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NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-006-ASEA-2017, ESPECIFICACIONES Y CRITERIOS TÉCNICOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL, SEGURIDAD OPERATIVA Y PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE PARA EL DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, PRE-ARRANQUE, OPERACIÓN, MANTENIMIENTO, CIERRE Y DESMANTELAMIENTO DE LAS INSTALACIONES TERRESTRES DE ALMACENAMIENTO DE PETROLÍFEROS Y PETRÓLEO, EXCEPTO PARA GAS LICUADO DE PETRÓLEO.CARLOS SALVADOR DE REGULES RUIZ-FUNES, Director Ejecutivo de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos y Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, con fundamento en el artículo Transitorio Décimo Noveno, segundo párrafo, del decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el día 20 de diciembre del 2013; 1o., 2o., 3o., fracción XI, incisos b) y e), 5o., fracciones III, IV, XX y XXX, 6o., fracción I, incisos a), b) y d), fracción II, inciso a), 27 y 31, fracciones IV y VIII de la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos; 95 y 129 de la Ley de Hidrocarburos; 1o., 2o., 17 y 26, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1o. y 4o. de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 1o., 38, fracciones II y IX, 40, fracciones I, III, XI y XVIII, 41, 43, 47, 73 y 74 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 28, 33 y 34 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1o., 2o., fracción XXXI, inciso d), y segundo párrafo, 5o., fracción I, 41, 42, 43, fracciones VI, VIII y 45 BIS segundo párrafo del Reglamento Interior de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales; 1o. y 3o., fracciones V, VIII, XV, XX y XLVII del Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, y

CONSIDERANDO

Que el 20 de diciembre de 2013, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía, en cuyo artículo Transitorio Décimo Noveno se establece como mandato al Congreso de la Unión realizar adecuaciones al marco jurídico para crear la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, como órgano administrativo desconcentrado de la Secretaría del ramo en materia de Medio Ambiente, con autonomía técnica y de gestión; con atribuciones para regular y supervisar, en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente,las instalaciones y actividades del Sector Hidrocarburos, así como el control integral de residuos y emisiones contaminantes.

Que el 11 de agosto de 2014 se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Ley de Hidrocarburos cuyo artículo 95 establece que la industria del Sector Hidrocarburos es de exclusiva jurisdicción federal, por lo que en consecuencia, únicamente el Gobierno Federal puede dictar las disposiciones técnicas, reglamentarias y de regulación en la materia, incluyendo aquéllas relacionadas con el desarrollo sustentable, el equilibrio ecológico y la protección al medio ambiente en el desarrollo de la referida industria.

Que de conformidad con lo establecido en el artículo 129 de la Ley de Hidrocarburos, corresponde a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos emitir la regulación y la normatividad aplicable en materia de Seguridad Industrial y Seguridad Operativa, así como de protección al medio ambiente en la industria de Hidrocarburos, a fin de promover, aprovechar y desarrollar de manera sustentable las actividades de dicha industria y aportar los elementos técnicos para el diseño y la definición de la política pública en materia energética, de protección al medio ambiente y recursos naturales.

Que el 11 de agosto de 2014, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, en la cual se establece que ésta tiene por objeto la protección de las personas, el medio ambiente y las instalaciones del Sector Hidrocarburos.

Que el 31 de octubre de 2014 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos en el que se detalla el conjunto de facultades que debe ejercer esta Agencia.

Que el 24 de noviembre de 2015, la Comisión Reguladora de Energía publicó el A/053/2015 Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía interpreta, para efectos  administrativos, la Ley de Hidrocarburos, a fin de definir el alcance de la regulación en  materia de petrolíferos y petroquímicos.

 

Que el artículo 40 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, con una visión de prevención, dispone como finalidades de las Normas Oficiales Mexicanas, las de establecer las características y/o especificaciones que: a) deban reunir los Productos y procesos cuando éstos puedan constituir un riesgo para la seguridad de las personas o dañar la salud humana, animal, vegetal, el medio ambiente general y laboral, o para la preservación de recursos naturales, b) deban reunir los servicios cuando éstos puedan constituir un riesgo para la seguridad de las personas o dañar la salud humana, animal, vegetal o el medio ambiente general y laboral o cuando se trate de la prestación de servicios de forma generalizada para el consumidor, c) criterios y procedimientos que permitan proteger y promover la salud de las personas, animales o vegetales y d) Se requiera normalizar productos, métodos, procesos, sistemas o prácticas industriales, comerciales o de servicios de conformidad con otras disposiciones legales, siempre que se observe lo dispuesto por los artículos 45 a 47.

