Numeral 11 — 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).

11 Si concretos de diferente composición tienen una inte rface dentro de la estructura, el análisis debe

considerar las diferencias en propiedades térmicas y otras. Deben realizarse análisis apropiados de

flujos térmicos para investigar las estructuras que están sujetas a diferencias importantes en

temperatura para determinar la temperatura de las diferentes partes y considerarlas en el análisis

estructural.

205.5.3 Concreto. Se deben especificar las propiedades requeri das del concreto fresco y endurecido, las

cuales deben ser verificadas de conformidad con las Normas Aplicables.

a) Los materiales integrales y la composición del concreto deben seleccionarse para cumplir con los

requisitos especificados del concreto fresco y endur ecido, tales como consistencia, densidad, resistencia,

durabilidad y protección contra la corrosión del ac ero embebido de acuerdo con las Normas Aplicables. Los

requisitos del concreto fresco deben asegurar que pueda ser trabajado adecuadamente en todas las etapas

de su fabricación, transportación, colocación y compactación de acuerdo con los métodos de trabajo que se

apliquen.

b) Siempre se debe especificar la resistencia a la compresión; las propiedades que pueden causar

agrietamiento del concreto estructural, tales como es currimiento plástico, contracción, liberación de calor por

hidratación y expansión térmica. La durabilidad del concreto estructural está relacionada con la permeabilidad,

absorción, difusión y resistencia contra ataques físicos y químicos en un entorno determinado; por lo general,

se requiere de una proporción baja agua/cemento para obtener la durabilidad adecuada. El concreto

normalmente debe tener una proporción agua/cemento no mayor a 0.45. En la zona de salpicadura, esta

proporción no debe ser mayor a 0.40.

c) El concreto sujeto a congelación y descongelación debe tener resistencia adecuada a la escarcha, la

cual debe ser demostrada aplicando métodos de prueba apropiados. Cuando se utilice aire retenido, este

requisito se considera cumplido si el contenido de aire en el concreto fresco hecho con agregados naturales,

en el molde, es al menos de 3% para un tamaño de par tícula máximo de 40 mm, o al menos de 5% para un

tamaño máximo de partícula de 20 mm. Las burbujas de aire retenido deben estar distribuidas de manera

uniforme.

d) Debe calificarse por medio de una prueba adecuada de bajas temperaturas al concreto que esté sujeto

potencialmente a fríos extremos por el contacto con GNL para demostrar que el concreto saturado no se

degradará o agrietará cuando estén expuestos a esas condiciones (-160°C). Deben considerarse como

adecuados para el propósito a cubos de concreto saturado s de agua que superen tres ciclos de refrigeración

por inmersión en GNL (o nitrógeno líquido) y con retorn o a temperatura sin agrietamiento o daños, dado que

estén libres de grietas y que la fuerza de compresión sea igual al 90% de los cubos de control del mismo lote

no refrigerados.

e) El contenido total de ion cloruro en el concreto no excederá 0.10% del peso del cemento para concreto

reforzado ordinario y para concreto con acero pretensado.

f) En la zona de salpicadura, el contenido de cemento no debe ser menor de 400 kg/m

3. Para concreto

reforzado o pretensado que no se encuentre dentro de la zona de salpicadura, el contenido mínimo de

cemento dependerá del tamaño máximo del agregado, como se describe a continuación:

1. Hasta 20 mm de agregado, requiere de un contenido mínimo de cemento de 360 kg/m3.

2. De 20 mm hasta 40 mm de agregado, requiere de un contenido mínimo de cemento de 320 kg/m3.

g) Para concreto expuesto al agua de mar, la resistencia característica a la compresión de cilindro a 28

días no debe ser menor de 40 MPa. Cuando se usan agregados ligeros con estructura porosa, el valor medio

de la densidad horneada a 105 ºC para dos muestras de concreto después de 28 días no desviará más de 50

kg/m

3 y cualquier valor individual no desviará más de 75 kg/m 3 del valor requerido. El valor medio de la

producción entera debe encontrarse dentro de +20 kg/m3 a 50 kg/m3.

h) Si la absorción de agua del concreto en la construcción final es relevante, esta propiedad debe

determinarse mediante pruebas bajo condiciones que co rresponden a las condiciones que será expuesto el

concreto.

205.5.4 Acero de refuerzo. Por lo general se aplican varillas de acero corrugadas laminadas en caliente

de calidad soldable y con alta ductilidad, las cuales deben cumplir con las Normas Aplicables. Cuando se

requieren características especiales de resistencia contra sismos, en la IBDP se deben especificar las Normas

Aplicables que debe cumplir el acero de refuerzo.

a) Las propiedades de fatiga y las curvas esfuerzo-número de aplicaciones (SN) deben cumplir con las

Normas Aplicables.

b) Se deben identificar todos los lotes de acero de refu erzo que se reciban para usar en la terminal de

almacenamiento de GNL, los cuales deben contar con una constancia del fabricante de cumplimiento con las

Normas Aplicables.

c) Se puede aplicar acero de refuerzo galvanizado donde se tengan los medios para garantizar que no

ocurrirá ninguna reacción con el cemento que perjudique la adherencia del refuerzo galvanizado.

d) Se podrá utilizar acero inoxidable siempre y cuando se cumplan con los requisitos de las propiedades

mecánicas del acero de refuerzo ordinario.

e) La aplicación del acero de refuerzo para construcciones de GNL debe cumplir con la IBDP.

205.5.5 Acero pretensado. El acero pretensado como producto debe cumplir con la Normas Aplicables.

a) Se deben identificar todos los lotes de acero pret ensado que se reciban para usar en la terminal, los

cuales deben contar con una constancia del fabricante de cumplimiento con las Normas Aplicables.

b) Tendones, tales como alambres, cables, cordones y ba rras, dispositivos de anclaje, empalmes, tubos y

camisas son partes del sistema pretensado descrito en la especificación del proyecto. Todas las partes deben

ser compatibles y claramente identificadas. Los sistem as pretensados deben cumplir con los requisitos de las

especificaciones de diseño.

c) Por lo general, las camisas para tendones postensados deben ser de tipo rígido o semirrígido,

herméticas al agua y con rigidez adecuada para prevenir daños y deformaciones. Los tubos deben ser de

acero al menos que se especifiquen otros tipos por diseño.

d) Se deben identificar todos los componentes del sist ema pretensado que se reciban para usar en la

terminal, los cuales deben contar con una constancia del fabricante de cumplimiento con las Normas

Aplicables.

e) Debe usarse acero pretensado para aplicaciones de GNL de acuerdo a las Normas Aplicables y debe

estar calificado para el servicio a bajas temperaturas hasta una temperatura 20°C menor a la temperatura más

baja pronosticada como resultado de un accidente o de otra condición de diseño.

205.5.6 El armazón u obra falsa para formar y soportar la cimbra o moldes para colar el concreto deben

cumplir con la IBDP y las Normas Aplicables.

205.5.7 Manejo del acero de refuerzo. La superficie del acero de refuerzo debe estar libre de herrumbre

suelta, substancias u otros defectos superficiales que perjudiquen la adherencia con el concreto.

a) El acero de refuerzo se cortará y doblará confo rme con las Normas Aplicables. Estos trabajos deben

cumplir al menos con los requisitos siguientes:

1 Se debe doblar a una velocidad uniforme.

2 El doblado del acero de refuerzo a una temperatur a por debajo de 0°C se debe realizar únicamente de

acuerdo con los procedimientos preparados para el si tio específico de construcción, mismos que deben

cumplir con las Normas Aplicables.

