Baja temperatura en la línea de descarga del vaporizador
c)    Si la instalación es asistida por personal, el control para la operación manual de la válvula automática de corte debe estar separado al menos 15 m del vaporizador
111.3.6 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.
a)    Si el vaporizador está dentro de un edificio, la distancia se mide desde dicho edificio.
b)    Esta válvula puede ser la válvula de corte de la salida del tanque de almacenamiento de GNL o una válvula específica para esta función.
111.3.7 Donde los vaporizadores con fuente de calor propia o fuente de calor ambiental están separados a 15 m o menos de un tanque de almacenamiento de GNL, dichos vaporizadores deben tener una válvula automática de corte en la línea de GNL.
a)    Esta válvula deberá estar separada al menos 3 m del vaporizador y deberá cerrarse cuando se detecte alguna de las señales siguientes:
1    Pérdida de presión en la línea (flujo excesivo)
2    Fuego detectado por el sistema de detección de gas y fuego en las inmediaciones del vaporizador.
3    Baja temperatura en la línea de descarga del vaporizador
b)    Si la instalación es asistida por personal, el control de la válvula automática de corte debe estar separado al menos 15 m del vaporizador.
111.3.8 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.
 
111.4 Dispositivos de relevo de vaporizadores. Cada vaporizador debe contar con válvulas de relevo de seguridad dimensionadas de acuerdo con los requisitos siguientes:
111.4.1 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% por encima de la presión de operación máxima permisible del vaporizador.
111.4.2 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.
111.4.3 Para las válvulas de relevo a la salida del vaporizador que descarguen al ambiente a un sitio seguro, éstas deben contar con sistemas de atenuación de ruido para no exceder los límites permitidos.
111.4.4 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 333.15 K (60 °C) durante su operación normal a menos que hayan sido diseñadas para operar a temperaturas más elevadas.
111.5 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 un edificio o estructura completamente cerrada.
111.6 Deben tomarse las medidas necesarias para evitar la acumulación de productos de combustión peligrosos cuando se instalen vaporizadores con fuente de calor integral o se instale la fuente de calor primaria de los vaporizadores con fuente de calor remota en edificios.
112 Sistemas de tuberías y sus componentes
112.1 Generalidades
112.1.1 El diseño de los sistemas de tuberías debe apegarse a lo establecido en las Normas Aplicables, por ejemplo ASME B 31.3. En este capítulo se especifican requisitos adicionales que deben cumplir los sistemas de tubería y componentes que conducen líquidos y gases inflamables.
112.2 Requisitos de diseño sísmico
112.2.1 Para el diseño sísmico, las tuberías de la terminal de GNL se deben clasificar en una de las tres categorías sísmicas siguientes:
a)    Categoría I: Tuberías soportadas por los tanques de GNL, las tuberías de las válvulas del Sistema de Paro de Emergencia y las tuberías de agua contra incendio.
b)    Categoría II: Tuberías que conducen GNL y gases inflamables.
c)    Categoría III: Tuberías no incluidos en las Categorías I y II anteriores.
112.2.1.1 Las tuberías Categoría I deben diseñarse para el Sismo de Operación Base (SOB) y Sismo de Paro Seguro (SPS) determinados de conformidad con los párrafos a) y b) del inciso 110.3.2 de esta NOM. Para el diseño no se deben aplicar modificaciones a la respuesta del sismo SOB.
112.2.1.2 Las tuberías Categoría II deben diseñarse para el sismo de diseño de acuerdo con ASCE 7. Puede usarse un factor de modificación de respuesta Rp = 6 como máximo. Debe aplicarse un valor de importancia Ip = 1.5
112.2.1.3 Las tuberías Categoría III deben diseñarse para el sismo de diseño de acuerdo con ASCE 7. Puede usarse un factor de modificación de respuesta Rp = 6 como máximo. Debe aplicarse un valor de importancia Ip = 1.0
112.2.2 Las tuberías deben ser analizadas aplicando un análisis estático equivalente o análisis dinámico que cumpla con ASCE 7. Las cargas del sismo SOB, del sismo SPS y del sismo de diseño se deben combinar con otras cargas aplicando la combinación de cargas de ASCE 7. La rigidez de los soportes de tubería en la dirección de apoyo debe ser incluida en el modelo de análisis de esfuerzos a menos que los soportes puedan ser calificados como rígidos de acuerdo con los criterios siguientes:
 
a)    Soportes de tubos de diámetro iguales o mayores de 30 cm deben tener una rigidez mínima de 1 797 kg/mm en la dirección del apoyo.
b)    Soportes de tubos de diámetro iguales o menores de 30 cm deben tener una rigidez mínima de 1 797 kg/mm en la dirección del apoyo.
112.2.3 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.
112.2.4 Se deben instalar dispositivos para controlar la expansión y contracción de tuberías y uniones de tuberías debidas a cambios de temperatura, de conformidad con las Normas Aplicables, por ejemplo, ASME 31.3.
112.3 Materiales
112.3.1 General
112.3.1.1 Todos los materiales de tuberías, inclusive empaques y compuestos para sellar uniones roscadas deben ser compatibles con los líquidos y gases manejados en el rango de temperaturas al que estén sujetos.
112.3.1.2 La tubería que pueda estar expuesta a la temperatura criogénica de un derrame de GNL o de algún refrigerante o a la radiación de un incendio durante una emergencia y esto pueda resultar en una falla de la tubería que incrementara la emergencia de manera significativa, dicha tubería debe cumplir con alguno de los puntos siguientes:
a)    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.
b)    Estar protegida por aislamiento térmico u otro medio para retrasar la falla provocada por dichas temperaturas extremas hasta que se pueda implementar una acción correctiva.
c)    Mantenerse aislada con el flujo detenido donde la tubería está expuesta sólo al calor ocasionado por un derrame encendido durante una emergencia.
112.3.1.3 El aislamiento de tuberías usado en áreas donde es necesaria la mitigación de exposición al fuego debe tener un índice de propagación de flama máximo de 25 probado de acuerdo con NFPA 255 y debe mantener las propiedades mecánicas y térmicas necesarias durante una emergencia cuando esté expuesto al fuego, calor, frío o agua.
112.3.2 Tuberías
a)    No se permite usar tubos con soldadura en horno traslapada ni a tope.
b)    En los tubos con soldadura longitudinal o espiral, tanto la soldadura como la zona afectada por el calor deben cumplir con las Normas Aplicables, por ejemplo, sección 323.2.2 de ASME B 31.3.
c)    Los tubos roscados deben ser al menos cédula 80.
d)    Una línea de líquido sobre un tanque de almacenamiento, caja fría u otro equipo grande aislado fuera de la cubierta exterior, cuya falla pudiera liberar una cantidad significativa de fluido inflamable, no puede estar hecha de aluminio, cobre, aleaciones de cobre o un material con un punto de fusión menor de 1366 K (1093 °C).
112.3.3 Accesorios para tubería
a)    No se deben usar tubos, válvulas, ni accesorios de fierro fundido, dúctil o maleable.
b)    Los accesorios para tubería roscada deben ser al menos cédula 80.
c)    Las juntas de transición deben estar protegidas contra exposición al fuego.
d)    Los acoplamientos del tipo compresión no deben utilizarse cuando puedan estar sujetos a temperaturas inferiores a 244.15 K (-29 °C) a menos que cumplan con los requisitos de la Normas Aplicables, por ejemplo, ASME B 31.3, sección 315.
e)    Las válvulas deben cumplir con las Normas Aplicables por ejemplo: ASME B 313 sección 307, ASME
B 31.5, ASME B 31.8 o API 6D.
112.3.4 Dobleces
a)    Los dobleces de tubería en campo deben cumplir con ASME B 31.3 sección 332.
b)    No se permiten dobleces en campo de componentes de acero inoxidable serie 300 ni ningún componente de contención criogénico.
112.4 Instalación
112.4.1 Uniones de tubería
a)    Para tubos de diámetro nominal menor o igual de 50 mm, las uniones pueden ser roscadas, soldadas o bridadas.
b)    Para tubos de diámetro mayor de 50 mm las uniones deben ser soldadas o bridadas.
c)    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.
d)    Si las uniones roscadas resultan inevitables, deben ser selladas por soldadura o por un medio que posteriormente sea probado.
e)    Donde se usen conexiones roscadas, éstas deben ser selladas con soldadura o selladas por otros medios aprobados mediante prueba, excepto para lo siguiente:
1    Las conexiones de instrumentos donde el calor de la soldadura pudiera causar daño al instrumento.
2    Donde la soldadura de sello pudiera evitar el acceso para mantenimiento.
3    Transiciones de material donde el sello de soldadura no es práctico.
f)     Para las uniones de materiales no similares se deben utilizar bridas o técnicas de unión de transición que hayan sido aprobadas para las condiciones de servicio.
g)    Los empaques deben ser resistentes a la exposición al fuego si está previsto que podrían estar sujetos a esas condiciones.
h)    Para servicio criogénico se debe utilizar soldadura de plata para soldar cobre, aleaciones de cobre y acero inoxidable.
112.4.2 Válvulas
a)    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.
b)    Si el bonete extendido en una tubería de líquido criogénico se instala a un ángulo mayor de 45 ° de la vertical hacia arriba, se debe demostrar que no tiene fugas ni escarcha bajo condiciones de operación.
c)    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 relevo, conexiones para alarmas de nivel y conexiones con brida ciega o tapón.
d)    El diseño e instalación de una válvula interna debe ser tal que cualquier falla de la boquilla de penetración que resulte de una deformación del tubo externo, no alcance al asiento de cierre de dicha válvula.
e)    Los tanques con conexiones mayores de 25 mm de diámetro nominal a través de las cuales pueda escapar el líquido, adicionalmente a las válvulas de corte del párrafo c) anterior, deben estar equipados cuando menos con alguno de los dispositivos siguientes:
1    Una válvula de cierre automático en caso de estar expuesta al fuego.
2    Una válvula de cierre rápido, de control remoto que permanezca normalmente cerrada, con
excepción del periodo de operación.
3    Una válvula de no retorno en las conexiones de llenado.
f)     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.
g)    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.
h)    Las válvulas y sus controles deben diseñarse para permitir la operación a las temperaturas a que serán expuestas en servicio.
i)     Las válvulas de cierre de emergencia de 200 mm o mayor deben contar dispositivos de operación motorizada y manual.
j)     El tiempo de cierre de válvulas de aislamiento con operación motorizada no debe producir un golpe de ariete capaz de producir falla de la tubería o equipo.
k)    El cierre no debe causar esfuerzos en los tubos que puedan resultar en una falla del tubo.
l)     Un sistema de tubería usado para transferencia periódica de fluido criogénico debe contar con un medio para enfriarlo antes de la transferencia.
m)   Se deben instalar válvulas de no retorno en los sistema de transferencia lo más cerca posible al punto de conexión con el sistema que podría producir el flujo en sentido contrario.
n)    En el sistema de tuberías se deben instalar válvulas de cierre rápido para limitar el volumen de fluido que pueda descargarse en caso de falla de dicho sistema.
o)    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 sin que esto afecte su funcionamiento.
112.4.3 Soldadura
a)    Los soldadores deben ser calificados de acuerdo con Normas Aplicables, por ejemplo, ASME B 31.3 sección 328.2
b)    Se deben seleccionar procedimientos de soldadura calificados para soldar materiales probados por impacto, a efecto de minimizar la degradación de las propiedades del material de la tubería a baja temperatura.
c)    Cuando se requiere soldar aditamentos a una tubería más delgada que la usual, se deben seleccionar procedimientos y técnicas para minimizar el peligro de perforación de la pared de la tubería por quemadura.
d)    No se permite el uso de soldadura de gas combustible con oxígeno.
112.5 Soportes de tuberías
a)    Los soportes de tubería y su sistema de aislamiento usados para sostener tuberías cuya estabilidad es esencial para la seguridad de la terminal, deben ser resistentes o estar protegidos contra la exposición al fuego o al escape de líquidos fríos, o a ambos, en caso de estar expuestos a dichos peligros.
b)    Los soportes para tuberías que conducen fluidos criogénicos deben estar diseñados para evitar la transferencia excesiva de calor que puede dar como resultado fallas de la tubería provocadas por la formación de hielo o por fragilidad del acero del soporte causada por las bajas temperaturas.
c)    Durante la instalación del aislamiento térmico se deben evitar espacios vacíos por donde ingrese humedad y se produzca formación de hielo
112.6 Identificación de tuberías
a)    Las tuberías se deben identificar con los colores y señalización que en materia de seguridad establece la NOM-026-STPS-2008.
b)    La pintura utilizada para la identificación debe ser inocua para el material de la tubería.
 