Que la actividad de Almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo es considerada una de las más importantes en la cadena del Sector Hidrocarburos toda vez que contribuye a mantener la estabilidad en las reservas, así como impulsar otras actividades relacionadas; por tal motivo debe llevarse a cabo aplicando procedimientos que impidan poner en riesgo la Seguridad Industrial, Operativa y la Protección al Medio Ambiente.

Que de acuerdo con los análisis llevados a cabo por la Secretaría de Energía, se espera que en los próximos diez años la producción y demanda de Petrolíferos aumentará, en particular se calcula una tasa media de crecimiento de 3.8 y 5.2 para el caso de las gasolinas y el diésel, respectivamente. A ello se suma el hecho de que como resultado de las reformas a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, se espera un incremento en la demanda de empresas privadas nacionales y extranjeras que realicen actividades de producción, distribucióny venta de Petrolíferos, lo que en consecuencia implica necesariamente un crecimiento inmediato en la demanda de más instalaciones terrestres de Almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo.

Que de acuerdo a las consideraciones referidas en los párrafos anteriores, es necesario emitir un documento normativo obligatorio que proporcione certeza respecto de la operación y eficiencia de las instalaciones terrestres de almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo. Por ello, la emisión de la presente Norma Oficial Mexicana contribuirá por una parte a subsanar las deficiencias que pudieran presentarse en las diferentes etapas de la actividad de almacenamiento al brindar certeza jurídica respecto de las especificaciones que en materia de Seguridad Industrial y Operativa deben observarse durante el Diseño, laConstrucción, el Pre-Arranque, la Operación, Mantenimiento, Cierre y Desmantelamiento de las instalaciones terrestres de almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo, excepto de Gas Licuado de Petróleo. Por otra parte, la emisión de la Norma Oficial Mexicana contribuye a controlar los riesgos de que se presenten incidentes o accidentes, en particular explosiones, incendios o derrames que además de ocasionar afectaciones a las personas y al medio ambiente, provocarían pérdidas financieras a los Regulados. Indirectamente esta pieza regulatoria favorecerá la seguridad energética al contar con instalaciones que contribuyan a mantener un almacenamiento seguro de los Petrolíferos y Petróleo.

Que el Proyecto de Norma Oficial Mexicana fue aprobado por el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos en su séptima sesión extraordinaria celebrada el día 2 de octubre de 2017, para su publicación como Proyecto, ya que cumplía con todos y cada uno de los requisitos para someterse al periodo de consulta pública, mismo que tiene una duración de 60 días naturales, los cuales empezarán a contar a partir del día siguiente de la fecha de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.

Que en cumplimiento a lo establecido en la fracción I del artículo 47 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, el 2 de noviembre de 2017 se publicó en el Diario Oficial de la Federación, con carácter de Proyecto, la Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-006-ASEA-2017, Especificaciones y criterios técnicos de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente para el Diseño, Construcción, Pre-arranque, Operación, Mantenimiento, Cierre y Desmantelamiento de las instalaciones terrestres de Almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo, excepto para Gas Licuado de Petróleo, con el fin de que dentro de los 60 días naturales siguientes a su publicación, los interesados presentarán sus comentarios ante el ComitéConsultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos sito en Av. 5 de mayo No. 290, Colonia San Lorenzo Tlaltenango, C.P. 11210, Delegación Miguel Hidalgo, Ciudad de México (Parque Bicentenario), o bien, al correo electrónico: david.hernandez@asea.gob.mx.

Que durante el plazo aludido en el párrafo anterior, la Manifestación de Impacto Regulatorio correspondiente estuvo a disposición del público en general para su consulta en el domicilio señalado, de conformidad con el artículo 45 del citado ordenamiento.