3 No está permitido doblar aplicando un tratamiento térmico a menos que se permita explícitamente por la

IBDP.

b) Ensamble y colocación del acero de refuerzo. El acero de refuerzo debe colocarse y fijarse dentro de

las tolerancias de diseño y de acuerdo con las Normas Aplicables.

1. La cimbra o molde para vaciar el concreto que cubrirá al acero de refuerzo se mantendrá en posición

mediante una armazón u obra falsa con soportes y separadores adecuados. La cubierta mínima no

debe ser menor que aquella apropiada para estructuras de retención de agua de mar. En ambiente

corrosivo, los separadores en contacto con la superficie de concreto deben ser fabricados de

concreto de la misma calidad, al menos, que la construcción.

2. En las áreas donde el acero de refuerzo obstaculice el flujo del concreto se deben tomar medidas

para asegurar que el concreto puede fluir y llenar todos los huecos sin segregación y que pueda ser

compactado adecuadamente.

205.5.8 Pretensado y postensado. Los componentes de un ensamble o de un sistema entero

pretensado, tales como acero pretensado, tubos, camisa s, dispositivos de anclaje, empalmes, así como

tendones de fábrica y tendones fabricados en el si tio, deben ser nuevos y no deben estar dañados,

deteriorados o degradados. Deben reemplazarse los mate riales que han sido dañados o corroídos. Se deben

evitar condiciones perjudiciales, tales como corro sión, enroscamiento de componentes de tensión y/o

camisas.

205.5.9 Colado del concreto. Se deben especificar y aplicar pr ocedimientos documentados para la

preparación y realización del colado del concreto, su distribución y compactación, curado y protección del

concreto endurecido, trabajos posteriores al colado, terminado y reparación para asegurar que el concreto

cumpla con las condiciones de diseño.

205.6 Programa de inspecciones periódicas de la EFG

a) Se debe establecer un programa de inspecciones perió dicas en el que se consideren los aspectos de

seguridad, consecuencias ambientales y los costos del ciclo de vida de la EFG.

b) El objetivo general de este programa es vigilar que la EFG conserve las condiciones adecuadas para el

propósito proyectado a lo largo de su vida.

c) Se debe prestar especial atención a los mecanismos de deterioro de los componentes materiales y

estructurales relevantes: los efectos dependientes del tiempo, ataques mecánicos y químicos, corrosión,

cargas, condiciones del fondo del mar, estabilidad, prot ección contra socavación y daños por accidentes. Los

resultados de las inspecciones periódicas de las condiciones de la terminal de almacenamiento de GNL deben

aplicarse para determinar los programas de mantenimiento y reparación.

205.7 Operación marina para la transportación, colocación y remoción de la EFG

205.7.1 La operación marina para transportar la EFG desde el dique donde se construyó hasta su

remoción al finalizar su vida útil comprende las etapas siguientes:

a) Levantamiento en el dique de construcción

b) Remolque para sacarla del dique seco

c) Flotación de la construcción

d) Remolque en el litoral

e) Remolque mar adentro

f) Colocación en el sitio de instalación

g) Remoción al finalizar su tiempo de operación

205.7.2 Las operaciones marinas deben abarcar tanto el diseño de componentes, sistemas y medios

requeridos para llevar a cabo dichas operaciones, como el desarrollo de métodos y procedimientos para

realizarlas con seguridad. Se debe cerciorar que todo el equipo funcionará y que se llevarán a cabo todas las

actividades con seguridad.

205.7.3 Se debe determinar la dinámica de los movimientos desde la puesta a flote, remolque y colocación

de la EFG para definir con precisión las aceleraciones y los ángulos de inclinación de la EFG cuando está sin

daño alguno. Asimismo, se deben prever los daños con mayor probabilidad de ocurrencia, para evaluar sus

efectos en dicha dinámica y tomarlos en cuenta para el diseño de la plataforma, la subestructura y sus

conexiones.

205.7.4 Espacio libre y ruta de remolque

a) Para remolcar la EFG fuera del dique seco el espacio libre bajo la quilla de la EFG no debe ser menor

de 0.5 m, una vez que se hayan aplicado las correcciones relativas a los efectos previstos de las

deformaciones de la EFG, aplicación de la fuerza para re molcarla, el hundimiento de la parte posterior al

remolcarla, inclinación por viento y variación de la densidad de agua de mar.

b) El espacio libre mínimo bajo la quilla de la EFG para su fondeo justo afuera del dique o en un puerto

protegido o para remolcarla de tierra al mar, no debe ser menor de 1.5 m y para remolcarla mar adentro no

debe ser menor de 5 m, una vez considerados los efectos debidos al cabeceo y balanceo, movimiento vertical,

tolerancia sobre batimetría, además de los efectos de las deformaciones de la EFG, aplicación de fuerza para

remolcarla, hundimiento de la parte posterior al remolcarla, inclinación por viento y variación de la densidad

del agua de mar.

c) Cuando la posición de la EFG durante el remolque al mar es controlada por cabrestantes, el ancho

mínimo del canal debe ser 1.2 veces el ancho máximo de la EFG o el espacio libre lateral mínimo debe ser de

10 m en cada lado de la EFG, el que sea menor de los dos. Si la EFG es arrastrada por cabrestantes sobre

defensas en un lado del canal, debe contar con espacio libre adecuado del lado opuesto.

d) Cuando la posición de la EFG durante el remolque de tierra al mar es controlada por remolcadores, el

ancho mínimo del canal debe ser 1.5 veces mayor que el ancho máximo de la EFG. Se puede requerir un

espacio libre adicional para la operación de los remolcadores.

e) Para remolcar la EFG en áreas fuera de un puerto protegido con condiciones mínimas de corriente y

viento, el ancho mínimo del canal debe ser 2 veces el ancho máximo de la EFG para contar con espacio libre

para bandazos, efectos de corrientes locales y mareas du rante el viaje, incluyendo contingencias. El ancho

mínimo del canal puede variar dependiendo de la configuración del remolque.

f) Se debe hacer una evaluación específica de cada ruta para remolcar una EFG hacia el mar,

considerando las condiciones ambientales, la longit ud del estrecho, cualquier cambio de curso dentro del

estrecho, análisis de la sección transversal del estrecho con relación al área y forma de la EFG bajo el agua,

así como la capacidad de los remolcadores para asegurar la integridad de la operación de la EFG.

205.7.5 Sistema de aire para flotación de la EFG. Las paredes verticales de la EFG son dobles y tienen

compartimentos; algunos de estos compartimentos se llen an de aire y se utilizan para la flotación de la EFG,

los cuales deben cumplir con los requisitos siguientes:

a) Soportar una presión interna de aire equivalente a 1.3 veces la carga de agua entre el borde de las

paredes verticales y el nivel del agua.

b) Estar aislados para que una falla en cualquier part e del sistema no cause una pérdida de flotabilidad,

fuera de los criterios aceptables de estabilidad, calado o francobordo.

c) Se debe comprobar que los compartimentos de la EFG no tienen fuga de aire antes de ponerla a flotar.