c)    Los materiales con espesor menor a 6.35 mm no deben ser grabados por estampado o corte.
112.7 Inspección y pruebas de tuberías
112.7.1 Pruebas de presión
a)    Las pruebas de presión de las tuberías se deben realizar de acuerdo con las Normas Aplicables por ejemplo ASME B31.3 sección 345.
b)    Para evitar una posible falla por ruptura causada por fragilidad a bajas temperaturas durante la prueba de presión, 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.
c)    Se deben mantener registros de presión y temperatura del medio de prueba y de la temperatura ambiente durante la prueba. Estos registros se deben conservar durante la vida de las tuberías o hasta que se vuelva a realizar este tipo de prueba.
112.7.2 Pruebas de soldadura de tubería
112.7.2.1 La tubería con soldadura longitudinal sujeta a temperaturas de servicio menores a 244.15 K (-29 °C) debe cumplir con uno de los requisitos siguientes:
a)    La presión de diseño debe ser menor a 2/3 de la presión de prueba en el molino de fabricación o de las pruebas de presión hidrostática subsecuentes en fábrica o en campo.
b)    La soldadura debe ser 100% inspeccionada por radiografía o ultrasonido.
112.7.2.2 Se debe examinar la circunferencia completa de la soldadura por medio de inspección radiográfica o por ultrasonido del 100% de las soldaduras circunferenciales, excepto en los casos siguientes:
a)    Las tuberías para drenajes de líquidos y venteos de vapor con una presión de operación que produce esfuerzo circunferencial menor a 20% de la resistencia mínima de cedencia especificada, no requieren pruebas no destructivas siempre y cuando hayan sido inspeccionadas visualmente de acuerdo con las Normas Aplicables, por ejemplo ASME B 31.3 sección 344.2 .
b)    Las tuberías de presión que operen a una temperatura superior a 244.15 K (-29 °C) deben inspeccionarse por radiografía o por ultrasonido las circunferencias completas de soldadura del 30% de las uniones soldadas diariamente de acuerdo con las Normas Aplicables, por ejemplo, ASME B 31.3.
112.7.2.3 Todas las soldaduras de enchufe y de filete deben examinarse totalmente con líquidos penetrantes o partículas magnéticas.
112.7.2.4 Las soldaduras de ranura con penetración total para conexiones de ramal se deben examinar en su totalidad por uno de los métodos siguientes:
a)    Durante el proceso de soldadura y con líquidos penetrantes o partículas magnéticas después del paso final de soldadura,
b)    Por radiografía o ultrasonido cuando está especificado en la ingeniería de diseño o por el inspector autorizado.
112.7.3 Criterios de inspección
a)    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, por ejemplo, ASME B 31.3 secciones 340, 342 y 344.
b)    Está prohibido sustituir la inspección en proceso por radiografías y ultrasonido, como es permitido por ASME B 31.3 sección 341.4.1.
112.7.4 Registros de inspecciones y pruebas
Los procedimientos escritos para la realización de Pruebas No Destructivas (PND), registros de pruebas y resultados y las calificaciones de los inspectores o examinadores se deben conservar durante la vida del sistema de tubería o hasta que se vuelvan a realizar las mismas pruebas.
Los registros y certificados de materiales, componentes y tratamientos térmicos se deben conservar
durante la vida del sistema como se establece en las Normas Aplicables o códigos reconocidos en la industria
112.8 Purgado de sistemas de tuberías
Los sistemas de tuberías deben ser purgados de aire o gas mediante un fluido inerte antes de ponerse en operación, para lo cual deben contar con conexiones para soplado y purga que faciliten el purgado de dichos sistemas.
112.9 Seguridad y válvulas de relevo
112.9.1 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.
112.9.2 Los medios mecánicos utilizados para ajustar la presión de relevo deben estar sellados.
112.9.3 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.
112.9.4 Sistemas de 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 venteo 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.
112.10 Control de corrosión
a)    Las tuberías enterradas y/o sumergidas deben estar protegidas y mantenerse conforme a los principios establecidos en la NOM-007-SECRE-2010, o en aquella que la sustituya.
b)    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.
c)    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.
d)    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.
112.11 Sistemas de tubería dentro de tubería
112.11.1 El diseño de sistemas de tubería dentro de tubería criogénicos debe considerar lo siguiente:
a)    Estudios sísmicos y geotécnicos.
b)    Especificación de las condiciones de cargas dinámicas y cargas estáticas.
c)    Especificación del movimiento relativo máximo entre la tubería interior y exterior.
112.11.2 La tubería interior y la tubería exterior deben ser diseñadas y fabricadas de acuerdo con las Normas Aplicables, por ejemplo, ASME B 31.3
a)    Si la tubería exterior funciona como un sistema envolvente al vacío, la falla de dicha tubería exterior no debe dañar a la tubería interior.
b)    Si la tubería exterior funciona como un sistema de retención secundario de un sistema de tubería de contención total, dicha tubería exterior debe estar diseñada para soportar y conducir el flujo completo de la tubería interior.
112.11.3 El espacio anular y el sistema de soporte del tubo interior deben ser diseñados para minimizar la
conductividad térmica y la ganancia de calor
a)    Todos los componentes en el espacio anular deben ser seleccionados para minimizar la degradación del aislamiento a largo plazo
b)    Debe ser especificado el nivel de vacío del espacio anular, en su caso.
112.11.4 Requisitos de operación
112.11.4.1 Si el sistema de tubería en tubería tiene una envolvente al vacío debe contar con medios para verificar los niveles de vacío y métodos para restablecerlos. Si no tiene una evolvente de vacío debe contar con medios para permitir la circulación de gas inerte en el espacio anular. Debe contar con medios para el monitoreo de temperatura conforme a lo siguiente:
a)    Cuando la tubería exterior se utiliza como envolvente de vacío se debe monitorear la temperatura de la superficie exterior de dicha tubería.
b)    Cuando no se utiliza como envolvente de vacío se debe monitorear la temperatura en el espacio anular.
112.11.5 Los conectores mecánicos deben ser diseñados para mantener las condiciones térmicas, estructurales y de instalación presentes en los segmentos de tubería que está conectado.
112.11.6 Las juntas de expansión y contracción deben ser diseñadas para permitir el máximo movimiento y manufacturadas conforme a las Normas Aplicables.
112.11.7 La protección contra la corrosión del tubo exterior de un sistema tubería en tubería debe realizarse conforme al inciso 112.10 de esta NOM.
112.11.8 La tubería interior y el espacio anular deben ser considerados como no susceptible a corrosión en su ambiente de operación.
113 Instrumentación y servicios eléctricos
113.1 Centro de control. La terminal de GNL debe tener un centro de control para monitorear la operación y los dispositivos de advertencia de acuerdo con lo requerido en este capítulo. Este centro de control debe tener las características siguientes:
a)    Debe estar equipado con un Sistema de Monitoreo y Control Computarizado para la medición y control integral de las magnitudes físicas que determinan la seguridad de la operación de la Terminal de GNL.
b)    Este sistema debe mantener los valores de las magnitudes físicas dentro de los límites de operación normal segura y, en caso de que dichas magnitudes se salgan de dichos límites, el sistema deberá activar alarmas de advertencia de operación anormal o de emergencia.
c)    El sistema debe contar con elementos para controlar en forma automática una operación insegura y, en su caso, permitir el control manual de la operación insegura.
d)    Debe estar separado o protegido de las instalaciones de la terminal de GNL de manera que sea operable durante una emergencia controlable.
e)    Desde el centro de control deben ser operables el sistema de control de transferencia de GNL, los sistemas de control operados remotamente y los sistemas de control de paro automático requeridos por esta NOM.
f)     Este centro de control debe tener personal que lo atienda mientras un componente bajo su control esté en operación, a menos que el control sea realizado desde otro centro de control que esté atendido por personal o la instalación cuente con un sistema de paro de emergencia automático.
g)    Cuando una terminal de GNL tiene más de un centro de control, debe haber más de un medio de comunicación entre los centros de control.
h)    Cada centro de control debe tener medios de comunicación de señales de advertencia de condiciones peligrosas en las áreas de la terminal de GNL que son frecuentadas por personas.
113.2 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 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 con motor de combustión interna como segunda fuente de potencia eléctrica, éstos deben cumplir con las condiciones siguientes:
 
a)    Estar ubicados en un lugar separado o protegido de las otras instalaciones de la Terminal de GNL para que tengan capacidad de operar durante una emergencia controlable.
b)    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 GNL.
113.3 Sistemas de comunicación. La Terminal 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 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 potencia eléctrica de emergencia para cada sistema de comunicación, con excepción del equipo energizado por sonido.
113.4 Instrumentación
113.4.1 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.
113.4.2 La instrumentación de los tanques de GNL debe ser diseñada e instalada de acuerdo con las Normas Aplicables.
113.4.3 Los tanques de menos de 265 m3 deben contar con la instrumentación y servicios eléctricos de conformidad con las Normas Aplicables.
113.4.4 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 GNL en condiciones de operación normales y anormales.
d)    Dispositivos 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 y que compensen la variación de la densidad del GNL.
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, independientes 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. Estos instrumentos deben estar ubicados arriba del nivel más alto posible del GNL dentro del tanque.
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 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, puesta fuera de servicio y restauración de servicio.
w)    Medios para purgar los tanques cuando se vacían para darles mantenimiento.
113.5 Se deben controlar las temperaturas de entrada de GNL y de salida de gas en los vaporizadores, así como las temperaturas de entrada y de salida del fluido de transferencia de calor para asegurar la efectividad de la superficie de transferencia de calor.
113.6 Se deben instalar sistemas para monitorear la temperatura de los cimientos que soportan equipos y tanques criogénicos si éstos pudieran ser afectados por congelamiento o formación de escarcha en el suelo.
113.7 El sistema de instrumentación y control de los equipos de almacenamiento y vaporización de GNL debe estar diseñado para que en caso de falla de energía eléctrica o de aire para instrumentos, el sistema entre en una condición a prueba de fallas que deberá mantenerse hasta que los operadores restablezcan el sistema.
113.8 La información de la operación de la Terminal de GNL se debe enviar al centro de control para el monitoreo y control remoto del proceso y de las operaciones.
113.9 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 109.1 de esta NOM.
113.10 El equipo y cableado eléctrico deben ser del tipo especificado e instalados de acuerdo con los requisitos de la NOM-001-SEDE-2012, o de aquella que la sustituya, y, en lo no previsto por ésta, con los requisitos de las Normas Aplicables.
113.11 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-2012, o con aquella que la sustituya, y, en lo no previsto por ésta, con las Normas Aplicables.
113.12 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-2012, o con aquella que la sustituya, y, en lo no previsto por ésta, con las Normas Aplicables.
113.13 Control de corrosión. No se debe construir, reparar, reemplazar o modificar en forma significativa un componente de la terminal de GNL, hasta sean revisados los dibujos de diseño y especificaciones de materiales desde el punto de vista de control de corrosión y se haya determinado que los materiales seleccionados no tienen efectos perjudiciales sobre la seguridad y confiabilidad del componente o de los componentes asociados al primero.
113.13.1 La reparación, reemplazo o modificación relevante de un componente debe ser revisada solamente si la acción tomada involucra o es debida a alguno de los siguientes:
a)    Cambio de los materiales especificado originalmente
 