Que en la sexta sesión ordinaria del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, se aprobó la presentación y en su caso

aprobación de la ampliación del plazo que establece el artículo 47, fracción II de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización para la presentación y en su caso aprobación de las respuestas a los comentarios recibidos al Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-006-ASEA-2017, Especificaciones y criterios técnicos de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente para el diseño, construcción, pre-arranque, operación, mantenimiento, cierre y desmantelamiento de las instalaciones terrestres de almacenamiento de petrolíferos y petróleo, excepto para gas licuado de petróleo, publicada en elDiario Oficial de la Federación el 2 de noviembre de 2017 para consulta pública, de conformidad con lo dispuesto por los artículos 2 y 31 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

Que cumplido el procedimiento establecido en los artículos 38, 44, 45, 47 y demás aplicables de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento, para la elaboración de Normas Oficiales Mexicanas el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos en su Novena Sesión Extraordinaria de fecha 23 de marzo de 2018 aprobó la respuesta a comentarios y la presente Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017, Especificaciones y criterios técnicos de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al MedioAmbiente para el Diseño, Construcción, Pre-arranque, Operación, Mantenimiento, Cierre y Desmantelamiento de las instalaciones terrestres de almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo, excepto para Gas Licuado de Petróleo.

Ciudad de México a los siete días del mes de junio de dos mil dieciocho.- El Director Ejecutivo de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos y Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, Carlos Salvador de Regules Ruiz-Funes.- Rúbrica

En virtud de lo antes expuesto, se tiene a bien expedir la presente:

NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-006-ASEA-2017, ESPECIFICACIONES Y CRITERIOS TÉCNICOS DE
SEGURIDAD INDUSTRIAL, SEGURIDAD OPERATIVA Y PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE PARA EL
DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, PRE-ARRANQUE, OPERACIÓN, MANTENIMIENTO, CIERRE Y
DESMANTELAMIENTO DE LAS INSTALACIONES TERRESTRES DE ALMACENAMIENTO DE
PETROLÍFEROS Y PETRÓLEO, EXCEPTO PARA GAS LICUADO DE PETRÓLEO

PREFACIO

La presente Norma Oficial Mexicana, fue elaborada por el Comité Consultivo Nacional de Normalización en Materia de Seguridad Industrial, Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, con la colaboración de los sectores siguientes:

1. a)Dependencias y Entidades de la Administración Pública Federal:
2. Secretaría de Energía.

Dirección General de Petrolíferos.

2. Comisión Ambiental de la Megalópolis.
3. Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias.
4. Aeropuertos y Servicios Auxiliares.
5. Grupo Aeroportuario de la Ciudad de México.
6. Instituto Mexicano del Petróleo.
7. b)Organizaciones Industriales y Asociaciones del Ramo:
8. Asociación Mexicana de Distribuidores de Energéticos.
9. Asociación Mexicana de Distribuidores de Combustibles.
10. Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos.
11. Asociación Nacional de Distribuidores en Combustibles y Lubricantes.
12. Asociación Mexicana de Proveedores de Estaciones de Servicio.
13. Grupo Nacional de Mayoristas en Combustibles y Lubricantes.
14. Organización Nacional de Expendedores de Petróleo.
15. Rockwell Automation de México, S.A. de C.V.

 

9. VOPAK México, S.A. de C.V.
10. Instalaciones de Gas SIGMA, S.A. de C.V.
11. Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas, A. C.
12. c)Instituciones de investigación científica y profesionales:
13. Centro de Investigación de Tecnología Avanzada de Querétaro.