205.7.6 Sistema de lastre para controlar la estabilidad de la EFG. Algunos de los compartimentos de las

paredes verticales de la EFG se llenan de lastre para controlar la estabilidad de la EFG.

a) Los compartimentos de lastre pueden ser de dos tipos:

1 Compartimentos permanentemente inundados para propósitos de la operación de la terminal de

almacenamiento de GNL. No cuentan con equipo para tira r lastre, excepto un sistema de drenaje durante la

construcción. En caso de remoción de la EFG, puede requerirse que se tire lastre de algunos de estos

compartimentos.

2 Compartimentos que tienen lastre temporalment e para propósitos de las operaciones marinas. Algunos

de éstos podrán volver a contener lastre de manera per manente para propósitos de operación de la terminal

de almacenamiento de GNL.

205.7.7 Capacidad del sistema de lastre

a) La capacidad del sistema para cargar y tirar lastre debe ser tal que permita cumplir con los requisitos de

las operaciones marinas requeridas por la EFG.

b) El diseño del sistema de lastre debe ser tal que la falla de cualquier válvula para abrir o cerrar, o la

fractura de cualquier tubería no ocasione que la unidad se inunde cuando no se requiera, o no se pueda

inundar la unidad cuando sea requerido.

c) Las válvulas con control remoto deben operarse me diante un sistema secundario manual. Cualquier

sistema automático o controlado por radio debe contar con un sistema m anual que prevalezca sobre el

automático.

d) Todas las entradas internas y externas deben esta r protegidas para prevenir daño por entrada de

cables y escombros.

e) Cuando se requiera un conducto para suministrar servicios eléctricos y/o hidráulicos, debe

proporcionarse la capacidad de respaldo adecuada y en los controles de válvulas críticas se deben incorporar

sistemas a prueba de fallas.

205.7.8 Colocación de la EFG. Durante la colocación de la EFG en el sitio de la terminal de

almacenamiento de GNL se deben cumplir las condiciones siguientes:

a) Profundidad del agua. La profundidad del agua alrededo r del sitio de instalación, incluyendo todas las

áreas de actividad temporal, debe ser establecida con exactitud.

b) Sistema de Monitoreo de Posición (SMP). Dur ante la colocación de la EFG deben utilizarse dos

sistemas completamente independientes para monitorear la posición y orientación de la misma.

c) Sistemas de servicios. Los sistemas eléctricos de potencia, de bombeo, entre otros, se deben diseñar

para tener la confiabilidad y la capacidad para asegur ar que en todo momento se mantengan los criterios de

control, tales como estabilidad y espacios libres, entre otros.

205.8 Penetración

205.8.1 Criterios. Para el diseño de las paredes verticales de la EFG se deben establecer los criterios de

penetración en los cuales se debe tomar en cuenta lo siguiente:

a) Características geotécnicas del fondo del mar

b) El número y tamaño de los compartimentos en las paredes verticales

c) Carga en la parte inferior de las paredes verticales.

d) Inclinación de la EFG durante la penetración

e) Evacuación del agua de los compartimentos de las paredes verticales

f) Medición de la penetración de la EFG

g) Presión del agua sobre los compartimentos de las paredes verticales

205.8.2 Las operaciones marinas deben asegurar que la colocación de la EFG cumpla con las condiciones

de diseño.

205.9 Operaciones marinas finales

205.9.1 Después de la colocación de la EFG se debe realizar una inspección con un Vehículo a Control

Remoto (VCR) para verificar lo siguiente:

a) Lechada de concreto que sea aceptable en el lado exterior de las paredes verticales

b) Daños en los sistemas de ánodos, en su caso

c) Daños en los ductos ascendentes y el gasoducto, en su caso

d) Daños al concreto, en su caso, y

e) Que los sistemas de uso temporal debajo de la superficie del mar estén fuera de servicio.

205.9.2 Protección contra la socavación

a) Se debe colocar material resistente a la socavación alrededor de la periferia del CFG en agua poco

profunda y/o donde se requiera tomar en cuenta la s corrientes marinas en el fondo, entre otras, las

ocasionadas por el oleaje.

b) En agua poco profunda o de profundidad media se deben considerar los efectos de la presión y la

velocidad de las partículas contenidas o suspendidas en el agua. Si se prevé que habrá socavación o

licuefacción del fondo del mar, se deben disponer de medidas necesarias para evitar o mitigar sus efectos.

206 Tanques de almacenamiento de GNL

206.1 Diseño

206.1.1 Los tanques de almacenamiento de GNL en las terminales costa afuera deben estar constituidos

por un contenedor primario y un contenedor secundario separados por un sistema de aislamiento criogénico.

a) El contenedor primario es de metal y puede ser de alguno de los tipos siguientes:

1. Autosoportado

i. Cilíndrico de conformidad con el numeral 108.2.5, inciso c) de esta NOM.

ii. Tipo B, esférico o prismático, se diseña aplicando métodos analíticos y pruebas de modelos, así

como prácticas internacionalmente reconocidas para buques.

iii. Tipo D, rectangular, soportado sobre un aislamie nto de apoyo y diseñado aplicando métodos

analíticos y pruebas de modelos.

2. No autosoportado, tipo de membrana.

b) El contenedor secundario debe ser de concreto pretensado y puede estar constituido por las paredes y

el fondo interiores de la EFG o puede ser independiente de la EFG y en ambos casos debe cumplir con las

condiciones siguientes:

1. Ser una barrera de vapor de GNL durante operación normal, pero no está diseñado para contener

GNL.

2. Ser capaz de controlar el líquido y el vapor de un derrame de GNL causado por falla del contenedor

primario. Está permitida la liberación controlada de vapor durante el derrame.

3. Contar con un Sistema de Protección Térmica (SPT) contra la temperatura criogénica causada por el

derrame de GNL del contenedor primario, ya que no es capaz de soportar las deformaciones

producidas por estas temperaturas por ser una estruc tura rectangular de concreto. Esta protección

consiste de un recubrimiento que pr otege contra las temperaturas criogénicas al piso y las paredes

interiores de concreto del contenedor secundario ha sta la altura máxima prevista que alcanzará el

GNL.

206.1.2 El volumen de GNL que puede ser controlado en caso de falla del contenedor primario es

determinado por la altura de recubrimiento de las pa redes del contenedor secundario, y los tanques se

clasifican en los tipos siguientes:

Tipo 1 Contención total. El contenedor secundario es capaz de controlar el contenido total del contenedor

primario.

Tipo 2 Contención semitotal. El contenedor secundario es capaz de controlar sólo una parte del contenido

del contenedor primario autosoportado. La altura máxi ma prevista que alcanzará el GNL se determina con

base en una fuga de diseño del contenedor primario y la capacidad para desalojar GNL del contenedor

secundario como se describe a continuación:

a) La fuga de diseño es la que produciría una grieta de 1 mm de ancho por 500 mm de largo, localizada en

el fondo del tanque suponiendo que el GNL se mantiene a su nivel máximo de operación durante el tiempo

que dura la fuga.

b) Se debe comprobar que el SPT permite controlar el volumen de GNL que se fuga durante el tiempo

necesario para vaciar el tanque, considerando una o la combinación de varias de las formas de desalojar el

GNL siguientes:

1. A otro tanque

2. A un buque

3. A través del sistema de envío de gas natural

4. Enviarlo al quemador

c) La altura mínima del SPT debe ser de 500 mm arriba del nivel más bajo de GNL dentro del tanque en

que puede operar el sistema de bombeo para descargar GNL.

d) La selección de la forma para vaciar el tanque debe estar basada en la evaluación de los rubros

siguientes:

1. Probabilidad de que los tanques adyacentes estén llenos

2. Disponibilidad de un buque en el mercado

3. Tiempo necesario para localizar y conseguir el buque apropiado

4. Capacidad de operación del sistema de envío de gas natural. Se debe suponer que está disponible

un 50% de la capacidad de envío normal del sistema a menos que se demuestre otra cosa.