b)    Falla causada por corrosión
c)    Inspección que reveló un deterioro significante del componente debido a corrosión
114 Transferencia de GNL y refrigerantes
114.1 Objeto. Este capítulo aplica al sistema de transferencia de GNL, refrigerantes, líquidos inflamables y gases inflamables hacia y desde los tanques de almacenamiento y los puntos de recepción o despacho por buque, camión o vagón.
114.2 Requisitos generales
114.2.1 En las áreas donde se transfieran diversos fluidos, los brazos de transferencia, mangueras y cabezales se deben identificar con el producto o productos que fluyen en cada sistema.
114.2.2 El procedimiento para purgar los sistemas de tuberías cuando sea necesario para operación o mantenimiento debe cumplir con los requisitos del inciso 116.2.5 de esta NOM.
114.2.3 Se deben instalar válvulas de aislamiento en los extremos de cada sistema de transferencia.
114.3 Control de bombas y compresores
114.3.1 Además del dispositivo local de paro, las bombas o compresores deben contar con control remoto, fácilmente accesible en el cuarto de control, o a una distancia mínima de 8 m del equipo, para parar la bomba o el compresor en una emergencia.
114.3.2 Las bombas y compresores remotos para transferir GNL deben tener controles para detener su operación desde la zona de transferencia, así como desde el sitio donde están localizados la bomba o compresor.
114.3.3 Los controles de bombas y compresores a bordo del buque que transfiere GNL deben cumplir con la disposición 114.3.2 anterior.
114.3.4 Se deben instalar luces de señalización en la zona de transferencia para indicar cuándo están parados o funcionando una bomba o compresor remoto de transferencia.
114.4 Seguridad del sistema de transferencia
114.4.1 El diseño de muelles, embarcaderos, atracaderos y escolleras debe incorporar lo siguiente:
a)    Características de las olas.
b)    Características del viento.
c)    Corrientes prevalecientes.
d)    Rango de las mareas.
e)    Profundidad del agua en el muelle y en el canal de acercamiento.
f)     Energía absorbida máxima permisible durante el atraque y máxima presión frontal sobre las defensas de los mástiles de atraque.
g)    Configuración de los mástiles de atraque.
h)    Velocidad de acercamiento del buque.
i)     Angulo de acercamiento del buque.
j)     Requisitos mínimos de los remolcadores, incluyendo la potencia.
k)    Cubierta de seguridad de los brazos de transferencia.
l)     Configuración de los mástiles de amarre.
114.4.2 Las tuberías en el muelle deben estar localizadas de manera que no queden expuestas a un daño físico causado por el tránsito de vehículos o por cualquier otra causa posible.
114.4.3 Las tuberías submarinas deben estar localizadas o protegidas de manera que no queden expuestas a un daño físico causado por el tránsito de embarcaciones marinas y su localización debe ser señalada e identificada.
114.4.5 El cabezal de descarga debe estar equipado con válvulas de aislamiento y conexiones de drenaje
tanto para el GNL como para la transferencia de vapor, con objeto que las mangueras y los brazos puedan ser aislados, drenados y despresurizados antes de ser desconectados.
a)    Las válvulas de aislamiento de cualquier tamaño y las válvulas de vapor de 200 mm (8 pulgadas) y mayores deben estar equipadas con operadores motorizados adicionales a los equipos de operación manual.
b)    Las válvulas motorizadas deben contar con dispositivos para cerrarlas localmente, desde el cuarto de control o desde un control remoto localizado a no menos de 15 m del área del cabezal.
c)    Para las válvulas que no se cierran automáticamente cuando falla el suministro de energía, el dispositivo de operación y su fuente de energía deben estar localizados en el cuarto de control o a una distancia hasta de 15 m de la válvula protegidos contra falla de operación debida a exposición al fuego por un tiempo no menor a 10 minutos.
d)    Las válvulas deben estar localizadas en el punto de conexión de la manguera o del brazo al cabezal.
e)    Los drenajes y venteos deben descargar en un área segura.
114.4.6 Adicionalmente a las válvulas de aislamiento en el cabezal, cada línea de transferencia de GNL o de vapor debe tener una válvula de aislamiento con acceso inmediato, localizada en tierra cerca del camino de acceso al muelle.
a)    Cuando hay más de una línea las válvulas deben estar agrupadas en un sitio.
b)    Las válvulas deben estar identificadas por el servicio para el que están instaladas.
c)    Las válvulas de 200 mm (8 pulgadas) y de mayor tamaño deben estar equipadas con operadores motorizados.
d)    Adicionalmente, las válvulas deben estar equipadas para operación manual.
114.4.7 Las líneas que sólo se utilizan para descarga de GNL deben estar equipadas con una válvula de no retorno adyacente a la válvula de aislamiento en el cabezal.
114.4.8 Sistema de Paro de Emergencia. Los sistemas de transferencia para transferir GNL desde/hacia buques, camión o vagón deben contar con un Sistema de Paro de Emergencia (PDE) que:
a)    Pueda ser activado manualmente
b)    Pare los componentes del sistema de transferencia de GNL o vapor en orden adecuado.
114.5 Transferencia de GNL en terminales de almacenamiento de GNL en tierra firme
114.5.1 Sólo se podrá transferir GNL a camiones y vagones que cumplan con las Normas Aplicables y las disposiciones emitidas por las autoridades competentes.
114.5.2 Las estructuras de soporte de tuberías, cableados y tanques deben ser hechas con materiales incombustibles.
114.5.3 El área de transferencia debe tener el tamaño adecuado para acomodar los vehículos sin exceso de vueltas y maniobras.
114.5.4 Las tuberías, bombas y compresores deben estar protegidos contra daños que les puedan causar los movimientos de vagones y autotanques.
114.5.5 El cabezal de transferencia debe tener válvulas de aislamiento y conexiones de purga de líquido y vapor, así como líneas de retorno, de manera que los brazos y mangueras puedan ser bloqueados y drenados de líquido y despresurizados antes de desconectarlos.
114.5.6 Las purgas y venteos deben descargar en un área segura.
114.5.7 Adicionalmente, cada línea de transferencia de líquido o vapor debe tener una válvula de emergencia a una distancia entre 15 m y 30 m del área de transferencia, la cual pueda ser operada localmente o desde el cuarto de control remoto.
a)    Estas válvulas deben ser fácilmente accesibles para su uso en caso de emergencia.
b)    Como alternativa, se podrá usar una válvula en la línea común del cabezal de transferencia.
 
114.5.8 Cuando la línea de transferencia de líquido o vapor no tenga una distancia de 8 m al área de transferencia, se debe instalar una válvula operada a control remoto desde un punto situado a no más de 8 m del área de transferencia.
114.5.9 Las líneas que solamente se utilizan para descargar GNL deben tener una válvula de no retorno adyacente a la válvula de aislamiento del cabezal. Las líneas utilizadas para cargar y descargar deben tener una válvula de retención que se pueda mantener abierta durante la operación de carga.
114.6 Transferencia a gasoductos
114.6.1 Deben instalarse válvulas de aislamiento en los puntos de conexión a los sistemas de transferencia con el gasoducto.
114.6.2 Se deben tener medios para asegurar que no se excedan los límites de diseño de presión y temperatura del gasoducto.
114.6.3 Una válvula de retención con una derivación o válvula de retención de operación manual, debe ser instalada para prevenir contraflujo de gas natural hacia la Terminal de GNL
114.7 Mangueras y brazos de transferencia
114.7.1 El diseño de las mangueras y brazos de transferencia 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.
114.7.2 Las mangueras que se usen para transferencia de 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.
114.7.3 Se deben usar mangueras de transferencia metálicas flexibles o tubos y conexiones giratorios, cuando se esperen temperaturas de operación inferiores a 222.15 K (-51 °C).
114.7.4 Los brazos de transferencia de GNL de los buques deben tener alarmas que indiquen cuando se está llegando al límite de extensión.
114.7.5 Se deben instalar los medios adecuados de soporte de la manguera y el brazo de transferencia. En los contrapesos se debe tener en cuenta la formación de hielo en las mangueras y brazos de transferencia no aislados.
114.7.6 Se deben probar las mangueras de transferencia 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.
114.7.7 En las mangueras de transferencia se debe instalar un Sistema de Paro de Emergencia (PDE) de acuerdo con las Normas Aplicables.
114.7.8 Se debe instalar un sistema de Desconexión Rápida de Emergencia (DRE) de acuerdo con las Normas Aplicables.
114.7.9 Se deben definir, de acuerdo con las autoridades competentes, las condiciones límite atmosféricas y marítimas que determinen la interrupción de las operaciones de transferencia así como para la desconexión del buque de GNL.
114.8 Comunicaciones y alumbrado en la Terminal de GNL
114.8.1 Se debe disponer de un sistema de comunicaciones en los lugares de transferencia del GNL para mantener el contacto con el personal relacionado con dicha operación de transferencia. Se permiten comunicaciones por teléfono, altavoces, radio o señales luminosas.
114.8.2 Las instalaciones donde se transfiere GNL durante la noche deben tener alumbrado en la zona de transferencia.
114.8.3 Se debe instalar un sistema de comunicación entre el buque y la Terminal de GNL, así como definir un protocolo de comunicación que indique las condiciones de operación, cierre, conexión, desconexión y otras que deben ser incluidas en el Manual de Emergencias. Debe tener otro sistema de comunicación
separado para caso de emergencia. Este sistema de comunicación debe ser monitoreado continuamente tanto a bordo del buque como en la Terminal de GNL.
115 Plan integral de seguridad y protección civil
115.1 Protección Civil. La Terminal de GNL debe tener una unidad interna responsable de un plan de seguridad y protección civil, en el cual deben estar previstos los protocolos de seguridad y 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 de GNL y las instalaciones adyacentes ante la ocurrencia de un siniestro. Esta unidad debe cumplir al menos, con las funciones siguientes:
115.1.1 Establecer, mantener y promover la coordinación con las autoridades de protección civil, policía, Cuerpo de Bomberos y con los demás organismos públicos de la localidad en materia de seguridad.
115.1.2 Conocer la responsabilidad y recursos de cada organización gubernamental de la localidad para hacer frente en forma conjunta a una emergencia derivada de la prestación del servicio de almacenamiento.
115.1.3 Hacer del conocimiento de Protección Civil de la localidad, las habilidades y capacidad de respuesta de la Terminal de GNL ante una situación de emergencia.
115.1.4 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.
115.1.5 Establecer un sistema de señalización en materia de protección civil de conformidad con la Norma Oficial Mexicana NOM-003-SEGOB-2011, o con aquella que la sustituya.
115.1.6 Incorporar programas de capacitación y simulacros de siniestros, entre otras actividades, en coordinación con el personal de Protección Civil de la localidad.
115.2 Prevención de incendios. Se debe proporcionar un sistema de prevención de incendios para la Terminal de GNL, cuyo alcance debe ser determinado por un estudio de riesgos realizado de acuerdo con el capítulo 107 de esta NOM, considerando riesgos, amenazas, vulnerabilidad y consecuencias. Basado en principios de ingeniería de protección contra incendios, se debe determinar como mínimo lo siguiente:
115.2.1 Tipo, cantidad y ubicación del equipo necesario para la detección y control de incendios, derrames y fugas de GNL, líquidos y gases inflamables.
115.2.2 Tipo, cantidad y ubicación del equipo necesario para la detección y control de incendios potenciales no relacionados con procesos y derivado del uso de electricidad.
115.2.3 Los métodos necesarios para la protección del equipo y las estructuras contra los efectos de la exposición al fuego.
115.2.4 Sistemas de agua de protección contra incendios.
115.2.5 Equipo para extinción de incendios y otro tipo de equipo para control de incendios.
115.2.6 Equipo y procesos que serán incorporados dentro del sistema de Paro De Emergencia (PDE), incluyendo análisis de subsistemas, en su caso, y la necesidad de despresurizar contenedores o equipos específicos durante una emergencia por incendio.
115.2.7 Tipo y ubicación de sensores para iniciar la operación automática del Sistema de Paro de Emergencia o sus subsistemas.
115.2.8 Disponibilidad y tareas individuales asignadas al personal de la planta y disponibilidad de personal externo de respuesta durante una emergencia.
115.2.9 Equipo de protección, capacitación especial y calificación individual requeridos por parte del personal de la Terminal de GNL, relativos a brigadas contra incendios, con objeto de desarrollar eficazmente las tareas durante una emergencia; lo anterior, de conformidad con las Prácticas internacionalmente reconocidas.
115.2.10 Otros equipos y sistemas de protección contra incendios.
115.3 Sistema 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.
115.3.1 El sistema PDE, debe parar la operación de cualquier equipo cuya operación pueda prolongar o
aumentar el estado de emergencia.
115.3.2 Las válvulas y equipos instalados para cumplir con otros requisitos de esta NOM se deben utilizar en el sistema PDE, en su caso, para evitar la duplicidad de dichas válvulas y equipos.
115.3.3 Si el paro de un equipo por emergencia produce un riesgo o daño mecánico a ese equipo, se debe evitar que dicho equipo o sus auxiliares sean parados por el sistema PDE siempre que sean controlados los efectos de la liberación de fluidos inflamables o combustibles.
115.3.4 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 que queden inoperables en caso de una emergencia o falla en el sistema de control normal.
115.3.5 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:
a)    Estar instalados o ubicados donde no puedan quedar expuestos a un incendio.
b)    Estar protegidos contra cualquier falla debida a exposición al fuego durante un mínimo de 10 min.
115.3.6 Debe haber en lugares visibles de la Terminal de GNL señalamientos que indiquen la ubicación y la forma de operar los controles de los sistemas PDE.
115.3.7 Los activadores manuales deben estar a una distancia mínima de 15 m del equipo que sirven en áreas accesibles durante una emergencia y su función designada debe estar claramente indicada. Adicionalmente, deben tener las características siguientes:
a)    Las estaciones de activadores manuales deben estar protegidas contra activaciones accidentales.
b)    Los sistemas PDE se deben activar automáticamente cuando se detecte gas combustible con 40% del Límite Inferior de Inflamabilidad (LII) o fuego en algún área crítica de la Terminal de GNL.
c)    Se activará la alarma visual y sonora local, así como la del centro de control.
d)    El paro automático se debe activar solamente cuando se tenga redundancia de la detección para evitar paros debidos a falsas alarmas.
e)    Se debe instalar un control del sistema PDE centralizado en el centro de control de la Terminal de GNL. Este sistema PDE centralizado debe ser independiente del sistema de control general y debe actuar con prioridad sobre éste.
f)     Las señales de los detectores de gas y fuego se deben centralizar bajo el control del sistema PDE del centro de control y repetidas en los centros de seguridad y de vigilancia, si son distintos.
115.4 Detección de fuego y gas. Se deben monitorear continuamente las áreas específicas que presenten riesgo de incendio derivado de derrames de GNL y concentraciones peligrosas de gas inflamable, incluyendo los edificios cerrados.
115.4.1 Detección de gas
a)    Los detectores de baja temperatura y sistemas de detección de gas inflamable en las áreas específicas determinadas de acuerdo con el párrafo anterior deben estar activados permanentemente y deben activar una alarma sonora y visual en el centro de control con vigilancia permanente de la Terminal de GNL y, si es necesario, en la propia área.
b)    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) del gas o vapor que esté monitoreando.
115.4.2 Detectores de fuego:
a)    Los detectores de fuego deben activar alarmas sonoras y visuales en el centro de control con vigilancia permanente de la Terminal de GNL.
 