INDICE DEL CONTENIDO

1. Objetivo
2. Campo de Aplicación
3. Referencias
4. Definiciones
5. Ubicación del predio
6. Distribución de las instalaciones terrestres de almacenamiento, Recepción y Entrega
7. Distanciamiento
8. Diseño
9. Construcción
10. Pre-Arranque
11. Operación
12. Mantenimiento
13. Cierre y Desmantelamiento
14. Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad
15. Grado de concordancia
16. Vigilancia

TRANSITORIOS

Apéndice A Normativo    Sistema de Recuperación de Vapores

Apéndice B Normativo    Almacenamiento de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles vinculados al proceso de mezclado o preparación de gasolinas

17. Bibliografía
18. Objetivo

La presente Norma Oficial Mexicana establece las especificaciones, criterios técnicos y requisitos de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente, que se deben cumplir en el Diseño, Construcción, Pre-Arranque, Operación, Mantenimiento, Cierre y Desmantelamiento de instalaciones terrestres de almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo, excepto para Gas Licuado de Petróleo; así como las áreas de Recepción y Entrega dentro de la instalación, y para el almacenamiento dentro de la instalación de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, vinculados al proceso de mezclado o preparación de gasolinas.

2. Campo de Aplicación

La presente Norma Oficial Mexicana aplica en todo el territorio nacional y las zonas sobre las que la Nación ejerce su soberanía y jurisdicción, es de observancia general y obligatoria para los Regulados que realicen las etapas de Diseño, Construcción, Pre-Arranque, Operación, Mantenimiento, Cierre y Desmantelamiento de instalaciones terrestres de almacenamiento, las cuales deben contar con áreas destinadas a la Recepción, almacenamiento y Entrega de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo, así como de los Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, vinculados al proceso de mezclado o preparación de gasolinas de acuerdo a los siguientes casos:

1. a)El almacenamiento de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y ésta se realice en tanques subterráneos y/o superficiales del tipo horizontal y/o vertical;
2. b)El almacenamiento de Petróleo y ésta se realice en tanques subterráneos y/o superficiales del tipo

horizontal y/o vertical;

1. c)Los criterios para la integración del Sistema de Recuperación de Vapores (SRV), en la fase 0, descritos en el Apéndice A Normativo;
2. d)Los Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles almacenados dentro de la instalación terrestre de almacenamiento de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo, vinculados al proceso de mezclado o preparación de gasolinas, descritos en el Apéndice B Normativo, y
3. e)Las áreas de Recepción y Entrega dentro de las instalaciones terrestres de almacenamiento de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo), Petróleo, Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, vinculados al proceso de mezclado o preparación de gasolinas, en las siguientes modalidades de operación:

1)   Punto dentro de las instalaciones terrestres de almacenamiento para conectividad con un sistema de transporte por ducto o una instalación terrestre que recibe o Entrega por vía Buque-tanque;

2)   Descarga de Auto-tanqueâtanque de almacenamiento;

3)   Descarga de Carro-tanqueâtanque de almacenamiento;

4)   Carga de Auto-tanque desde un tanque de almacenamiento;

5)   Carga de Carro-tanque desde un tanque de almacenamiento, y

6)   Trasvase de tanque a tanque.

La presente Norma Oficial Mexicana no es aplicable en los siguientes casos:

1. a)Almacenamientos integrados dentro de las unidades de proceso, cuya capacidad estará limitada a la necesaria para la continuidad del mismo;
2. b)Almacenamientos de sustancias químicas que no estén indicados en el Apéndice B Normativo de esta Norma Oficial Mexicana;
3. c)Almacenamiento de Petrolíferos en Estaciones de Servicio para auto consumo y expendio de Diésel y Gasolinas, y
4. d)Almacenamiento de Petrolíferos y de Petróleo utilizado dentro del proceso de una refinería, de una instalación de tratamiento de Petróleo crudo o de un Complejo Procesador de Gas (CPG).
5. Referencias

Los siguientes documentos referidos vigentes, los que los modifiquen o sustituyan son indispensables para la aplicación de esta Norma Oficial Mexicana.

• DISPOSICIONESAdministrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la
  conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad
  Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividades del
  Sector Hidrocarburos que se indican
• DISPOSICIONES Administrativas de carácter general que establecen los lineamientos en materia de
  Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente, para el transporte
  terrestre por medio de Ductos de Petróleo, Petrolíferos y Petroquímicos
• Norma Oficial Mexicana NOM-005-ASEA-2016 Diseño, construcción, operación y mantenimiento de
  Estaciones de Servicio para almacenamiento y expendio de diésel y gasolinas
• Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012 Instalaciones Eléctricas (Utilización)
• Norma Oficial Mexicana NOM-022-STPS-2008 Electricidad estática en los centros de trabajo-
  Condiciones de seguridad
• RES/811/2015 RESOLUCIÓN por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las
  disposiciones administrativas de carácter general en materia de medición aplicables a la actividad de
  almacenamiento de petróleo, petrolíferos y petroquímicos
• RES/899/2015 RESOLUCIÓN por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las
  disposiciones administrativas de carácter general en materia de acceso abierto y prestación de los
  servicios de transporte por ducto y almacenamiento de petrolíferos y petroquímicos

 

• API 6DSpecification for Pipeline Valves
• API 421Design and operation of oil-water separators
• API 521Pressure-relieving and Depressuring Systems
• API 570 Piping Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping
  Systems
• API 594Dual Plate Check Valves
• API 598 Valve Inspection and Testing
• API 599Metal Plug Valves-Flanged, Threaded, and Welding Ends
• API 600Cast Steel Valves
• API 602Gate, Globe, and Check Valves for Sizes DN 100 (NPS 4) and Smaller for the Petroleum and
  Natural Gas Industries
• API 607/6FA Fire Safe Ball Valve Manufacturer
• API 609Butterfly Valves: Double-flanged, Lug-and Wafer-type
• API 620Design and Construction of Large, Welded, Low-pressure Storage Tanks
• API 623Steel Globe Valves-Flanged and Butt-welding Ends, Bolted Bonnets
• API 650Welded Steel Tanks for Oil Storage
• API 652Linings of Aboveground Petroleum Storage Tank Bottoms
• API 653 Tank inspection, repair and reconstruction
• API 2000Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks
• API 2610Design, Construction, Operation, Maintenance, and Inspection of Terminal & Tank Facilities
• API RP 520Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries
• API RP 1004Bottom Loading and Vapor Recovery for MC-306 Tank Motor Vehicles
• API RP 1632 Cathodic Protection of Underground Petroleum Storage Tanks and Piping Systems
• ASME B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings
• ASME B16.10 Face to face and end- to-end dimensions of valves
• ASME B16.11 Forged fittings, socket-welding and threaded
• ASME B16.47 Class 150 Series A Welding Neck Flanges
• ASME B31Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids
• ASME B31.3Design of chemical and petroleum plants and refineries processing chemicals and
  hydrocarbons, water and steam
• ASME B31.4Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids
• ASTM A193 Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting for High Temperature
  or High Pressure Service and Other Special Purpose Applications
• ASTM A194 Standard Specification for Carbon Steel, Alloy Steel, and Stainless Steel Nuts for Bolts
  for High Pressure or High Temperature Service, or Both
• ASTM A325 Standard Specification for Structural Bolts, Steel, Heat Treated, 120/105 ksi Minimum
  Tensile Strength
• ASTM B16.34 Valves-Flanged, Threaded and Welding End
• ANSI B16.34 Valves and Fittings Package
• ANSI B31.3Process Piping Guide
• ANSI B31.4Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries
• ANSI/ASME B36.10 Welded and Seamless Wrought Steel Pipe
• BS EN 13565-2 Fixed firefighting systems-Foam systems-Part 2: Design, construction and
  maintenance

 