5. Disponibilidad del sistema aguas abajo para recibir el contenido del tanque

e) Debe haber un espacio libre entre los contenedores de este tipo de tanque para permitir la evaporación

adecuada del GNL derramado, por lo que el aislamiento m ediante perlita suelta no es adecuado y se requiere

el uso de un sistema alternativo de aislamiento en este tipo de tanques.

f) En el espacio entre contenedores debe haber una atmósfera inerte y seca que debe ser controlada

constantemente mediante detector es de gas y de humedad, sistemas para la extracción de gas y de

humedad, así como para controlar la presión y vacío en este espacio.

g) Se debe considerar la evaporación de GNL en el espacio entre los dos contenedores del tanque. El

sistema de condensación de la evaporación de GNL debe tener capacidad para condensar el vapor de la fuga

adicionalmente a la evaporación de GNL normal en los tanques.

Tipo 3. Es aplicable solamente a los tanques tipo B que son diseñados de acuerdo con prácticas

internacionalmente reconocidas para buques. El volumen del derrame de GNL que se debe controlar es

determinado de acuerdo con el concepto de “Fuga Antes de Falla” de conformidad con prácticas

internacionalmente reconocidas para buques, en el cual se debe demostrar por cálculos y pruebas que no es

posible destruir el contenedor primario, que no se pueden producir grietas y, en su caso, las grietas existentes

no pueden crecer hasta producir fuga y sólo se consider an fugas muy limitadas del contenedor primario, las

cuales son controladas por dispos itivos adecuados y conducidas a bandejas de goteo de tamaño adecuado.

Se puede suprimir el SPT del contenedor secundario siempre que se demuestre que la capacidad de las

bandejas y la capacidad de desalojo de GNL por evaporaci ón, bombeo u otro medio, es suficiente para evitar

que se derrame GNL en el espacio entre los contenedores y que el concreto resiste los derrames de diseño

en caso de falla de las bandejas.

206.1.3 El piso y las paredes de concreto del contenedor secundario y de la EFG deben ser mantenidas a

una temperatura superior a 0°C a menos que se demues tre que el concreto puede resistir adecuadamente

una cantidad de ciclos de enfriamiento-calentamiento igual, al menos, al doble del número de ciclos de llenado

previstos para la vida de la terminal de almacenamiento de GNL. En caso necesario, la EFG debe contar con

un sistema de calefacción para cumplir con este requisito.

206.1.4 Los tanques de almacenamiento de GNL deben tener un diseño estructural apropiado en el que

hayan considerado el análisis de resistencia y fatiga en las fases de construcción, transportación, colocación y

operación normal. El análisis debe considerar los efecto s de llenado parcial y de cargas dinámicas debidas al

oleaje del GNL dentro de los tanques que resulta de los movimientos de la EFG causados por actividad

sísmica u otros cargas dinámicas, tales como cargas am bientales, por ejemplo, vientos y corrientes y oleaje

del mar, o impactos de los buques con la EFG. Como los tanques están dentro de la EFG, las cargas de

oleaje y corrientes marinas no actúan directamente sobre los tanques de GNL.

206.1.5 En cada tanque de GNL con capacidad superior a 265 m 3 se deben instalar, al menos, los

instrumentos y dispositivos siguientes:

a) Dispositivos para llenar el tanque desde la parte super ior y desde la parte inferior y para recircular el

GNL a fin de evitar la estratificación del mismo.

b) Equipos de bombeo sumergidos que se puedan retirar para mantenimiento por la parte superior sin que

sea necesario vaciar el tanque de GNL.

c) Sistemas de monitoreo y control para proporcionar niveles de seguridad adecuados para el personal y

la terminal en condiciones de operación normales y anormales.

d) Dispositivos para medir la densidad del GNL a niveles diferentes.

e) Dos sistemas independientes de medición de nivel del GNL instalados de forma que sea posible

reemplazarlos sin interrumpir la operación del tanque.

f) Dos alarmas independientes de nivel alto y alto-muy alto. Estas alarmas deben ser visibles y audibles y

actuar con anticipación suficiente para que se tomen las medidas necesarias para que no se sobrepase el

nivel más alto permitido para el GNL.

g) Dispositivo de cierre automático de llenado a nivel alto-muy alto, independiente de los medidores de

nivel.

h) Dos alarmas independientes de nivel bajo y bajo-muy bajo.

i) Dispositivos para medir la temperatura del GNL en la parte superior, media e inferior del contenedor.

j) Indicadores y medidores de presión de vapor de GNL, locales y remotos, con alarma audible y visible de

presión alta y muy alta.

k) Dos dispositivos independientes de relevo de presión y de vacío.

l) Sistema de detección de gas en el espacio de aislamiento.

m) Medidores de presión y de vacío en el espacio de aislamiento con alarma audible y visible.

n) Dispositivos de relevo de presión y de vacío en el espacio de aislamiento, en su caso.

o) Control de temperatura de la pared lateral del contenedor primario.

p) Medidores e indicadores de temperatura en la base del tanque y en la parte inferior del contenedor

secundario para detectar enfriamiento causado por una fuga de GNL, con alarma audible y visible.

q) Medidores o indicadores de temperatura del sistema de calentamiento de los cimientos del tanque, en

su caso.

r) En los contenedores autosoportados se deben inst alar sondas de temperatura y medidores de

deformación para controlar los esfuerzos en la estructura del contenedor durante la fase de enfriamiento.

s) Los tanques de GNL deben tener un sistema de monitoreo y registro de la información recabada de

acuerdo con los puntos anteriores, en el cuarto de control de la terminal de almacenamiento de GNL.

t) Medios para aislar el tanque del resto del sistema y para ponerlo fuera de servicio.

u) Medios para desalojar el gas y para la entrada y salida de personal y equipos requeridos para

inspección y mantenimiento.

v) Medios de calentamiento y enfriamie nto requeridos para el arranque, operación normal y para ponerlo

fuera y restaurarlo al servicio.

w) Medios para purgar los tanques cuando se vacían para darles mantenimiento.

206.2 Cargas de diseño

206.2.1 Generalidades. Para el diseño de los tanques, soportes y dispositivos, se deben considerar las

combinaciones apropiadas de las cargas siguientes:

a) Cargas sísmicas

b) Cargas térmicas

c) Cargas debidas al oleaje del GNL causado por eventos sísmicos

d) El peso del tanque y de la carga, así como las reacciones correspondientes en los soportes

e) Presión interna

f) Presión externa

g) Cargas del aislamiento

h) Cargas en las torres y otros accesorios

206.2.2 Las cargas de oleaje del GNL se deben considerar para cualquier nivel de llenado en cada tanque,

a menos que se demuestre, de acuerdo con los subincisos b) y d) del inciso 206.1.2 de esta NOM, que la

carga de GNL almacenada puede ser controlada con oportunidad para que el nivel de GNL en los tanques se

mantenga dentro de los límites de diseño.