b)    Los detectores de fuego pueden activar el sistema PDE total o parcial, según haya sido determinado en la evaluación realizada de acuerdo con la sección 115.2 de esta NOM.
115.4.3 Los sistemas de detección de fuego de la Terminal de GNL deben ser instalados y cumplir con el programa de mantenimiento de acuerdo con las Normas Aplicables.
115.5 Sistemas de agua para protección contra incendio
115.5.1 Las Terminales de GNL deben tener un sistema de suministro, distribución y aplicación de agua para protección de áreas expuestas, enfriamiento de tanques, equipos y tuberías, así como para el control de fugas y derrames sin ignición, a menos que como resultado de una evaluación para una Terminal de GNL específica, realizada de acuerdo con la sección 115.2 de esta NOM, se determine que el sistema de agua para protección contra incendio es impráctico o innecesario.
115.5.2 El sistema de agua de protección contra incendio debe tener capacidad para suministrar agua simultáneamente a los sistemas fijos de protección contra incendios, incluyendo aspersores de monitores, con el flujo y presión de diseño para un solo incidente máximo esperado en la planta, más un flujo de 63 l/s adicional durante no menos de 2 horas para mangueras portátiles.
115.6 Otros equipos de control y extinción de incendios
115.6.1 Los extintores contra incendios por gas, portátiles o con ruedas, deben cumplir con lo siguiente:
a)    Seleccionarse de acuerdo con las recomendaciones de los fabricantes.
b)    Estar disponibles en lugares estratégicos dentro de la Terminal de GNL y en vehículos transportadores de GNL, según haya sido determinado en la evaluación realizada de conformidad con la sección 115.2 de esta NOM.
c)    Cumplir con las Normas Aplicables.
115.6.2 Los vehículos contra incendio deben cumplir con las Normas Aplicables, tener al menos un extintor químico seco portátil con capacidad no menor a 8.2 kg, y no deben usarse para otros propósitos.
115.7 Mantenimiento del equipo de protección contra incendio. La Terminal de GNL debe tener y aplicar un programa escrito para el mantenimiento del equipo de protección contra incendio.
115.8 Seguridad del personal
115.8.1 En las instalaciones de la Terminal de GNL debe haber vestimenta protectora contra la exposición al GNL disponible y accesible fácilmente. La vestimenta protectora para la operación normal de transferencia debe incluir guantes criogénicos, gafas de seguridad, escudos para la cara y cubretodo o camisas de manga larga.
a)    El permisionario debe entrenar, proveer de ropa y equipos de protección necesarios para su seguridad, de conformidad con las Normas Aplicables, al personal que realice operaciones de control de emergencias.
b)    El personal que está en servicio en lugares fijos, 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, debe contar en su lugar de trabajo con medios de protección contra los daños de la radiación térmica y con medios para escapar, en su caso.
115.8.2 Deben existir prácticas y procedimientos escritos para proteger a los empleados de los riesgos de entrar a espacios peligrosos o cerrados.
115.8.3 Deben estar disponibles y fácilmente accesibles al menos tres detectores portátiles de gas inflamable. El GNL, el gas natural y los hidrocarburos refrigerantes usualmente no están odorizados dentro del equipo de proceso por lo que su presencia no puede ser detectada por olfato. Dos detectores portátiles deben estar disponibles para monitorear la atmósfera cuando sea requerido. El tercer detector sirve para reemplazar en caso de falla de uno de los detectores primarios y para verificar cuando los dos detectores primarios muestran lecturas diferentes.
 
115.8.4 La Terminal de GNL debe contar con recursos de primeros auxilios adecuados, en lugares claramente señalados y fácilmente accesibles para el personal.
115.9 Protección y vigilancia de la Terminal de GNL. Se debe preparar una evaluación de seguridad de la Terminal de GNL que incluya el análisis de peligros, amenazas, vulnerabilidad y consecuencias.
115.9.1 La Terminal de GNL debe contar con un sistema de protección para controlar el acceso e impedir la entrada de personas y vehículos o cualquier elemento no autorizado. Se deben instalar muros y/o rejas en la periferia, o utilizar barreras naturales con la configuración y resistencia suficientes para impedir el acceso no autorizado, que protejan a los componentes principales de la Terminal de GNL, entre otros, los siguientes:
a)    Tanques de almacenamiento de GNL y de fluidos inflamables
b)    Áreas de almacenamiento de materiales peligrosos
c)    Equipos de proceso en el exterior
d)    Edificios donde existan equipos de proceso y de control
e)    Terminal marítima para la recepción de GNL.
115.9.2 La Terminal de GNL debe implantar prácticas y procedimientos de seguridad escritos, para proteger a los empleados y a las personas que entren a la Terminal de GNL de los peligros de la misma, especialmente al entrar en espacios cerrados o peligrosos. La Terminal de GNL debe tener al menos lo siguiente:
a)    Rutas de evacuación controlada en caso de emergencia.
b)    Los recintos mayores de 116 m2 deben tener dos accesos ubicados de tal manera que se minimice la distancia de escape en caso de emergencia.
c)    Al menos un acceso que permita el paso de vehículos de intervención, por ejemplo, ambulancias y vehículos de bomberos.
d)    Cuando los accesos estén abiertos deben tener guardia permanente, si no es así, los accesos deben estar cerrados con candado, que podrá quitarse sólo por personas designadas por escrito por el permisionario.
e)    Durante la operación de la Terminal de GNL siempre deben estar disponibles fácilmente los medios para abrir todos los accesos en caso de emergencia.
f)     Señalización de advertencia. Se deben colocar letreros de advertencia de conformidad con la NOM-003-SEGOB-2011, o con aquella que la sustituya, 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.
g)    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.
h)    Alumbrado de seguridad. El área alrededor de las instalaciones y cada muro y/o reja de protección debe estar iluminado entre la puesta y la salida del sol por alumbrado de servicio con una intensidad no menor de 2.2 lux.
116 Operación
116.1 Manual de Operación. La Terminal de GNL debe tener un Manual de Operación que cumpla con los requisitos establecidos en este capítulo.
116.1.1 Requisitos del Manual de Operación. El Manual de Operación debe cumplir con los requisitos siguientes:
 
a)    Los componentes de la Terminal de GNL deben ser operados de acuerdo con los procedimientos del Manual de Operación.
b)    El Manual de Operación debe estar disponible en un lugar de acceso inmediato en el centro de control de la Terminal de GNL donde pueda ser consultado por el personal que lo requiera.
c)    El Manual de Operación debe ser actualizado cuando ocurran cambios en los equipos o procesos.
116.1.2 Contenido del Manual de Operación. El Manual de Operación debe contener al menos los documentos siguientes:
a)    Procedimientos de operación para los sistemas y componentes.
b)    Planos y diagramas de ingeniería y registros actualizados.
c)    Plan para el control de emergencias, que define el enlace con las autoridades locales, tales como policía, Heroico Cuerpo de Bomberos y protección civil municipal, para mantenerlos informados sobre los planes de control emergencia y sus funciones en situaciones de emergencia.
d)    Procedimientos para registros y análisis de incidentes y eventos inseguros en los que se describan sus causas y cómo prevenir que se repitan.
116.2 Procedimientos del Manual de Operación
Procedimientos de operación. El Manual de Operación debe contener procedimientos para el arranque inicial de la operación, procedimientos de operación normal, y para el paro y vuelta a servicio de la Terminal de GNL, así como aquellos específicos para operaciones de transferencia de GNL de buques y procedimientos especiales contenidos en esta sección.
116.2.1 Los procedimientos de arranque inicial de la operación deben contener como mínimo lo siguiente:
a)    Descripción de cada sistema o componente para el cual está hecho incluyendo la filosofía de control y condiciones de diseño.
b)    Secuencia lógica detallada para la puesta en servicio inicial de la Terminal de GNL para garantizar que los componentes operen satisfactoriamente.
c)    Secuencia lógica detallada para sacar y poner en servicio los componentes de la Terminal de GNL.
d)    Purgado e inertizado de sistemas y tuberías para la operación inicial que contengan fluidos peligrosos.
e)    Secuencia de enfriamiento de los componentes de cada sistema que está sujeto a temperaturas criogénicas. El enfriamiento debe ser controlado para asegurar que los esfuerzos térmicos se mantengan dentro de los límites de diseño de los materiales con atención especial al desempeño de los lazos de expansión y libre movimiento del mecanismo deslizante.
f)     Verificación de los sistemas de tuberías criogénicas durante y después de la estabilización del enfriamiento para detectar fugas en bridas, válvulas y sellos.
g)    Listado de soluciones a problemas típicos de la operación.
h)    Secuencia lógica para vaciar y sacar de servicio, llenar y poner nuevamente en servicio componentes y sistemas.
116.2.2 Los procedimientos de la operación normal deben contener como mínimo lo siguiente:
El Manual de Operación debe contener procedimientos documentados para la operación normal y para controlar una operación anormal que pueda afectar la seguridad de la Terminal de GNL. Estos procedimientos deben incluir los aspectos siguientes:
a)    Descripción de los componentes y sistemas del procedimiento, filosofía de operación y control, limitaciones, propósito y condiciones de operación normal.
b)    Asegurar que cada sistema de control está ajustado para que la operación se realice dentro de los límites de diseño, incluyendo un listado de alarmas de alta y baja donde corresponda.
c)    Monitoreo y control de temperatura, presión y flujo de vaporización para mantenerlos dentro de los
límites de operación de los equipos de vaporización y de los sistemas de transporte de gas natural aguas abajo.
d)    Reconocimiento de condiciones de operación anormales y procedimientos para corregirlas y volver a la operación normal.
e)    Descripción para parar y volver a poner en servicio los sistemas que componen la Terminal de GNL.
f)     Transferencia segura de GNL y fluidos peligrosos incluyendo cómo prevenir el llenado excesivo de los tanques.
g)    Calificación del personal. La operación de los sistemas que integran la Terminal de GNL sólo podrá ser realizada por personal calificado para las funciones asignadas, de acuerdo al capítulo 118 de esta NOM.
h)    Descripción de las obligaciones de la persona asignada a la operación de cada subsistema o instalación.
i)     Especificaciones de los ajustes de los dispositivos de relevo de presión o vacío, o la presión de operación máxima o mínima de cada componente.
j)     Descripción de los sistemas de seguridad de la Terminal de GNL.
116.2.3 Procedimientos específicos para el arribo de buques.
Se debe desarrollar un plan específico para acercamiento, atraque, amarre, desamarre y salida de cada buque que llegue a la Terminal de GNL de acuerdo con los criterios siguientes:
a)    Coordinación desde la Terminal de GNL con piloto encargado de la maniobra del buque durante las maniobras de atraque.
b)    El buque debe quedar orientado de modo que pueda salir rápidamente en caso de emergencia.
c)    El buque debe ser amarrado de una manera segura y efectiva.
116.2.3.1 Verificación previa a la transferencia de GNL de buques.
a)    Antes de la transferencia de GNL, el responsable de la transferencia del buque y responsable de la transferencia de la Terminal de GNL deben verificar sus instalaciones respectivas para asegurarse de que se encuentran en condiciones adecuadas para la operación.
b)    El responsable de la transferencia del buque y el responsable de la transferencia de la Terminal de GNL se deben reunir para determinar el procedimiento de transferencia, verificar que funcione correctamente la comunicación directa entre el buque y la Terminal de GNL, y revisar los procedimientos de emergencia.
c)    Se debe hacer del conocimiento del responsable de la transferencia de GNL en el buque los procedimientos de contingencia en el área de transferencia de acuerdo con el inciso 116.2.9, para facilitar el atraque y amarre, así como el desamarre y partida segura del buque.
116.2.3.2 Requisitos de seguridad en el área de transferencia de GNL.
Se deben verificar antes del inicio y mantenerse durante la transferencia de GNL los requisitos siguientes:
a)    El área debe estar señalizada para advertir que se está realizando la transferencia de GNL.
b)    La señalización de advertencia no debe ser retirada hasta que se termine la transferencia, se hayan desconectado los dispositivos de conexión y se hayan disipado los vapores emitidos.
c)    No debe haber fuentes de ignición, tales como equipo de soldadura, flamas y equipo eléctrico no clasificado en las áreas de transferencia durante las maniobras de transferencia.
d)    Cuando se transfieran diversos productos en la misma área, los brazos de transferencia, mangueras y cabezales deben estar identificados para indicar los productos que fluyen por ellos.
e)    El personal que participa en la transferencia de GNL no debe tener otra responsabilidad simultánea.
f)     Siempre debe estar presente al menos una persona calificada de acuerdo con el capítulo 118 de esta NOM, durante la transferencia de GNL.
g)    Comprobar que los sistemas de sensores y alarmas, el sistema de paro de emergencia y los sistemas de comunicación operan correctamente en las áreas de transferencia para buques.
116.2.3.3 Verificación previa a la transferencia de un buque para terminales en la costa. Antes de iniciar la
transferencia de GNL, el responsable de la transferencia en la Terminal de GNL debe confirmar que se ha realizado lo siguiente:
a)    Inspección de la tubería y equipo de transferencia que será utilizado y reemplazo de cualquier parte gastada o que no pueda ser operada.
b)    Registro de la presión, temperatura y volumen del GNL en los tanques del buque de los cuales se vaya a transferir hacia o desde la Terminal de GNL, para verificar que las condiciones son adecuadas para que la transferencia pueda ser realizada con seguridad.
c)    Revisión y acuerdo con el responsable del buque sobre los aspectos de la transferencia de GNL siguientes:
1    La secuencia de operaciones.
2    La tasa de transferencia.
3    La responsabilidad, ubicación, tareas y vigilancia asignadas a cada persona que tenga participación en la transferencia.
4    Los procedimientos de emergencia.
5    Los medios de comunicación directa (canales dedicados, entre otros) para mantener un enlace entre el personal operativo responsable en el buque y en la Terminal de GNL durante la transferencia de GNL.
d)    Asegurar que las conexiones de transferencia permitan al buque moverse entre los límites de sus amarres sin exceder la envolvente de operación normal de los brazos de descarga.
e)    Asegurar que cada parte del sistema de transferencia esté alineada para dirigir el flujo de GNL a la ubicación deseada.
f)     Verificar que las líneas de transferencia del buque, los brazos de transferencia y los sistemas de tubería de la Terminal de GNL hayan sido purgados de oxígeno.
g)    Prohibir el tránsito de vehículos en el muelle y de embarcaciones dentro de un radio de 30 metros del cabezal de transferencia durante la transferencia de GNL.
h)    Existen dos medios de salida independientes, incluyendo salida de emergencia del buque.
i)     Está colocada la señalización de advertencia que se está transfiriendo GNL.
j)     No hay fuentes de ignición en el área marina y terrestre de transferencia de GNL.
k)    El personal asignado a cada función cumpla con los requisitos requeridos por el procedimiento documentado.
l)     Está presente al menos una persona calificada durante la operación de transferencia.
116.2.3.4 Firma de declaración de verificación de transferencia: Después de que la verificación previa a la transferencia requerida por el inciso 116.2.3.3 haya sido terminada de manera satisfactoria, el responsable de la transferencia de la Terminal de GNL debe firmar una declaración en la que conste el cumplimiento pleno con los requisitos de dicho inciso. Esta declaración debe complementarse con lo siguiente:
a)    Nombre del buque y de la Terminal de GNL.
b)    Fechas y hora en que inició y terminó la transferencia de GNL.
c)    La firma de los responsables de la Terminal de GNL que participaron en la transferencia: el que inició, los relevos y el que terminó la transferencia, señalando la fecha y hora de inicio y de terminación del lapso en que fungieron como responsables.
d)    Dicha declaración se debe distribuir de la manera siguiente:
1    Se debe entregar una copia al responsable de la transferencia del buque
2    Se debe conservar una copia por 30 días después de la terminación de la transferencia en el centro de control de transferencia de la Terminal de GNL.
116.2.3.5 Revisión de la conexión de los brazos de transferencia de GNL desde/hacia un buque. Cuando
se conecten los brazos de transferencia de la Terminal de GNL se debe verificar que:
a)    Los brazos de transferencia han sido purgados y se ha realizado la prueba de hermeticidad antes de la transferencia. Al terminar la transferencia, los brazos de transferencia deben ser purgados y drenados completamente.
b)    Todos los agujeros de las bridas tengan pernos para la conexión.
c)    Los brazos de transferencia que no se utilicen para la transferencia de GNL están aislados con bridas ciegas.
d)    No hay fugas en ninguna conexión antes de la transferencia de GNL.
e)    Las operaciones de transferencia deben ser a presión atmosférica cuando los brazos sean conectados o desconectados.
f)     El sistema de comunicación entre el buque y la Terminal de GNL debe ser verificado continuamente en el buque y en la Terminal de GNL.
116.2.4 Procedimientos de monitoreo. El Manual de Operación debe contener procedimientos para el monitoreo de la operación de cada sistema y la integridad mecánica de las estructuras en las cuales existe peligro para las personas o propiedades si se detecta funcionamiento indebido o inadecuado, fuga o fuego por fluido inflamable.
Estos procedimientos deben considerar el monitoreo permanente y control apropiado de las variables de operación mediante un Sistema de Control Distribuido inteligente (SCD) para garantizar la seguridad de la Terminal de GNL. Debe constar de sensores inteligentes para activar alarmas visibles y audibles para advertir al personal que lo atiende cuando el SCD registre que las variables de operación excedan los límites de operación normal de la terminal de GNL. Los componentes, equipos y sistemas inteligentes, así como los programas de computación aplicados para su operación deben ser actualizados y recibir mantenimiento de la misma forma que los utilizados en terminales similares en el ámbito internacional de la industria del GNL.
a)    El monitoreo de las operaciones debe ser realizado en un centro de control atendido por personal que observe y escuche las alarmas de advertencia. Se deben investigar las causas de la activación de las alarmas cuando detecten condiciones anormales de las variables del proceso incluyendo, sin limitarse a, la temperatura, presión, vacío y flujo.
b)    Se deben realizar inspecciones diarias a los procesos y equipos por personal capacitado y con experiencia, de acuerdo con los procedimientos contenidos en el Manual de Operación.
c)    Cuando el fondo del tanque de GNL exterior esté en contacto con el suelo, el sistema de calefacción debe ser monitoreado al menos una vez por semana para garantizar que la isoterma de 0 °C no penetre el suelo.
d)    Se debe investigar la causa de cualquier asentamiento del terreno que sea superior al previsto en el diseño para realizar la acción correctiva correspondiente.
116.2.5 Procedimientos para purgado. El Manual de Operación debe contener procedimientos para purgado de sistemas, componentes y tanques de GNL, con base en prácticas reconocidas en el ámbito internacional de la industria del GNL.
116.2.5.1 Los sistemas de tuberías de proceso y para fluidos inflamables deben tener conexiones para realizar el purgado con seguridad.
116.2.5.2 Antes de poner en servicio un tanque de GNL, el aire en su interior debe ser purgado por un gas inerte aplicando un procedimiento debidamente documentado.
a)    El purgado de tanques de GNL únicamente puede ser realizado por personal capacitado y con experiencia.
b)    Durante el purgado se debe medir el contenido de oxígeno del fluido en el interior del tanque y verificar que la temperatura y presión de dicho fluido se mantengan dentro de los límites de diseño del tanque.
116.2.5.3 La puesta fuera de servicio de un tanque de GNL no debe ser considerada una operación normal.
 