• EI 1529 Aviation fuelling hose and hose assemblie
• EI 1540 Design, construction, commissioning, maintenance and testing of aviation fuelling facilities
• EI 1581 Specifications and laboratory qualificaction procedure for aviation fuel filter/wáter separators
• IEC 60079 Explosive atmospheres-Part 11: Equipment protection by intrinsic safety
• IEC 60079 Explosive atmospheres-Part 29-2: Gas detectors-Selection, installation, use and
  maintenance of detectors for flammable gases and oxygen
• IEC 60849 Sound systems for emergency purposes
• IEC61511 Functional Safety: Safety Instrument Systems For de Process Industry
• IEEE 515Standard for the Testing, Design, Installation, and Maintenance of Electrical Resistance
  Trace Heating for Industrial Applications
• EN 1765Rubber hose assemblies for oil suction and discharge services-Specification for the
  assemblies
• Design and Construction Specification for Marine Loading Arms, 3rd Edition. Oíl Companies
  International Marine Forum (OCIMF)
• ISGOTT International Safety Guide for Oil Tankers and Terminals
• SIGTTO ESD, Arrangements & linked ship shore systems
• ISO 2929Rubber hoses and hose assemblies for bulk fuel delivery by truckâSpecification
• ISO 8504-1Preparation of steel substrates before application of paints and related products – Surface
  preparation methods-Part 1: General principles
• ISO 10434Bolted bonnet steel gate valves for the petroleum, petrochemical and allied industries
• ISO 12944-1-8 Corrosion protection of steel structures by protective paint systems
• ISO 12944-5 Paints and varnishes-Corrosion protection of steel structures by protective paint
  systemsâPart 5: Protective paint systems
• ISO 14313Petroleum and natural gas industries-Pipeline transportation systems-Pipeline valves
• ISO 14224Petroleum, petrochemical and natural gas industries- Collection and exchange of reliability
  and maintenance data for equipment
• ISO 7240 Part 7: Point-type smoke detectors using scattered light, transmitted light or ionization
• ISO 7240 Part 9: Test fires for fire detectors (Technical Specification)
• ISO 7240 Part 10: Point-type flame detectors
• ISO 7240 Part 16: Sound system control and indicating equipment
• ISO 7240 Part 19: Design, installation, commissioning and service of sound systems for emergency
  purposes
• NACE RP 0169 Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems
• NACE RP 0193 External Cathodic Protection of On-Grade Carbon Steel Storage Tank Bottoms
• NACE RP 0285 Corrosion Control of Underground Storage Tank Systems by Cathodic Protection
• NFPA 11 Standard for Low, Medium, and High-Expansion Foam
• NFPA 13 Standard for the Installation of Sprinkler Systems
• NFPA 14Standard for the Installation of Standpipe and Hose Systems
• NFPA 15Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection
• NFPA 16Standard for the Installation of Foam-Water Sprinkler and Foam-Water Spray Systems
• NFPA 20Standard for the Installation of Stationary Pumps for Fire Protection
• NFPA 22Standard for Water Tanks for Private Fire Protection
• NFPA 24Standard for the Installation of Private Fire Service Mains and Their Appurtenances
• NFPA 25Standard for the Inspection, Testing, and Maintenance of Water-Based Fire Protection
  Systems

 

• NFPA 30Flammable and combustible liquids code
• NFPA 69Standard on Explosion Prevention Systems
• NFPA 72 National Fire Alarm and Signaling Code
• NFPA 407 Standard for Aircraft Fuel Servicing
• NFPA Fire Protection Handbook, Twentieth Edition 2008
• UL 58 Standard for Steel Underground Tanks for Flammable and Combustible Liquids
• UL 142 Standard for Steel Aboveground Tanks for Flammable and Combustible Liquids
• UL 515Standard for Electrical Resistance Trace Heating for Commercial Applications
• UL 1316 Glass Fiber Reinforced Plastic Underground Storage Tanks for Petroleum Products,
  Alcohols, and Alcohol-Gasoline Mixtures
• UL 1746 Standard for External Corrosion Protection Systems For Steel Underground Storage Tanks
• USCG 33 CFR 154Facilities transferring oil or hazardous material in bulk
• USCG 46 CFR 39Vapor control systems

4. Definiciones

Para efectos de la aplicación e interpretación de la presente Norma Oficial Mexicana, se aplican en singular o plural los conceptos y definiciones previstos en la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, el Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, la Ley de Hidrocarburos, el Reglamento de las Actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos, la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, el Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología yNormalización, las DISPOSICIONES Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividades del Sector Hidrocarburos que se indican o aquella que la modifique o sustituya, emitidas por la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos aplicables y a las definiciones siguientes:

4.1 Aditivo: Sustancia química añadida a los Petrolíferos con el objeto de proporcionarles propiedades específicas, se excluyen los oxigenantes que se agregan a las gasolinas y los odorizantes al Gas Licuado de Petróleo.