206.3 Tanques independientes tipo B.

206.3.1 Los tanques independientes tipo B no forman parte de la EFG. Los tanques tipo B son diseñados

utilizando pruebas de modelos y herramientas analíticas sofisticadas para determinar niveles de esfuerzo, de

fatiga durante la vida y las características de propagació n de grietas. Cuando estos tanques se construyen

con superficies planas (tanques de gravedad), la pr esión de vapor de diseño debe ser menos de 0.7 bar, a

menos que se demuestre a través de estudios de ingenier ía que el tanque está diseñado para operar a una

presión mayor con un nivel de seguridad equivalente.

206.3.2 Análisis estructural de los tanques independientes tipo B.

a) Se deben considerar los efectos de las cargas dinámicas y estáticas para determinar si la construcción

es adecuada con respecto a:

1 Resistencia;

2 Deformación plástica;

3 Pandeo;

4 Falla por fatiga, y

5 Propagación de grietas

b) Se debe llevar a cabo un análisis estático y dinámico de acuerdo con las prácticas internacionalmente

reconocidas para buques, un análisis estructural medi ante técnicas computacionales de elementos finitos o

métodos similares y un análisis mecánico de fractura o un estudio equivalente.

c) Se debe llevar a cabo un análisis tridimensional para evaluar los niveles de esfuerzo causados por los

movimientos y deformaciones de la estructura de soporte. El modelo para este análisis debe incluir la carga

del tanque con su sistema de soporte y manejo junto con una porción razonable de la estructura de soporte.

d) Se debe llevar a cabo un análisis de las aceleraciones y de los movimientos de la estructura de soporte

en eventos sísmicos de diseño y de la respuesta de la estructura de soporte y de los tanques a estas fuerzas

y movimientos.

e) El sistema de soporte debe permitir la contracción y expansión del tanque debidos al enfriamiento y

calentamiento previstos y de be contar con los medios adecuados para amortiguar los efectos de las fuerzas

cíclicas previstas.

f) Se deben aislar y sellar las penetraciones de ductos a través del techo y del domo de forma que se

permita la expansión y contracción del tanque sin que se afecte la hermeticidad del mismo.

g) Se debe contar con dispositivos para evitar que el contenedor primario flote en caso de que entre agua

en el espacio entre los contenedores.

h) Se debe realizar un análisis de deformaciones en el cual se consideran las tolerancias máximas de

construcción, por ejemplo, para alin eación de placas, elementos para dar rigidez y demás componentes así

como las penetraciones estructurales.

i) Se deben realizar pruebas modelo, en caso necesario, para determinar los factores de concentración de

esfuerzo y la fatiga durante la vida de elementos estructurales.

j) El análisis del efecto acumulado de las cargas de fatiga debe cumplir con las Normas Aplicables.

k) La presión de prueba hidrostática de resistencia y hermeticidad debe ser:

P = 1.25 (Po + MPPAVS)

Donde:

Po = Máxima presión calculada por la carga de GNL durante un sismo SOB

MPPAVS = Máxima Presión Permisible de Ajuste de las Válvulas de Seguridad

206.4 Tanques tipo membrana

206.4.1 Para tanques de almacenamiento tipo membrana, deben considerarse los efectos de las cargas

estáticas y dinámicas para determinar si la membrana y el aislamiento cumplen con los requisitos de

resistencia, deformación plástica y fatiga adecuados.

206.4.2 Se debe probar un prototipo del contenedor primario y del aisl amiento, que incluya esquinas y

juntas, para verificar que ambos resistirán el esfuerzo combinado previsto ocasionado por cargas estáticas,

dinámicas y térmicas. El diseño de los tanques tipo membrana debe considerar lo siguiente:

a) Las condiciones de prueba del contenedor primario deben ser equivalentes a las condiciones de

servicio extremas a las que el tanque estará sometido en su vida útil.

b) La hermeticidad de la membrana se prueba con gas amoniaco. Si se necesitan reparaciones se debe

repetir la prueba después de cada reparación.

c) Un análisis completo de los movimientos y aceler aciones específico, así como la respuesta de la

estructura de soporte y de los sistemas de contención de carga de GNL.

d) Un análisis estructural para prevenir una posible deformación de la membrana debido a una

sobrepresión en el espacio entre las barreras, vacío en el tanque de carga, efectos del oleaje del GNL dentro

del tanque y vibraciones transmitidas a través de la estructura de soporte a la membrana y sus soportes.

206.4.3 Se debe realizar un análisis estructural de la estructura de soporte, tomando en cuenta la presión

diferencial entre la parte interna del tanque del GNL y la parte externa o la estructura de soporte. El diseño de

la estructura de soporte debe considerar:

a) Las deformaciones de la estructura y su compatibilidad con la membrana y el aislamiento.

b) Los requisitos de las Normas Aplicables para tanques profundos, tomando en cuenta la presión externa

e interna.

c) El esfuerzo permisible de los materiales de la memb rana, de la estructura de soporte de la membrana y

del aislamiento en cada caso particular.

e) Deben realizarse pruebas a los materiales para verificar que sus propiedades no se degradarán por

envejecimiento.

f) Se debe realizar una prueba de presión hidráulica y neumática de la resistencia y hermeticidad del

contenedor secundario antes de la in stalación del sistema de aislamiento y de la membrana. Si se necesitan

reparaciones se debe repetir la prueba después de cada reparación.

g) Después de la instalación de la membrana y del aislamiento se debe realizar una prueba de presión

neumática y una prueba con presión mayor en el exterior de la membrana.

h) El espacio de aislamiento entre la membrana y el contenedor secundario se debe mantener con

atmósfera inerte y debe contar con dispositivos para controlarla; asimismo debe contar con sistemas para

controlar la presión y el vacío en este espacio.

206.5 Venteo de los tanques

206.5.1 Los tanques deben estar equipados con dispositiv os de relevo de presión y de vacío de acuerdo

con la sección 110.13.1 de esta NOM.

206.5.2 En caso de un derrame en el contenedor secundario, los dispositivos de relevo deben ser capaces

de aliviar la evaporación máxima que se produzca por el derrame de GNL.

206.5.3 Las válvulas de alivio de cada tanque deben estar conectadas a una tubería que conduzca los

vapores a un mástil o a un quemador. En ambos casos se debe realizar un análisis de riesgos de acuerdo con

el capítulo 106 de esta NOM para demostrar que en la s condiciones atmosféricas más desfavorables se

cumple lo siguiente:

a) En caso de que se utilice un mástil, la dispersión de la nube de mezcla combustible en la atmósfera que

no debe ocasionar riesgos en el equipo en la plataforma.

b) En caso de que se utilice un quemador, el flujo de radiación térmica en los equipos de la terminal de

almacenamiento no debe exceder 5 kW/m2.

