Numeral 8 — 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).

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/(m 2•°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 alma cenado 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, constr uidos 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 (– 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 u na 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 cont ar 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 fl uido 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 de be 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 R

p = 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 di seño de acuerdo con ASCE 7.

Puede usarse un factor de modificación de respuesta R p = 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 confo rmidad 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 tant o 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 medi o 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 tu bería 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 necesari as 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 soldadur a 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 cr iogénico 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 de l 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 tu bo externo, no alcance al asiento de cierre de

dicha válvula.

e) Los tanques con conexiones mayores de 25 mm de di ámetro 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 perió dica 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 minimi zar 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 aislamie nto usados para sostener tuberías cuya estabilidad

es esencial para la seguridad de la terminal, de ben 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 re sultado 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 causa da por fragilidad a bajas temperaturas durante la

prueba de presión, las tuberías de acero al carbon o 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 temper atura del medio de prueba y de la temperatura

ambiente durante la prueba. Estos registros se d eben 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 resi stencia 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 tem peratura 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 c on las Normas Aplicables, por ejemplo, ASME B

31.3.

112.7.2.3 Todas las soldaduras de enchufe y de file te 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), la s 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, compon entes 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 pres ión 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 pr esión 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 dispositiv os 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 vent eo 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 es tar 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 t ubo 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 envo lvente al vacío debe contar con medios para

verificar los niveles de vacío y méto dos 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 envolvent e 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 magnit udes 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 contro lar 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 si stemas de control de par o 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 rea lizado 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 eléc trico, 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 fa lla 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 equi po 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 independien te 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 pa ra que, en caso de falla de energía eléctrica o de

instrumentos neumáticos, el sistem a 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 m 3 deben contar con la instrumentac ión y servicios eléctricos de

conformidad con las Normas Aplicables.

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

instrumentos siguientes:

a) Dispositivos de llenado del tanque desde la parte su perior 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 to men las medidas necesarias para evitar que se

sobrepase el nivel más alto permitido para el GNL.

g) Dispositivos de cierre automático de llenado a nive l 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 de l 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 sist ema de calentamiento de los cimientos del tanque,

en su caso.

r) Sondas de temperatura y medi dores 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 flui do 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 energí a 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 eléctr icos, 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 ti po 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, alternativ amente, 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, eq uipos 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 almace namiento 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 fl uidos, 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 localizad as 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 automáticamen te cuando falla el suministro de energía, el

dispositivo de operación y su fuent e 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 pr otegidos 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 desca rgar 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. La s 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 metálic as 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 so porte 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 inst alar un Sistema de Paro de Emergencia (PDE) de

acuerdo con las Normas Aplicables.

114.7.8 Se debe instalar un sistema de Desconexión Rá pida 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 relacionad o 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 cond iciones de operación, cierre, conexión, desconexión

y otras que deben ser incluidas en el Manual de Em ergencias. Debe tener otro sistema de comunicación

separado para caso de emergencia. Este sistema de co municación 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 emergencia s 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, amenaza s, 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 necesar io 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 equi po 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 cont ra 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 in stalar, 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 f unción 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 centra lizado en el centro de control de la Terminal de

GNL. Este sistema PDE centralizado debe ser indep endiente del sistema de control general y debe

actuar con prioridad sobre éste.

f) Las señales de los detectores de gas y fuego se d eben 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 temperat ura 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 Termina l 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 tuber ías, así como para el control de

fugas y derrames sin ignición, a menos que como resultado de una eval