4.2 Análisis de Consecuencias: La evaluación cuantitativa de la evolución espacial y temporal de las variables físicas representativas de los  fenómenos peligrosos  en los que intervienen sustancias peligrosas, y sus posibles efectos sobre las personas, el medio ambiente y los bienes, con el fin de estimar la naturaleza y magnitud del daño.

4.3 Análisis de Capas de Protección: Herramienta semi-cuantitativa de análisis y evaluación de riesgos que permite determinar si se requieren implementar Capas de Protección Independientes de seguridad en los escenarios de mayor riesgo identificados en el Análisis de Riesgos, comúnmente denominado LOPA por sus siglas en inglés Layers Of Protection Analysis.

4.4 Anemómetro: Dispositivo que mide y registra la rapidez y velocidad del viento.

4.5 Apartarrayos: Dispositivo protector que limita las sobretensiones transitorias descargando o desviando la sobrecorriente así producida, y evitando que continúe el paso de la corriente eléctrica, capaz de repetir esta función.

4.6 Biocombustible: Combustible producido directa o indirectamente con biomasa, como la leña, el carbón, el bioetanol, el biodiesel, el biogás (metano) o el biohidrógeno.

4.7 Bitácora de Registro: Documento físico o electrónico para el registro de la ejecución de tareas, alarmas y eventos relacionados con los mecanismos de medición.

4.8 Calabrote: Cabo grueso que se utiliza para amarre o remolque de embarcaciones.

4.9 Certificaciones UL (Underwriters Laboratories), ULC (Underwriters Laboratories de Canadá) o cualquier certificado equivalente: Certificación que valida pruebas, verificación, auditoría, asesoría y capacitación de servicios relacionada con la seguridad.

4.10 Cierre: Etapa de desarrollo de un Proyecto del Sector Hidrocarburos, en la cual una Instalación deja de operar de manera temporal o definitiva, en condiciones seguras y libre de Hidrocarburos, Petrolíferos o

cualquier producto resultado o inherente al proceso, o que cumpla con los máximos valores de concentración establecidos en la regulación correspondiente.

4.11 Clasificación de Áreas Eléctricas:

4.11.1 Clase I, Grupo D, División 1: Sus características son las siguientes:

1. a)Áreas en las cuales la concentración de gases o vapores existe de manera continua, intermitente o periódicamente en el ambiente, bajo condiciones normales de operación.
2. b)Zonas en las que la concentración de algunos gases o vapores puede existir frecuentemente por reparaciones de Mantenimiento o por fugas de combustible.
3. c)Áreas en las cuales, por falla del equipo de operación, los gases o vapores inflamables pudieran fugarse hasta alcanzar concentraciones peligrosas y simultáneamente ocurrir fallas del equipo eléctrico.

4.11.2 Clase I, Grupo D, División 2: Sus características son las siguientes:

1. a)Áreas en las cuales se manejan o usan líquidos volátiles o gases inflamables que normalmente se encuentran dentro de recipientes o sistemas cerrados, de los que pueden escaparse sólo en caso de ruptura accidental u operación anormal del equipo.
2. b)Áreas adyacentes a zonas de la Clase I, Grupo D, División 1, en donde las concentraciones peligrosas de gases o vapores pudieran ocasionalmente llegar a comunicarse.

4.12 Clasificación de Líquidos:

4.12.1 Líquidos inflamables divididos en:

22. a)Clase IA:cualquier líquido con punto de inflamación inferior a 22.78 °C (296 °K) y punto de ebullición inferior a 37.78 °C (311 °K).
23. b)ClaseIB:cualquier líquido con punto de inflamación inferior a 22.78 °C (296 °K) y punto de ebullición igual o superior a 37.78 °C (311 °K).
24. c)Clase IC:cualquier líquido con punto de inflamación igual o superior a 22.78 °C (296 °K), pero inferior a 37.78 °C (311 °K).

4.12.2 Líquidos combustibles divididos en:

37. a)Clase II: Cualquier líquido con punto de inflamación igual o superior a 37.8 °C (373.15 °K) e inferior a 60 °C (333.15 °K).
38. b)Clase III: Cualquier líquido con un punto de inflamación igual o superior a 60 °C (333.15 °K).
39. Clase IIIA: Cualquier líquido con punto de inflamación igual o superior a 60 °C (333.15 °K), pero inferior a 93.33 °C (366.48 °K).
40. Clase IIIB: Cualquier líquido con punto de inflamación igual o superior a 93.33 °C (366.48 °K).