207 Instalaciones sobre la plataforma

207.1 Se debe cumplir con las condiciones especificadas en esta sección a menos que se demuestre,

mediante un análisis de riesgos realizado de conformidad con la metodología a que hace referencia el capítulo

6 de esta NOM, que condiciones oper ativas distintas son aceptables en puntos específicos porque presentan

condiciones de seguridad igual o mejores a las ya establecidas.

207.1.1 Altura de la plataforma. El elemento más bajo de la estructura para el cual no han sido

consideradas en el diseño las fuerzas de las olas, debe estar situado por lo menos 1.5 m arriba de la máxima

elevación de la cresta de las olas.

a) Para determinar el nivel del elemento más bajo se debe tomar en cuenta el asentamiento de la

estructura debido a la consolidación del lecho marino, t anto el inicial como el asentamiento esperado a largo

plazo.

b) Para determinar la altura máxima de la cresta de las olas que se aplicará para el diseño de la

estructura, se debe superponer la altura de la cresta de la ola al nivel del agua quieta con la Marea

Astronómica más Alta (MAA). El nivel más alto de agua es el que resulta del oleaje con marea alta. Asimismo,

se debe considerar el periodo de las olas y, en su caso, los maremotos.

207.2 Sistema de seguridad

207.2.1 El diseño de la terminal de almacenamiento de GNL debe especificar un sistema de seguridad

adecuado que permita identificar las funciones del per sonal y asegurar que los dispositivos y sistemas

siempre estén en los lugares apropiados de la plataforma como se describen a continuación.

207.2.2 Sistemas de detección de incendios y de fugas de gas. Los sistemas de detección de incendios y

fugas de gas deben cumplir con los requisitos especificados en el inciso 114.2.2 de esta NOM. El diseño de

los sistemas de detección de incendios y gas deben considerar lo siguiente:

a) Identificación de las áreas a cubrir de acuerdo con el mapa de riesgos, tales como áreas de proceso,

áreas confinadas Clasificadas y No clasificadas, por ejemplo, habitaciones donde duerme o se reúne regular u

ocasionalmente el personal, entre otros.

b) Identificación de las áreas de alojamiento permanente de personas y de los sistemas de seguridad para

dichas áreas.

c) Tipo, cantidad y ubicación de los sist emas de detección de incendios eléctricos o no relacionados con

el proceso.

d) Tener una respuesta inmediata.

e) Especificación adecuada de los detectores térmicos, de humo y de llama en un punto o en un área.

f) Activación de alarmas visuales y audibles en la te rminal y en el Cuarto de Control Central de la

plataforma.

g) Acciones de supresión de incendios, entre otras, roci ar agua, espuma o bióxido de carbono y/o paro de

emergencia de la terminal.

h) Activación de las alarmas cuando la concentración de gases inflamables exceda el 25% del LII así

como el paro de diferentes sistemas y, en los puntos críti cos establecidos por el análisis de riesgos, el paro

mediante el Sistema de Paro de Emergencia (PDE) de la terminal cuando la concentración del gas exceda el

60% del LII.

207.2.3 Sistemas contra incendios. El ámbito de lo s sistemas contra incendios se debe determinar

mediante una evaluación basada en la ingeniería de prot ección, el análisis de las condiciones locales, los

riesgos dentro de las instalaciones y la exposición a ot ra propiedad. La evaluación de dichos sistemas debe

identificar, al menos, los puntos siguientes:

a) Tipo, características y ubicación del equipo necesario para detección y control de incendios, de

derrames y fugas de GNL, líquidos y gases inflamables.

b) Tipo, cantidad y ubicación de sistem as de detección de incendios eléctricos o no relacionados con el

proceso.

c) Los métodos necesarios para proteger al personal de la terminal, los equipos y estructuras de la

exposición al fuego.

d) Extintores y otros equipos de combate contra incendios.

207.2.4 La terminal debe estar equipada con un sistema de suministro, distribución y aplicación de agua

adecuado para combatir incendios, proteger contra la exposición al fuego a los tanques de almacenamiento,

equipos, tuberías, así como controlar fugas y derrames no encendidos. Los sistemas de agua contra incendios

deben:

a) Proporcionar los volúmenes de agua a las presiones especificadas aun cuando una bomba de agua

contra incendios esté fuera de servicio.

b) Tener bombas abastecidas al menos por dos fuentes de energía independientes en caso de

emergencia.

207.2.5 Los extintores portátiles para combatir incendios menores deben estar disponibles en sitios

estratégicos de acuerdo con los lineamientos de esta NOM.

207.2.6 Se debe establecer y realizar un programa de mantenimiento por escrit o para todo el equipo

contra incendios.

207.2.7 Protección estructural contra ince ndios. La protección estructural c ontra incendios se refiere a un

método pasivo para proporcionar protección contra incendios a los espacios y compartimentos de la estructura

mediante paredes contra incendios y limitación de materiales combustibles en la construcción.

a) En las paredes contra incendios se debe proporcion ar protección apropiada para las penetraciones de

sistemas eléctricos, de tuberías y de ventilación, entre otros.

b) Las partes de las estructuras que puedan ser dañad as por exposición al fuego deben protegerse con

aislamiento adecuado.

207.2.8 Protección del personal y dispositivos salvavidas . Deben estar disponibles y accesibles para todo

el personal de la terminal de almacenamiento de GNL los equipos de protección personal, tales como ropa

contra el fuego, chalecos y anillos salvavidas, regader as de seguridad y estaciones para lavado de ojos. Las

áreas de alojamiento de personal deben estar aisladas de las áreas de riesgo elevado.

a) Refugio Temporal de Seguridad (RTS). Debe haber un área que proporcione protección para todo el

personal en la plataforma por un periodo mínimo de 2 horas en caso de un incendio u otra emergencia que

tenga lugar en las áreas de proceso.

1. Esta área debe tener rutas protegidas hacia los botes salvavidas.

2. Los dormitorios de la plataforma podrán estar diseñados para funcionar como RTS.

b) Medios de escape del personal.

1. Rutas de escape. Los planos que muestren las rutas de escape deben estar claramente visibles en

diversos puntos de las instalaciones.

i. Las rutas de escape deben estar identificadas e iluminadas adecuadamente.

ii. Debe haber por lo menos dos rutas de escape separadas desde las áreas donde hay personal

regularmente hasta el RTS.

iii. Las rutas de escape deben minimizar la posibilidad de quedar bloqueadas en una situación de

emergencia.

iv. Las rutas de escape deben tener un ancho mínimo de 0.71 m.

v. La longitud de los corredores sin salida no debe exceder 7 m.

2. Botes salvavidas. Debe haber al menos 2 botes salvavidas cerrados, operados por motor diesel

enfriado por agua.

i. La capacidad total de los botes salvavidas debe ser al menos 150% de la cantidad máxima de

personas en la plataforma y deben tener capacidad para el 100% de las personas de la

plataforma en la eventualidad que alguno de los botes salvavidas no estuviese disponible en

una emergencia.

ii. Se debe tener un acceso fácil y seguro hacia los botes salvavidas desde el RTS.

3. Medios de escape al mar. La plataforma debe tener medios de escape al mar en los dos extremos

opuestos de la plataforma más distantes entre sí.

i Adicionalmente, debe tener un sistema de esc ape secundario ubicado en el extremo opuesto del

RTS y de los botes salvavidas primarios. Es te sistema de escape debe tener un tamaño

adecuado para acomodar la cantidad máxima de personas que están regularmente en el área de

proceso de la plataforma.

ii Se deben proporcionar medios alternos de e scape al mar, además de los botes salvavidas.