a)    Antes de que un tanque de GNL sea retirado de servicio, el gas natural debe ser purgado del tanque con un gas inerte, aplicando un procedimiento de purgado debidamente documentado.
b)    Deben aplicarse procedimientos específicos para algunos materiales aislantes que retienen cantidades apreciables de gas en sus poros o espacios intersticiales cuando han estado expuestos al GNL durante mucho tiempo, por lo que requieren un tiempo prolongado para el purgado del gas.
116.2.6 Procedimientos para el enfriamiento inicial de la Terminal de GNL. El Manual de Operación debe contener procedimientos debidamente documentados con base en las especificaciones e instrucciones de los fabricantes de los equipos, materiales y tuberías, para aplicarse durante el enfriamiento inicial del sistema criogénico de la Terminal de GNL. En dichos procedimientos se debe especificar lo siguiente:
a)    Los componentes, las etapas y la secuencia en que se debe realizar el enfriamiento.
b)    Los controles y válvulas mediante los cuales se aislarán los componentes del sistema criogénico para realizar el enfriamiento.
c)    La tasa de enfriamiento máxima y mínima para cada componente.
d)    Las actividades, responsabilidad y capacitación requerida del personal asignado a implementar el enfriamiento inicial.
116.2.6.1 Se debe establecer un procedimiento de seguridad específico para el enfriamiento inicial de la Terminal de GNL.
116.2.6.2 Se debe considerar que durante el enfriamiento inicial se pueden presentar desviaciones en los parámetros previstos en los procedimientos escritos, por lo que será necesario hacer ajustes y cambios en dichos procedimientos.
a)    Se debe designar un grupo responsable de aprobar los ajustes y cambios en los procedimientos que sean necesarios para continuar con el enfriamiento.
b)    Cualquier ajuste o cambio de cualquier parámetro debe ser analizado y aprobado por este grupo responsable para poder continuar con el enfriamiento.
116.2.6.3 Se debe capacitar al personal involucrado en el enfriamiento inicial de la Terminal de GNL en los procedimientos señalados en los puntos 116.2.6.1 y 116.2.6.2 anteriores.
116.2.6.4 Procedimiento de verificación del enfriamiento de la Terminal de GNL. Se debe establecer un procedimiento de verificación congruente con lo establecido en los procedimientos vigentes del enfriamiento en el que se describan las características de los equipos, tuberías y materiales del sistema criogénico que se deben inspeccionar, así como la frecuencia y los criterios de aprobación y rechazo para los resultados de dicha inspección, especialmente en los aspectos siguientes:
a)    Medidas para evitar choques térmicos
b)    Cambios de dimensiones en equipos, materiales y tuberías
c)    Puntos con mayor riesgo de fuga, por ejemplo, las uniones de los equipos principales del sistema criogénico
116.2.7 Procedimientos de pruebas de desempeño operacional. El Manual de Operación debe contener procedimientos documentados para realizar pruebas de desempeño operacional para evaluar el cumplimiento con las especificaciones de diseño de la Terminal de GNL. En dichos procedimientos se debe especificar cómo se deben evaluar al menos, los parámetros siguientes:
a)    Flujo nominal de recepción de GNL.
b)    Flujo mínimo de salida de gas natural cuando se está recibiendo GNL de un buque.
c)    Flujo mínimo de salida de gas natural cuando no se está recibiendo GNL de un buque.
d)    Flujo nominal de salida de gas natural.
e)    Flujo máximo de salida de gas natural.
f)     Consumo de energía eléctrica y de combustible, así como emisiones y ruido cuando está saliendo el flujo nominal y el flujo máximo de gas natural.
 