Estos medios alternos de escape pueden inclui r cuerdas, toboganes u otros medios de escape

de última instancia.

207.2.9 Sistema de paro de emergencia (PDE). Los sist emas PDE deben cumplir con los requisitos del

inciso 14.2 de esta NOM. Adicionalmente, deben cumplir con los requisitos siguientes:

a) Durante una emergencia, los sistemas PDE deben aislar o apagar cualquier flujo de GNL, refrigerantes,

líquidos y gases inflamables en las instalaciones. El PDE también debe parar la operación de cualquier equipo

cuyo funcionamiento continuo pudiera prolongar o aumentar el estado de emergencia.

b) Los PDE deben tener un diseño libre de fallas. En los sitios donde no sea práctico tener un diseño libre

de fallas, los PDE deben ser instalados, ubicados o protegidos de tal manera que se minimice la probabilidad

de que no funcionen en caso de emergencia o falla del sistema normal de control. Los PDE que no sean del

tipo libre de fallas deben tener sus componentes ubicados a una distancia mínima de 15 m del equipo que

controlan, en alguna de las formas siguientes:

1. Instalados y ubicados en donde no estén expuestos a incendios.

2. Protegidos contra cualquier falla debida a expos ición al fuego durante un tiempo mínimo de 10

minutos.

c) El instructivo de la ubicación y funcionamiento de los controles de emergencia debe estar en lugares

accesibles en el área de instalaciones.

d) El PDE debe poder activarse manualmente, automáticamente o la combinación de ambos.

1. Los activadores manuales deben estar en áreas que sean accesibles durante emergencias, a una

distancia mínima de 15 m del equipo al cual sirven y tener claramente indicada su función de diseño.

2. Las estaciones de activadores manuales deben estar protegidas contra una activación accidental y

ubicadas convenientemente en las áreas de evacuaci ón principales, tales como el área de amaraje

de los botes salvavidas, el helipuerto, las estacio nes de botes salvavidas y el Cuarto de Control

Central. Se pueden considerar ubicaciones para es taciones adicionales de PDE, tales como las

salidas de las escaleras en cada nivel de cubierta, las salidas principales de los dormitorios y las

salidas principales de las instalaciones de cubierta.

e) El PDE solamente debe activarse automáticamente mediante dispositivos con redundancia de detección

para evitar paros por falsas alarmas. En todos los casos, se deben activar alarmas audibles y visuales locales

y en el Cuarto de Control Central. El PDE se debe activar automáticamente por:

1. Detección de incendio en zonas críticas de la plataforma.

2. Detección de gas combustible que exceda el 60% del LII en zonas críticas de la plataforma.

f) Se debe instalar un panel de control del sistema PDE en el Cuarto de Control Central. El PDE central

debe ser independiente del sistema de control general y debe tener prioridad de actuación sobre éste.

g) Las señales de detectores de fuego y detectores de gas natural deben estar centralizadas en un panel

“fuego y gas”.

h) Los gasoductos deben incluir una Válvula de Seguridad Submarina (VSS), ubicada en el fondo del mar

en la base de la tubería que sube a la plataforma. El propósito de la VSS es aislar el gasoducto de la

plataforma en una emergencia para prevenir el retorn o del gas del gasoducto hacia la plataforma. La VSS

debe activarse automáticamente por el sistema PDE en caso de incendio o presencia de gas con 60% del LII.

207.3 Análisis de seguridad en la instalación de equipos . Este análisis se debe realizar de acuerdo con los

capítulos 107 y 108 de esta NOM.

207.3.1 El análisis de seguridad para las instalaciones en la plataforma tiene por objeto prevenir cualquier

fuga de GNL, así como de hidrocarburos y minimizar el efecto de los hidrocarburos liberados, en su caso.

a) El análisis de seguridad de la instalación debe ident ificar cualquier evento que pudiera afectar a un

componente y que presenta un riesgo para la seguridad de la terminal. Entre estos eventos están el exceso de

presión y presión demasiado baja, derrame de GNL y es cape de gas. Se debe considerar su detección, la

causa de dicho evento, su efecto y las medidas de pr eventivas que se deben implantar para identificar la

protección primaria y secundaria y la localización de los dispositivos de seguridad.

b) Los componentes básicos de la instalación deben analizarse específicamente para preparar las Tablas

de Análisis de Seguridad (TAS). En el análisis de cada componente se deben incluir las tuberías de entrada y

de salida, así como los dispositivos de control del mismo.

c) En la Lista de Control de Análisis de Seguridad (LCAS) se deben registrar los dispositivos de seguridad

necesarios para proteger cada componente de la instalación como una unidad individual bajo las peores

condiciones de operación probables.

d) El registro de Evaluación de la Función Análisis de Seguridad (EFAS) debe indicar los componentes de

la instalación, sus sistemas de soporte en emergencia s y sus dispositivos de seguridad requeridos, así como

las funciones de cada dispositivo; por ej emplo, sensores, válvulas y disposit ivos de cierre y sus sistemas de

soporte de sus funciones en una emergencia.

207.4 Disposición y espaciamiento del equipo en la plataf orma. La disposición del equipo en la plataforma

y el espaciamiento entre equipos debe cumplir con los requ isitos de la Parte 1 de esta NOM. Adicionalmente,

debe cumplir con los requisitos siguientes:

a) Los equipos de las instalaciones de GNL en la plataforma deben estar agrupados en áreas

considerando la seguridad y la protección contra incendios requeridos por cada grupo de equipos.

b) Los equipos que pudieran convertirse en fuentes de combustible en caso de incendio se deben separar

de las fuentes de ignición potenciales con un espaciamiento adecuado o paredes contra incendios, de manera

que un incendio no obstaculice la evacuación segura del personal desde el área de peligro hasta el área de

embarque de los botes salvavidas o cualquier lugar de refugio.

207.4.1 Transferencia de GNL y líquidos peligrosos. El sistema de transferencia de GNL debe cumplir, en

lo conducente, con los requisitos establecidos en el capítulo 113 de esta NOM.

a) La separación entre el área de transferencia y los equipos de proceso debe ser determinada por un

estudio de riesgos específico.

b) Los accesos para personas a la terminal de almacenamiento de GNL deben estar a una distancia

mínima de 30 m del área de transferencia de GNL.

c) Se deben instalar dispositivos para la contención y recuperación de los derrames de GNL en las áreas

de transferencia.

d) El diseño de estos dispositivos debe cumplir, en lo conducente, con los requisitos del capítulo 107 de

esta NOM.

e) Las zonas de la plataforma no protegidas cont ra derrames de GNL deben ser capaces de resistir

derrames limitados de GNL sin daños estructurales.

f) Los sistemas de transferencia de líquidos peligrosos deben cumplir, en lo conducente, con los requisitos

de esta sección.

207.4.2 Vaporizadores. Los vaporizadores deben cumplir con los requisitos de la sección 107.5 y del

capítulo 110 de esta NOM y se deben ubicar por lo menos a 30 m de los dormitorios.

207.4.3 Equipos en la plataforma. Los equipos instalados en la plataforma deben cumplir con los requisitos

de la sección 107.6 y del capítulo 108 de esta NOM.

207.4.4 Estructuras metálicas. Se debe realizar un análisis de vibraciones de las estructuras metálicas

para diseñar los medios para evitar o mitigar los efectos de la resonancia en dichas estructuras.

207.5 Sistemas eléctricos. En los sistemas de generación, distribución y utilización de potencia eléctrica se

deben utilizar procedimientos y disp ositivos de seguridad específicos para terminales costa afuera de

conformidad con las Normas Aplicables y con los requisitos adicionales siguientes:

207.5.1 Se deben utilizar sistemas eléctricos completa mente aislados. No se deben usar sistemas de

generación y distribución de potencia eléctrica ate rrizados para unidades que manejan gases licuados

inflamables, a menos que se demuestre que ninguna corriente de falla a tierra atraviesa alguna zona

peligrosa. La aplicación de sistemas aterrizados está restringida para minimizar la probabilidad de que

corrientes altas de falla pasen a través de la estructura de la unidad, a fin de prevenir el riesgo de que un

punto caliente o una chispa en alguna discontinuidad de la estructura puedan encender una atmósfera

potencialmente explosiva. Las corrientes que pasan a través de las placas en los tanques de almacenamiento

y los espacios adyacentes son las que presentan el riesgo mayor, porque una mezcla aire-gas puede

permanecer no detectada por largo tiempo en los compar timentos de la EFG adyacentes a los tanques de

almacenamiento.

207.5.2 La terminal de almacenamiento de GNL debe cont ar con dos sistemas de generación de energía

eléctrica independientes, el principal y el de emerge ncia. Cada uno de estos sistemas debe tener capacidad

para suministrar la potencia requerida tanto en condiciones normales como en condiciones anormales de

operación, así como en condiciones de emergencia . Los sistemas deben contener las características

siguientes:

a) Se deben utilizar motores reciprocantes o turbinas de gas para impulsar los generadores eléctricos en

condiciones normales.

b) Se deben utilizar motores diesel para impulsar los generadores eléctricos en caso de emergencia y para

poner en servicio los sistemas.

c) Los generadores de emergencia con motor diesel deben arrancar y tomar la carga automáticamente

cuando falle la fuente de potencia eléctrica principal. Estos generadores deben contar con un tanque local de

diesel con capacidad para operar por lo menos 4 horas a carga nominal de la terminal.

d) El sistema de emergencia debe tener capacidad para su ministrar potencia al menos por cuatro días

para la señalización por luz o señalización por sonido de la estructura de la terminal de almacenamiento de

GNL.

e) Los generadores eléctricos deben estar ubicados en áreas no peligrosas. El equipo interior de los

conjuntos de generadores encerrados debe ser apropiado para servicio en áreas peligrosas.

f) Las tomas de aire para combustión de los motores de combustión interna deben ubicarse en sitios no

peligrosos para minimizar el riesgo de que aspiren mezclas inflamables; dichas tomas deben contar con

monitoreo de gases inflamables.

g) Los escapes de los motores de combustión interna deben estar en áreas no peligrosas y descargar al

exterior; cuando ello no sea posible, los escapes deben protegerse utilizando métodos alternos para que no

constituyan una fuente de ignición.

207.5.3 Sistemas de instrumentación. Los sistemas de instrumentación deben cumplir con los requisitos

del capítulo 112 de esta NOM.

207.5.4 Los sistemas de protección de los circuitos eléctricos en áreas peligrosas deben cumplir con los

requisitos generales establecidos en las Normas Aplicables y con los requisitos adicionales siguientes:

a) En los sistemas de distribución aislados se debe monitorear continuamente el nivel de aislamiento a

tierra y, en caso de detectar un nivel anormalmente bajo de conformidad con las Normas Aplicables, se debe

activar una alarma.

b) En los sistemas conectados con impedancia a tierra se debe monitorear continuamente la corriente en

la conexión a tierra y, en caso de que se exceda del valor especificado en las Normas Aplicables, se debe

limitar o interrumpir la corriente de falla y activar una alarma.

c) En los sistemas conectados a tierra se debe monitorear continuamente la corriente de fuga a tierra y, en

caso de que se detecte una corriente excesiva, debe contar con un dispositivo para limitarla automáticamente.

Los circuitos monofásicos conectados a un sistema de c uatro hilos deben estar protegidos con interruptores

sensibles a las corrientes residuales (30 mA).

207.5.5 Se deben establecer las Normas Aplicables para la selección de equipos eléctricos en las áreas

peligrosas, la instalación eléctrica y los cables utilizados.

207.6 Sistemas de servicios de apoyo al sistema de manejo y vaporización de GNL. El diseño e instalación

del sistema de servicios de apoyo al sistema de manejo y vaporización de GNL debe cumplir con los

requisitos establecidos en las Normas Aplicables para asegurar su operación correcta y segura de la terminal

de almacenamiento de GNL.

207.7 Sistemas de venteo y quemador. Los dispositiv os de relevo de presión no deben desfogar

directamente a la atmósfera; se de be instalar un sistema de venteo para re colectar el gas liberado por los

dispositivos de relevo de presión y otros procesos de venteo de gas y conducirlo a un mástil o quemador para

su eliminación segura, determinada de acuerdo con los es tudios correspondientes de dispersión de nubes de

vapor y de radiación térmica, realizados conforme con la metodología del capítulo 106 de esta NOM. Este

sistema puede estar compuesto por dos subsistemas independientes de alta y baja presión.

207.7.1 Capacidad del sistema de venteo y quemador

a) El sistema de venteo y quemador debe tener capacidad para desfogar el mayor flujo de vapor producido

por una contingencia o la combinación de contingencias probable. El diseño de dicho sistema debe considerar

lo siguiente:

1. Exposición a un incendio. La capacidad de relevo de presión requerida como resultado de una

exposición a un incendio se debe calcular de acuerdo con las Normas Aplicables.

2. Trastorno operacional, es decir, la falla de un dispositivo de control.

3. Otras circunstancias que resulten de fallas de equipo y errores de operación.

4. Desplazamiento de vapor durante el llenado.

5. Gas evaporado súbitamente durante el llenado de los tanques como consecuencia de la mezcla de

GNL de densidades diferentes.

6. Pérdida de refrigeración en el tanque.

7. Entrada de calor por recirculación de GNL.

8. Caída de la presión barométrica.

9. Descarga de un buque de GNL sin retorno de línea de vapor.

10. Paro de uno o todos los compresores de recuperación del vapor generado por ebullición en los

tanques de almacenamiento.

b) La localización del quemador se debe determinar considerando la dirección de los vientos

predominantes para minimizar los riesgos de incendio de la plataforma y de los buques de GNL a la radiación

térmica y para mantener niveles aceptables de dicha radi ación. El flujo térmico producido por la flama del

quemador en los equipos de proceso no debe exceder 5 kW/m 2 en las condiciones má s desfavorables, en

cualquier punto de la plataforma.

c) La ubicación del mástil se debe determinar considerando la dirección de los vientos predominantes para

minimizar el riesgo de que una nube de gas inflamable alcance una fuente de ignición.

207.8 Espacios de alojamiento y dormitorios

207.8.1 Los espacios de alojamiento, dormitorios y el cu arto de control deben estar ubicados fuera de las

áreas de riesgo y no podrán ubicar