116.2.7.1 Se debe establecer un procedimiento de verificación de las pruebas de desempeño operacional que considere al menos, lo siguiente:
a)    Atestiguamiento por parte de la Unidad de Verificación de la realización de las pruebas de desempeño con las que se obtuvieron resultados aprobatorios para el equipo.
b)    Parámetros operacionales que se deben probar así como los criterios de aprobación y rechazo de los resultados de las pruebas.
116.2.8 Procedimientos de control de emergencias. El Manual de Operación debe contener procedimientos para el control de cada tipo de emergencia en los que se señalen los lugares en la Terminal de GNL susceptibles de que ocurran emergencias derivadas de un mal funcionamiento en la operación, colapso de estructuras, fallas del personal, fuerzas de la naturaleza y actividades adyacentes a la Terminal de GNL, entre otras.
116.2.8.1 Acciones específicas en caso de emergencias controlables que incluyan lo siguiente:
a)    Aviso al personal.
b)    Uso del equipo adecuado para controlar la emergencia.
c)    Suspensión de la operación y aislamiento de los equipos.
d)    Medidas para asegurarse que el escape de gas o líquido sea bloqueado oportunamente o reducido en la medida de lo posible.
116.2.8.2 Identificación de una emergencia incontrolable y las acciones a tomar para:
a)    Minimizar el riesgo al público y al personal.
b)    Avisar de inmediato a las autoridades competentes locales considerando la posible necesidad de evacuar al público en la vecindad de la Terminal de GNL, en su caso.
c)    Coordinar 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)    Coordinar 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 GNL de los equipos de control de incendios.
2    Peligros potenciales en la Terminal de GNL.
3    Capacidad del personal de la Terminal de GNL para controlar un estado de emergencia.
4    Estado de cada emergencia.
f)     Poner en práctica los procedimientos de emergencia relativos al manejo emisiones de gas no encendido.
116.2.9 Plan de Contingencia. La Terminal de GNL debe contar con un plan de contingencia para dirigir las acciones en caso que ocurra alguno de los incidentes potenciales previstos en el área de transferencia o en las áreas cercanas. Este plan debe incluir lo siguiente:
a)    La descripción de los sistemas y equipos contra incendio, incluyendo un plano que muestre la localización de los equipos de emergencia.
b)    Los procedimientos para el control de derrames de GNL incluyendo el contacto con autoridades y organizaciones de respuesta a emergencias locales.
c)    Contacto con las autoridades locales, hospitales, estaciones de bomberos y otros organismos de respuesta a emergencias.
d)    Procedimientos de emergencia para desamarrar el buque, incluyendo el uso de cables de remolque de emergencia.
e)    Requisitos de remolque para situaciones de emergencia específicamente para los incidentes
previstos en el atracadero.
116.2.10 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 la información, 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 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 e informar a la CRE del resultado de la investigación y de las acciones implementadas.
117 Mantenimiento
La Terminal de GNL debe tener un manual que especifique el mantenimiento que se debe realizar a equipos, componentes y sistemas para garantizar la seguridad de las personas y la integridad de las instalaciones de Terminal de GNL.
117.1 Requisitos del Manual de Mantenimiento
El Manual de Mantenimiento debe cumplir con lo siguiente:
a)    Contener un programa que describa las inspecciones y actividades prescritas en el Manual de Mantenimiento y las acciones que van a implementarse para realizar dichas inspecciones y actividades.
b)    El programa y el Manual de Mantenimiento deben estar disponibles en un lugar de acceso inmediato en la Terminal de GNL donde puedan ser consultados por el personal que lo requiera.
c)    El Manual de Mantenimiento y el programa respectivo, deben ser actualizados cuando ocurran cambios en las instalaciones y/o procesos. Los cambios en el programa de mantenimiento de los equipos de seguridad deben estar justificados técnicamente y quedar documentados.
d)    El programa de mantenimiento de la Terminal de GNL debe considerar al menos los rubros siguientes:
1    Para poner, retornar o continuar en servicio algún sistema, componente o equipo se debe verificar que ha recibido mantenimiento de conformidad con el programa correspondiente.
2    El mantenimiento sólo puede ser realizado por personas que hayan recibido capacitación y demostrado su capacidad, habilidad y experiencia para desempeñar las funciones que les sean asignadas de conformidad con lo establecido en el capítulo 118 de esta NOM.
3    La capacitación y habilidades del personal de mantenimiento se deben desarrollar como está establecido en el capítulo 118 de esta NOM, con objeto de reconocer las condiciones operativas que potencialmente puedan estar relacionadas con aspectos de seguridad de la Terminal.
117.2. Contenido del Manual de Mantenimiento
117.2.1 El Manual de Mantenimiento debe contener lo siguiente:
a)    Plan de mantenimiento documentado en el que estén identificados los requisitos de mantenimiento preventivo para cada componente, equipo y sistema de la Terminal de GNL de acuerdo al manual del fabricante y mejores prácticas de la industria.
b)    Descripción de la capacitación y habilidades que requiere el personal de mantenimiento para reconocer las condiciones operativas que potencialmente puedan estar relacionadas con aspectos que implican riesgo para la seguridad de la Terminal de GNL.
c)    El programa y las instrucciones para realizar el mantenimiento preventivo de cada componente y sistema de soporte de la Terminal de GNL de acuerdo con esta NOM y en lo no previsto por ésta,
con la práctica internacionalmente reconocida.
d)    Requisitos e instrucciones para garantizar la seguridad de personas y de la Terminal de GNL durante las reparaciones de equipos, componentes y sistemas de soporte.
e)    La descripción de acciones adicionales al mantenimiento preventivo necesarias para mantener la Terminal de GNL de conformidad con lo establecido en esta Norma.
117.2.2 La Terminal de GNL debe contar con un sistema computarizado para la administración del mantenimiento con tecnología, equiparable a la utilizada por terminales similares en el ámbito internacional de la industria del gas natural licuado. Los programas de cómputo, los componentes y equipos de este sistema deben recibir mantenimiento y actualizaciones para conservarse en dicha condición.
117.3 Mantenimiento de Componentes y Sistemas
117.3.1 Las cimentaciones y los sistemas de soporte de cada componente de la Terminal de GNL deben ser inspeccionadas de conformidad con los programas de mantenimiento correspondientes para verificar que no tengan cambios que pudieran deteriorar su funcionamiento.
117.3.2 Fuentes de potencia eléctrica de emergencia. La operación de cada fuente de potencia eléctrica de emergencia se debe comprobar mensualmente y su capacidad de operación se debe comprobar anualmente. En la prueba de capacidad se debe considerar la potencia y carga necesarias para arrancar y operar simultáneamente el equipo que tendría que ser accionado por la Terminal de GNL en una emergencia.
117.3.3 El dispositivo de seguridad que es puesto fuera de servicio para darle mantenimiento, así como 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.
117.3.4 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".
117.3.5 Se deben bloquear o fijar en posición abierta las válvulas para el aislamiento de dispositivos de relevo de vacío o presión.
a)    Las válvulas deben ser accionadas sólo por la persona autorizada.
b)    No se debe cerrar más de una válvula al mismo tiempo.
117.3.6 Los sistemas de aislamiento de las superficies de los diques de retención se deben inspeccionar anualmente.
117.3.7 Las mangueras y brazos de descarga para transferencia de GNL y refrigerantes deben ser probadas por lo menos una vez al año a la máxima presión de bombeo o de ajuste de las válvulas de relevo y deben ser inspeccionadas visualmente antes de utilizarlas para detectar, en su caso, daños o defectos.
117.3.8 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.
117.3.9 Trabajo en 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 los procedimientos de seguridad de la Terminal.
117.4 Mantenimiento de sistemas de control
El permisionario debe verificar que las inspecciones y pruebas establecidas en esta sección sean llevadas a cabo en los intervalos especificados.
117.4.1 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.
117.4.2 Los sistemas de control que normalmente no son operados, por ejemplo, dispositivos de relevo de presión y de vacío, así como dispositivos de paro automático, deben ser inspeccionados y probados una vez cada año calendario, pero los intervalos no deben exceder 15 meses.
117.4.3 Las válvulas de relevo de presión y de vacío deben ser inspeccionadas y probadas para verificar que operan en forma adecuada al valor de relevo de presión al que están ajustadas y comprobar la hermeticidad del cierre del asiento elevando la presión.
 
117.4.4 Los sistemas de control que normalmente están en operación deben ser inspeccionados y probados una vez cada año calendario, pero los intervalos no deben exceder 15 meses.
117.4.5 Los sistemas de control que sean utilizados por temporadas deben ser inspeccionados y probados antes de entrar en operación cada temporada.
117.4.6 Los equipos de control que forman parte del sistema de protección contra incendios de la Terminal de GNL deben ser inspeccionados y probados a intervalos regulares que no excedan 6 meses.
117.4.7 El mantenimiento de los equipos de control que forman parte del sistema de protección contra incendios de la Terminal de GNL se debe programar de manera que una parte mínima de los equipos sean puestos fuera de servicio al mismo tiempo y que éstos se vuelvan a poner en servicio en el menor tiempo posible.
117.4.8 El mantenimiento debe ser realizado de acuerdo con las Normas Aplicables para cada equipo, por ejemplo:
a)    Sistemas de comunicaciones de servicios de emergencia.
b)    Equipos de monitoreo.
c)    Sistemas de agua contra incendio.
d)    Extinguidores contra incendio portátiles o de ruedas, apropiados para incendios de gas disponibles en ubicaciones estratégicas, según se determine de conformidad con el capítulo 115 dentro de la Terminal de GNL y en los autostanque.
e)    Los extinguidores contra incendios fijos y otros equipos de control de incendios deben ser mantenidos de acuerdo con su aplicación: Espuma de Expansión Baja, Media y Alta densidad, Sistemas de Extinción de Bióxido de Carbono; Sistemas de Extinción de Incendios con Halón 1301; Instalación de Aspersores de Espuma-Agua y Sistemas Aspersores de Espuma-Agua; Sistemas Extinguidores de Productos Químicos Secos; Sistemas Extinguidores de Agentes Contra Incendio Limpios.
117.4.9 Los sistemas de control no incluidos en los incisos 117.4.1 a 117.4.8 anteriores deben ser inspeccionados y probados una vez al año a intervalos que no excedan 15 meses.
117.5 Inspección de válvulas
117.5.1 Las válvulas de relevo de presión de los tanques de GNL estacionarios deben ser inspeccionadas y comprobada la presión de relevo por lo menos una vez cada 2 años, con intervalos que no excedan 30 meses para asegurarse que cada válvula desfogue a la presión de ajuste correspondiente.
117.5.2 Se debe controlar la operación de las válvulas para aislar el dispositivo de relevo de presión o de vacío con candados o sellos que las mantengan abiertas.
117.5.3 Un tanque de GNL no debe tener más de una válvula de bloqueo cerrada en cualquier momento.
117.5.4 Cuando un componente esté protegido por un dispositivo de seguridad único y éste sea desactivado para mantenimiento o reparación, el componente debe ser puesto fuera de servicio, a menos que se implementen medidas de seguridad alternativas.
117.6 Inspección de tanques de GNL
117.6.1 Las superficies exteriores de los tanques de GNL deben ser inspeccionadas y probadas de conformidad con lo establecido en el manual de mantenimiento para verificar los aspectos siguientes:
a)    Que no existan fugas de GNL del tanque interior.
b)    Que el aislamiento térmico esté en condiciones óptimas.
c)    Que el sistema de calentamiento de los cimientos del tanque funcione adecuadamente para asegurar que no se afecte la integridad estructural de los tanques.
117.6.2 Después de una perturbación meteorológica se deben inspeccionar las estructuras de la Terminal, especialmente los tanques de GNL y sus cimientos para verificar que no haya sido afectada su integridad estructural.
 
117.6.3 Si tiene lugar un evento geofísico o meteorológico potencialmente dañino, se debe realizar lo siguiente:
a)    Suspender la operación de la Terminal de GNL tan pronto como sea posible.
b)    Determinar la naturaleza y alcance de los daños causados por el evento.
c)    Verificar que está restablecida la seguridad de la operación antes de volver a poner en servicio la Terminal de GNL.
117.7 Control de corrosión. No se deben construir, reparar, reemplazar o modificar en forma significativa un componente de la Terminal de GNL, hasta que sean revisados los dibujos de diseño y especificaciones de materiales desde el punto de vista de control de corrosión y se haya determinado que los materiales seleccionados no tienen efectos perjudiciales sobre la seguridad y confiabilidad del conjunto.
117.7.1 La reparación, reemplazo o modificación relevante de un componente debe ser revisada solamente si la acción tomada involucra o es debida a:
a)    Cambio de los materiales especificados originalmente
b)    Falla causada por corrosión
c)    Inspección que reveló un deterioro significante del componente debido a corrosión
117.7.2 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. Dichos componentes deben ser protegidos contra la corrosión, inspeccionados y reemplazados bajo un programa de mantenimiento.
117.7.3 Control de la corrosión atmosférica. Los componentes que están expuestos 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 adecuado.
117.7.4 Control de la corrosión externa de componentes enterrados o sumergidos. Los componentes enterrados o sumergidos sujetos a ataque corrosivo externo deben ser protegidos contra la corrosión externa mediante:
a)    Material que ha sido diseñado y seleccionado para resistir el ambiente corrosivo que lo rodea.
b)    Un recubrimiento externo de protección diseñado e instalado para prevenir la corrosión.
c)    Un sistema de protección catódica diseñado para proteger los componentes en su totalidad.
d)    Donde sea aplicado el sistema de protección catódica, los componentes que están interconectados eléctricamente deben estar protegidos como un conjunto.
117.8 Registros de mantenimiento
El permisionario debe mantener por un período no menor de 5 años, un registro de la fecha y reporte de cada actividad de mantenimiento llevada a cabo en cada componente de la Terminal de GNL, incluyendo un registro de la fecha en que un componente sea retirado o puesto en servicio.
117.8.1 Los registros estarán disponibles en horas hábiles mediante aviso al permisionario con anticipación de 3 días.
117.8.2 Durante la vida útil de la Terminal de GNL, el permisionario debe mantener registros de cada prueba, estudio o inspección requeridos por esta Norma, con detalle suficiente para demostrar la eficiencia de las medidas de control de corrosión.
117.9 Mantenimiento del predio de la Terminal de GNL
a)    Los caminos para los vehículos de control de incendios deben ser mantenidos sin obstrucciones y en condiciones de uso en todas las condiciones climáticas.
b)    Se debe evitar o controlar la presencia de materiales extraños, contaminantes y hielo para mantener las condiciones de operación segura de cada componente.
c)    Se debe mantener libre de desperdicios, desechos y otros materiales los cuales presentan un riesgo de incendio.
d)    Las áreas con pasto o hierbas se deben mantener de manera que no presenten riesgo de incendio.
 
118 Capacitación del Personal
118.1 Plan de capacitación. La Terminal de GNL debe tener un plan de capacitación escrito para instruir y entrenar a todo el personal en el que se indique la capacitación recibida y la capacitación por recibir para cada persona.
118.1.1 El plan de capacitación debe incluir como mínimo los aspectos siguientes y dirigirse al personal de supervisión, operación, mantenimiento y seguridad:
a)    Las operaciones básicas realizadas en la Terminal de GNL.
b)    Las características y peligros potenciales del GNL y otros fluidos peligrosos que se utilicen en la Terminal de GNL, incluyendo los daños graves provocados por congelación que puede resultar del contacto con el GNL y refrigerantes fríos.
c)    Los métodos para realizar las tareas de operación y mantenimiento de la Terminal de GNL establecidas en los Manuales de Operación y Mantenimiento referidos en los capítulos 116 y 117 de esta NOM.
d)    Los procedimientos de transferencia de GNL y refrigerantes descritos en el capítulo 116 de esta NOM.
e)    Prevención de incendios, incluyendo familiarización con el plan de control de incendios de la Terminal de GNL, combate contra incendios, causas potenciales de incendio y tipos, magnitudes y consecuencias probables de un incendio.
f)     Reconocimiento de situaciones para las cuales sería necesario obtener asistencia para mantener las condiciones de seguridad de la terminal de GNL.
g)    Plan para el control de emergencias de la Terminal de GNL referido en el capítulo 116 de esta NOM.
118.2 Personal involucrado en la operación. El personal de la Terminal de GNL involucrado en la operación debe satisfacer los requisitos siguientes:
a)    Conocer perfectamente el Plan para el control de emergencias de la Terminal de GNL referido en el capítulo 116 de esta NOM.
b)    Haber sido capacitado en todos los procedimientos de operación descritos en el capítulo 116 de esta NOM.
c)    Haber demostrado conocimientos adecuados para realizar la tarea asignada después de la capacitación y tener experiencia en las tareas asignadas.
d)    Las personas que no satisfagan estos requisitos deberán estar bajo la supervisión de personas que sí los satisfagan.
118.3 El personal involucrado en operaciones de transferencia de GNL. La capacitación del personal involucrado en las operaciones de transferencia marítima de GNL debe incluir lo siguiente:
a)    Procedimientos de transferencia, incluyendo capacitación práctica bajo la supervisión de una persona con la experiencia que sea determinada por el operador de terminal.
b)    El tiempo invertido por el personal que esté ayudando en las operaciones de transferencia cubrirá su requisito de capacitación práctica.
118.3.1 Las personas que participen en la transferencia marítima de GNL deben estar familiarizadas con todos los aspectos del procedimiento de transferencia, incluyendo peligros potenciales y procedimientos de emergencia.
a)    Deben tener por lo menos 48 horas de experiencia en transferencia de GNL.
b)    Conocimiento de los peligros del GNL.
c)    Familiaridad con las disposiciones de los capítulos 114 y 116 de esta NOM sobre el sistema de transferencia y su operación.
d)    Conocimiento del plan para el control de emergencias de la terminal referido en el capítulo 116 de esta NOM.
118.4 El personal involucrado en el mantenimiento. El personal de la Terminal de GNL involucrado en el mantenimiento debe satisfacer los requisitos siguientes:
a)    Tener conocimiento de los procedimientos de mantenimiento descritos en el capítulo 117 de esta
NOM.
b)    Tener habilidades para reconocer las condiciones operativas que potencialmente puedan estar relacionadas con aspectos de seguridad de la terminal.
c)    Tener conocimiento del Plan para el control de emergencias referido en el capítulo 116 de esta NOM.
118.5 El personal involucrado en la seguridad, higiene y ambiente. El personal de la Terminal de GNL involucrado en la seguridad, higiene y ambiente debe satisfacer los requisitos siguientes:
a)    Estar capacitado para desarrollar y mantener un plan escrito sobre el funcionamiento de los sistemas de prevención de incendios, seguridad y ambiente de la Terminal de GNL. Se debe evaluar y, en su caso, renovar esta capacitación en intervalos no mayores a dos años.
b)    Conocer las disposiciones del plan de control de emergencias de la terminal referido en el capítulo 116 de esta NOM.
118.6 El personal involucrado en la administración. El personal de la Terminal de GNL involucrado en la administración debe satisfacer los requisitos siguientes:
a)    Conocer los sistemas computarizados de administración y calidad implementados.
b)    Conocer las disposiciones del plan de control de emergencias referido en el capítulo 116 de esta NOM.
118.7 Registro de la capacitación. Se debe mantener un registro de la capacitación de cada empleado de la Terminal de GNL el cual se debe conservar al menos dos años posteriores a la fecha en que dejó de ser empleado, en su caso.
118.8 Actualización de la capacitación. El personal que haya recibido capacitación de conformidad con los incisos 118.2 a 118.6 debe recibir capacitación de actualización por lo menos una vez cada 2 años.
119 Terminales remotas de GNL
119.1 Objeto y campo de aplicación
Este capítulo será aplicable únicamente a aquellos sistemas de almacenamiento de GNL que estén vinculados a sistemas de transporte o distribución de gas natural por ducto, y tiene por objeto establecer los requisitos técnicos y las medidas de seguridad que deben cumplirse en el diseño, construcción, pruebas, instalación, operación y mantenimiento de terminales remotas de almacenamiento de gas natural licuado con instalaciones de vaporización (Terminales remotas de GNL). Estas terminales tienen una capacidad de almacenamiento total máxima de 1 000 m3 de GNL y su Máxima Presión de Operación Permisible (MPOP) es superior a 103.4 kPa (1 bar).
119.2 Definiciones
Para efectos de este capítulo se aplican las definiciones siguientes:
119.2.1 Terminal remota: Conjunto de instalaciones de almacenamiento y vaporización de GNL para suministrar gas natural a usuarios industriales, comerciales y residenciales. El GNL proviene de una planta de almacenamiento o producción de GNL, y posteriormente se transporta por vía terrestre mediante autotanques criogénicos hasta la Terminal remota.
 

119.2.2 Instalación de descarga: Conjunto de elementos para conducir el GNL desde el autotanque a los tanques de almacenamiento de la Terminal remota.
119.2.3 Instalación de almacenamiento: Conjunto formado por los tanques de GNL, equipos, vaporizador de aumento de presión rápido, tuberías, válvulas, instrumentación y elementos de control.
119.2.4 Instalación de vaporización: Conjunto de equipos y accesorios situados aguas abajo del tanque de GNL cuya función es vaporizar el GNL almacenado en gas natural a las condiciones de presión y temperatura de entrega.
119.2.5 Autotanque: Tanque criogénico montado en la plataforma de un vehículo que transporta el GNL desde el punto de suministro hasta la Terminal remota.
119.2.6 Válvula de protección por baja temperatura: Válvula instalada en la línea de gas natural a la salida de los vaporizadores y a partir de la cual se considera que el gas se encuentra a las condiciones termodinámicas de entrega. Cuenta con un sistema de cierre automático que actúa en el caso de detectar que la temperatura del gas natural es inferior a la mínima temperatura de servicio especificada aguas abajo.
119.2.7 Máxima Presión de Operación Permisible (MPOP): Presión máxima permisible en el tanque interno sometido a la presión del vapor de GNL. La primera válvula de seguridad se ajustará a este valor de presión.
119.3 Diseño y construcción de las instalaciones
119.3.1 Instalación de descarga:
a)    La descarga del GNL desde el autotanque al tanque de GNL de la Terminal remota se realiza mediante bombas criogénicas o por diferencia de presiones entre el autotanque y los tanques de almacenamiento de GNL.
b)    Para realizar la descarga por diferencia de presiones se debe contar con un vaporizador de GNL que debe estar a un nivel inferior a la salida del tanque de GNL, que se utiliza para vaporizar gas natural que es enviado para alcanzar un aumento rápido de la presión del gas natural que se encuentra en el autotanque.
c)    El vaporizador de aumento rápido de presión del tanque de almacenamiento se debe diseñar y construir de acuerdo con los requerimientos establecidos para los vaporizadores de la instalación de vaporización.
d)    La conexión entre el autotanque y la instalación de descarga se llevará a cabo con mangueras flexibles criogénicas. Las mangueras y conexiones deberán ser adecuadas para manejar el GNL.
e)    Las líneas de conexión dispondrán de las válvulas criogénicas necesarias para la maniobra de
presurización y descarga. También dispondrán de válvulas criogénicas de purga para la despresurización de las mangueras previa a su desconexión.
f)     Debe instalarse una válvula de retención en el cabezal de descarga de GNL a los tanques de almacenamiento y válvulas de seguridad entre dos válvulas de corte consecutivas con el objeto de evitar el flujo de GNL entre ambas.
119.3.2 Instalación de almacenamiento:
a)    Los tanques de almacenamiento de las terminales remotas de GNL deben ser diseñados, fabricados y probados de acuerdo con las secciones de esta NOM siguientes:
1    110.2 Parámetros de diseño
2    110.4 Diseño sísmico de tanques de acero estacionarios
3    110.5 Cargas de viento y nieve
4    110.7 Volumen de llenado
5    110.9 Tanques metálicos
6    110.11 Identificación de los tanques de GNL
7    110.12 Pruebas de tanques de GNL
8    110.13 Dispositivos de relevo
b)    Cada tanque de almacenamiento debe equiparse con válvulas, elementos de control y seguridad requeridos por las normas aplicables. La presión de diseño del tanque debe especificarse considerando un margen adecuado por encima de su presión de operación para minimizar la frecuencia de disparo de las válvulas de seguridad establecidas por la especificación del fabricante.
c)    Los materiales empleados en la construcción de la instalación de almacenamiento deben ser adecuados para operar a condiciones criogénicas.
d)    En caso que el flujo de entrega de gas natural sea menor al flujo previsto, se podrá considerar la utilización de válvulas economizadoras, manuales o automáticas, que dirijan parte del vapor de GNL dentro del tanque al circuito de salida de GNL a vaporizadores, con el objeto de aliviar el aumento de presión dentro del tanque.
119.3.3 Instalación de vaporización
119.3.3.1 Vaporizadores
a)    Los materiales utilizados deberán ser adecuados para operar a condiciones criogénicas. Deberá considerarse la compatibilidad de los materiales con el posible fluido de calentamiento.
b)    La presión de diseño de los vaporizadores debe ser al menos, la presión máxima de alimentación prevista, considerando los elementos y equipos aguas arriba al mismo, por ejemplo, presión de diseño del tanque, presión de bombas de circulación o presurización del GNL.
c)    Se deben considerar en su diseño los esfuerzos térmicos durante el servicio, los esfuerzos térmicos transitorios debidos al enfriamiento, su propio peso, así como las condiciones naturales externas a que esté sometido, por ejemplo, viento, nieve, entre otras.
d)    En los vaporizadores atmosféricos se debe considerar la reducción de temperatura del gas natural a la salida a causa del hielo que se forma sobre las aletas de transferencia de calor. En tal caso, los vaporizadores se pueden disponer en dos secciones paralelas que se pueden separar de manera que cuando una de las secciones esté en funcionamiento la otra esté descongelando.
e)    Los vaporizadores y demás elementos complementarios exteriores al tanque de almacenamiento deben estar anclados a bases de cimentación y sus tuberías de conexión ser lo suficientemente flexibles para soportar expansiones y contracciones por los cambios de temperatura.
119.3.3.4 Recalentadores. Los recalentadores de gas utilizados para calentar el gas frío procedente de los vaporizadores atmosféricos u otros elementos, se deben diseñar y construir de acuerdo con los requerimientos establecidos para los vaporizadores de la instalación de vaporización.
119.3.3.5 Dispositivos de seguridad. Cada equipo de vaporización debe estar protegido por una válvula de seguridad criogénica, capaz de ventear el gas suficiente para evitar que la presión exceda 110% de la
presión máxima de operación. La presión de ajuste debe ser como máxima la de diseño del vaporizador. Los desfogues a la atmósfera deben estar protegidos por arrestadores de flama y deben descargar en puntos donde no se puedan generar condiciones ambientales peligrosas.
·      Cada vaporizador debe poder aislarse mediante válvulas de bloqueo tanto en el circuito de GNL-gas natural como en el circuito de entrega de gas.
119.3.4 Válvula de corte por baja temperatura
a)    Debe instalarse una válvula de cierre automático entre la salida de los vaporizadores y la estación de regulación de entrega de gas natural que actúe en caso de que se detecte una temperatura del gas natural a la salida de los vaporizadores inferior a 263.15 K (-10 ºC), o inferior a la recomendada por el fabricante para asegurar la integridad de los materiales situados aguas abajo, si ésta es superior a 263.15 K (-10 ºC). Esta válvula de cierre debe ser de reactivación manual y su diseño debe ser resistente al fuego.
b)    La señal de cierre de esta válvula debe provenir de un detector de temperatura instalado entre los vaporizadores y la estación de regulación de entrega de gas natural.
119.3.5 Tuberías, válvulas y uniones:
119.3.5.1 Diseño. Los materiales de construcción utilizados en tuberías y accesorios se deben seleccionar de acuerdo con las condiciones de diseño de conformidad con las Normas Aplicables.
119.3.5.2 Deben tomarse las medidas necesarias para evitar cualquier contracción de tubería que pueda ocasionar la deformación, obstrucción de piezas móviles, defecto de alineación, entre otros, así como la formación de hielo sobre los componentes en contacto con la atmósfera. Se deben considerar las variaciones en las dimensiones de tuberías debidos a cambios de temperatura.
119.3.5.3 En el diseño del sistema de tuberías y válvulas se debe considerar lo siguiente:
a)    Minimizar el número de bridas en el sistema. De preferencia las válvulas deben ser soldadas.
b)    La orientación de las descargas de las válvulas de seguridad debe minimizar riesgos.
c)    El diseño de la tubería debe considerar las condiciones de presión y temperaturas de operación.
d)    El sistema debe ser diseñado para minimizar los disparos de las válvulas de seguridad.
e)    Los tanques de almacenamiento de GNL deben ser instalados en áreas abiertas.
f)     Los muros de concreto que son atravesados por tuberías deben construirse de tal forma que permitan el libre desplazamiento de la tubería por expansión y contracción térmica.
g)    Los componentes situados aguas arriba de la válvula automática de cierre por baja temperatura deben ser adecuados para operar a 77.15 K (-196 ºC).
h)    Los materiales de los elementos aguas abajo de la válvula de protección por baja temperatura deben ser adecuados para la temperatura más baja prevista, antes de que la válvula de protección por baja temperatura cierre.
i)     Deben tomarse precauciones especiales para los materiales que pueden tener contacto accidental con GNL debido a una fuga o derrame en caso de emergencia. Estas tuberías deberán estar protegidas con aislamiento u otros medios para evitar su deterioro debido a las temperaturas extremas a que pueden estar sometidas hasta que se realicen las acciones correctivas pertinentes.
j)     Los soportes y sujetadores de tuberías deben evitar la generación de corrosión galvánica y permitir el movimiento de la tubería debido a la contracción o dilatación térmica sin rebasar los esfuerzos permitidos. El diseño del soporte debe ser adecuado para esta función y debe impedir cualquier puente frío entre el tubo y la estructura sobre la cual se apoya.
119.3.5.4 Dispositivo de seguridad.
a)    Los tramos de tubería comprendidos entre dos válvulas de cierre deben estar protegidos por un sistema de relevo de presión que evite daños a la misma en caso de que quede GNL o gas natural frío atrapado entre ambas válvulas.
b)    Estos dispositivos de relevo de presión deben tener un tramo de tubería que los separe de la zona
fría para evitar que queden bloqueados por el hielo.
c)    La presión de ajuste de estos dispositivos debe ser inferior a la presión máxima de servicio establecida para la tubería protegida.
119.3.5.5 Montaje y construcción.
a)    Los procedimientos de soldadura deben cumplir con las Normas Aplicables al tipo de tubería elegido. Los soldadores deberán estar calificados para ejecutar el trabajo.
b)    Se deben considerar las expansiones y contracciones ocasionadas por los cambios de temperatura, así como las vibraciones y otros movimientos de la tubería.
c)    Las uniones desmontables de tuberías se realizarán con conexiones bridadas.
d)    Se deben considerar las conexiones de venteo y purga necesarias para las pruebas, puesta en servicio, poner fuera de servicio, operación y mantenimiento.
119.3.6 Sistema de control
119.3.6.1 Los sistemas de control de la Terminal remota deben permitir vigilar y controlar la seguridad de la planta y los parámetros básicos de proceso, con objeto de ajustar los parámetros de la operación en caso de así requerirse.
119.3.6.2 Los elementos mínimos de control para plantas deben ser los siguientes:
a)    Cada tanque debe estar equipado con dos sistemas indicadores de nivel de GNL independientes, uno con indicación continua en el rango de vacío hasta lleno. Este sistema debe ser capaz de recibir mantenimiento o ser reemplazado sin poner fuera de servicio el tanque.
b)    Cada tanque debe estar equipado con un manómetro para medir la presión arriba del nivel máximo del líquido con indicación continua.
c)    Sistema automático para evitar el llenado excesivo del tanque
d)    Sistema de paro de emergencia que debe situarse y accionarse desde el exterior de la planta
119.3.6.3 El mantenimiento del sistema de control debe poder realizarse sin parar la operación de la terminal, salvo excepciones justificadas.
119.3.7 Instalación eléctrica:
a)    La clasificación eléctrica de las zonas de la Terminal remota se efectuará de conformidad con la NOM-001-SEDE-2012, o con aquella que la sustituya.
b)    La instalación eléctrica, de iluminación y control que se instale, se efectuará de acuerdo con lo indicado en la NOM-001-SEDE-2012, o en aquella que la sustituya.
c)    Todas las partes metálicas de la planta, así como el autotanque durante la operación de descarga, deben conectarse a tierra de modo que la impedancia a tierra sea inferior a 20 ohm.
119.3.8 Sistema contra incendios:
a)    Las áreas de almacenamiento y vaporización de GNL de la instalación deben equiparse con extintores de polvo seco en proporción de 10 kg de polvo por cada 1 000 kg de GNL, con un mínimo de 2 kg en dos extintores.
b)    Los extintores deben colocarse y distribuirse en lugares fácilmente accesibles.
c)    Si la capacidad de almacenamiento de la Terminal remota es superior a 400 m3 y la distancia entre tanques de almacenamiento es inferior a 15 m, debe instalarse un sistema de aspersión de agua en la parte superior para enfriamiento de los tanques. Este sistema de aspersión debe tener capacidad de 3 litros por minuto por metro cuadrado de superficie del tanque exterior (3 L/min/m2).
119.3.9 Estación de regulación
Se debe instalar un sistema de regulación que, como mínimo, esté formado por: válvulas de entrada, filtro en Y, manómetros, regulador de presión, válvula de seguridad y válvula de corte de salida.
119.3.10 Instalación de odorización:
 
El gas natural debe ser odorizado antes de salir de la Terminal remota de forma que cualquier fuga pueda ser detectada con facilidad cuando exista una mezcla de metano y aire cuya concentración volumétrica sea 1/5 del Límite Inferior de Inflamabilidad (LII).
119.3.11 Protección de la terminal
119.3.11.1 Protección contra intrusos
a)    La instalación debe estar protegida por una cerca metálica que impida que personas ajenas al servicio puedan acercarse a las instalaciones. La cerca dispondrá como mínimo de dos salidas contrapuestas con puertas de apertura en dirección de salida.
b)    Si la planta se halla en el interior de un recinto cerrado al que no pueden acceder personas ajenas al servicio, la cerca no será requerida.
c)    La posición de las instalaciones será tal que permita el fácil acceso de los autotanques y del personal autorizado.
d)    Debe colocarse en sitio visible un cartel donde se indique el tipo de instalación, los peligros específicos, las medidas de seguridad recomendadas y los números de atención a emergencias.
119.3.11.2 Protección contra derrames
a)    Todas las instalaciones de la Terminal remota hasta la válvula de protección por baja temperatura se deben ubicar en el interior de un área de retención de derrames de GNL.
b)    El área de retención de derrames podrá estar formada por barreras naturales, diques, muros de contención o una excavación en el terreno capaz de resistir las acciones mecánicas, térmicas o químicas del GNL.
c)    Si un área de retención alberga un único tanque de GNL, éste no tendrá ninguna limitación de capacidad de almacenamiento. Si alberga más de un tanque de GNL, la capacidad máxima conjunta de almacenamiento de los tanques será de 250 m3. Ver la tabla abajo.
d)    Las paredes del área de retención deben estar como mínimo a 1.5 m de cualquier superficie del tanque.
e)    En el caso de existir varios tanques en un área de retención la separación mínima entre los tanques debe ser de 2 m.
1    La capacidad del área de retención se establecerá de acuerdo con los principios siguientes:
2    Si alberga a un solo tanque el volumen útil mínimo debe ser el de la capacidad de agua del tanque.
3    Si alberga más de un tanque y se han tomado medidas para evitar que las bajas temperaturas o exposiciones al fuego a causa de derrames en cualquier tanque afecten a los otros, el volumen del área de retención debe ser la capacidad de agua del tanque mayor.
4    Si alberga más de un tanque y no se han tomado las medidas indicadas en el párrafo anterior, el volumen de área de retención debe ser la suma de la capacidad de agua de los tanques que alberga el área de retención.
f)     Los vaporizadores, tuberías y equipos de proceso hasta la válvula de protección por baja temperatura deben ubicarse preferentemente dentro del área de retención del tanque. Si no es así, el volumen mínimo del área de retención que albergue dichos equipos debe ser el mayor volumen de GNL que se pueda derramar durante 15 min por causa de una fuga.
g)    Si la capacidad de almacenamiento conjunta de la Terminal remota es superior a 400 m3 se debe instalar aguas abajo de la válvula manual de salida de la fase líquida de cada tanque al circuito de vaporización, una válvula criogénica con control de apertura y cierre a distancia. Los mecanismos de accionamiento de las válvulas deben ubicarse en zonas accesibles y externas a los diques de contención correspondiente.
h)    El diseño de la protección contra derrames debe ser tal que impida que líquidos inflamables entren a los sistemas de drenaje pluvial.
119.3.11.3 Distancias de seguridad.
Las distancias mínimas que deben existir entre los límites del tanque o tanques y los diversos lugares de la terminal deben cumplir con las condiciones siguientes.
 
Las Terminales remotas se clasifican según la capacidad total de agua de los tanques de almacenamiento de GNL en las clases siguientes:
Clase
Capacidad total de la terminal en m3
A
 
hasta 5
B
mayor a 5
hasta 20
C
mayor a 20
hasta 60
D
mayor a 60
hasta 200
E
mayor a 200
hasta 400
F
mayor a 400
hasta 1000
 
En la tabla siguiente se indican las distancias en metros a la que los tanques deben ubicarse con respecto de los siguientes elementos:
Capacidad total de la terminal
A
B
C
D
E
F
Elementos
Distancia en m
Ventanas, sótanos, alcantarillas o desages
5
10
15
20
20
25
Motores, interruptores que no sean a prueba de explosión, depósitos de materiales inflamables
5
10
15
15
15
15
Proyección líneas eléctricas
10
15
15
15
15
15
Límite de propiedad, carreteras, vías públicas, ferrocarriles
10
10
15
25
30
35
Flamas controladas
10
10
15
25
30
35
Ventanas de edificios de uso docente, sanitarios, etc.
10
20
30
45
60
60
 
La distancia del autotanque en el momento de la descarga a los elementos establecidos será equivalente a la capacidad C.
Cuando no sea posible cumplir con dichas distancias, deberán incluirse medidas de mitigación que sustituyan las áreas de seguridad.
119.4 Pruebas en campo
a)    Los tanques deben someterse a prueba de hermeticidad a una presión de prueba 1.1 veces la máxima presión permisible de operación durante un mínimo de 24 horas. La prueba será preferentemente neumática realizada con gas inerte exento de humedad.
b)    En los tanques con aislamiento al vacío, la prueba de hermeticidad puede sustituirse con 1 hora de medición de vacío estando el recipiente a la máxima presión de operación. Si el vacío medido es menor a 0.6 mbar la prueba se considera satisfactoria, de lo contrario deberá realizarse la prueba de hermeticidad.
c)    Se deben probar los sistemas de seguridad de la instalación sellando las válvulas de seguridad.
d)    El tanque debe contar con los conectores requeridos para el vaciado y venteo para las pruebas hidrostáticas; debe asegurarse que la instalación esté completamente llena cuando se inicie la prueba y que se vacíe completamente al concluirlas.
e)    Antes de iniciar la primera carga de GNL, se debe efectuar la prueba en frío del tanque y de sus circuitos criogénicos, mediante una carga controlada de nitrógeno líquido.
119.5 Seguridad
a)    La terminal debe ser diseñada para minimizar los riesgos a las personas, al medio ambiente y a las instalaciones. Se debe definir un plan de seguridad durante la etapa de diseño de la terminal.
b)    La terminal debe cumplir con las condiciones establecidas en el capítulo 115 Plan de seguridad y protección civil de esta NOM
119.6 Operación
 
119.6.1 Generalidades
a)    La terminal debe cumplir con las condiciones establecidas en las secciones siguientes:
1    116.1 Manual de Operación
2    116.1.1 Requisitos del Manual de Operación
3    116.1.2 Contenido del Manual de Operación
4    116.2 Procedimientos del Manual de Operación
5    116.2.1 Procedimientos de arranque inicial
6    116.2.2 Procedimientos de la operación normal
7    116.2.5 Procedimientos para purgado.
8    116.2.6 Procedimientos para el enfriamiento inicial de la Terminal de GNL.
9    116.2.7 Procedimientos de pruebas de desempeño operacional.
10   116.2.8 Procedimientos de control de emergencias.
11   116.2.9 Plan de Contingencia.
12   116.2.10 Investigación de fallas.
b)    El personal encargado de la operación de la instalación de almacenamiento debe conocer el funcionamiento de la misma, y estar capacitado para el manejo del equipo de seguridad. Así mismo, debe colocarse en un lugar visible, un esquema de la instalación incluyendo las instrucciones de operación.
c)    No debe permitirse el acceso a la instalación a personal no autorizado.
d)    No debe almacenarse material combustible en la Terminal remota así como en el área de almacenamiento del autotanque. Así mismo, no se deben almacenar materiales ajenos a la instalación.
e)    Los vehículos que se aproximen a la Terminal remota deben contar con arrestadores de flama en el tubo de escape.
119.6.2 Operación de descarga de autostanques
a)    El área de descarga debe tener el tamaño suficiente para que los autostanque se sitúen en posición de descarga sin exceso de maniobras.
1    Los autostanques deben quedar de en posición de descarga de forma que puedan salir fácilmente hacia adelante sin maniobra y sin obstáculos.
2    Los equipos deben estar protegidos contra los daños que podrían causar los movimientos de los autostanque.
3    La conexión de descarga debe estar separada al menos 8 m del límite del predio y de cualquier edificación que no sea parte de la terminal.
a)    La operación de descarga de GNL debe llevarse a cabo mediante un procedimiento escrito que incluya como mínimo las indicaciones siguientes:
1    Estar atendida permanentemente por un mínimo de dos personas.
2    Después de estacionar el autotanque y antes de iniciar la descarga, se deben llevar a cabo las siguientes acciones:
i)    Apagar el motor del vehículo
ii)   Accionar el freno
iii)  Desconectar el sistema eléctrico
iv)  Calzar las ruedas si el suelo está desnivelado
v)   Conectar a tierra el vehículo
 
vi)  Colocar señales de advertencia en el área que permanecerán hasta que se haya terminado la descarga y desconectado el autotanque
vii)  Evitar la circulación de vehículos en un radio de 8 m
viii) Verificar el nivel del tanque que recibirá el GNL para evitar que sea llenado en exceso
ix)  Verificar que las herramientas de mano son antichispa y que las lámparas son a prueba de explosión
b)    Durante la carga deben monitorearse las condiciones de presión, temperatura y nivel de líquido del tanque operación. Se deben controlar éstos y el resto de los parámetros desde un centro de control.
119.7 Mantenimiento
La Terminal remota debe cumplir con las condiciones establecidas en el capítulo 117 Mantenimiento de esta NOM
119.8. Capacitación
La Terminal remota debe cumplir con las condiciones establecidas en el capítulo 118 Capacitación de esta NOM.
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 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.