4.13 Confiabilidad: Serie de procesos de mejora continua, que incorporan en forma sistemática, avanzadas herramientas de diagnóstico, metodologías de análisis y nuevas tecnologías, para optimizar la gestión, planeación, ejecución y control, de los procesos de Recepción, almacenamiento y Entrega de combustibles líquidos.

4.14 Combustibles para aeronaves: Se refiere a los Petrolíferos denominados turbosina y gasavión.

4.15 Componentes Oxigenantes: Son alcoholes carburantes, los cuales mezclados con combustibles básicos mejoran las características antidetonantes en el caso de las gasolinas y reducen las emisiones contaminantes generadas en la combustión del combustible.

4.16 Compuestos Orgánicos Volátiles (COV’s): Son componentes orgánicos que están en forma de vapores en la atmósfera; comprenden una amplia gama de sustancias entre las que figuran los Hidrocarburos, los Halocarburos y los Oxigenantes.

4.17 Dictamen: Documento que emite un Tercero autorizado, aprobado, acreditado o certificado, en el cual se establece el resultado de la verificación del cumplimiento de obligaciones normadas en las materias de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de Protección del Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.

4.18 Drenaje aceitoso: Sistema que colecta y desaloja aguas contaminadas con Producto dentro de los diques de contención de los tanques de almacenamiento, áreas de carga, descarga y zonas susceptibles de derrames.

4.19 Drenaje pluvial: Sistema que colecta y desaloja las aguas de lluvia no contaminadas con Productos

dentro de los diques de contención de los tanques de almacenamiento y otras zonas de la planta donde no existe la posibilidad de derrames de Productos.

4.20 Ebullición desbordante (Boil-Over): Un evento en la combustión de ciertos aceites en un tanque abierto en la parte superior cuando, después de un periodo largo de combustión tranquila, hay un súbito incremento en la intensidad del fuego asociado con la expulsión de aceite ardiendo del tanque.

4.21 Emisión: Liberación al ambiente de toda sustancia, en cualquiera de sus estados físicos, o cualquier tipo de energía, proveniente de una fuente.

4.22 Entrega: Actividad en donde el resguardo de los Petrolíferos (excepto Gas Licuado del Petróleo), Petróleo, así como los Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, de las instalaciones terrestres de almacenamiento es entregado (carga) a un medio de transporte para distribución.

4.23 Envolvente: Cilindro de un tanque vertical u horizontal, conformado por placas de acero y unidas por soldadura.

4.24 Frente de ataque: Acceso a través de una calle de servicio, a fin de facilitar las operaciones de contra incendio en caso de siniestro, contando con accesos como: plataformas, rampas, escaleras, barandales y pasarelas para el personal y equipo portátil contra incendio.

4.25 Hallazgo tipo «A»: Desviaciones al cumplimiento de normas, códigos, procedimientos o especificaciones, de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente, que al materializarse un riesgo, pueden ocasionar pérdida de contención de materiales peligrosos, fuga, incendio y/o explosión, que pueden derivar en lesiones y muertes de personal, daños a las instalaciones y al medio ambiente, y que de acuerdo a la matriz utilizada de identificación de peligros, evaluación y jerarquización de riesgos, tiene un riesgo alto, lo cual impide la puesta en operación del equipo o instalaciones nuevas, reparadas, modificadas, que han estado fuera de servicio, o en casos específicos.

4.26 Hallazgo tipo «B»: Desviaciones al cumplimiento de normas, códigos, procedimientos o especificaciones, que al materializarse el riesgo, puede ocasionar lesiones moderadas al personal, a las instalaciones y/o al medio ambiente, y que de acuerdo a la matriz utilizada de identificación de peligros, evaluación y jerarquización de riesgos, tiene un riesgo medio, lo cual no impide la puesta en operación del equipos o instalaciones nuevas, reparadas, modificadas, que han estado fuera de servicio, o en casos específicos, estos riesgos deberán disminuirse tan bajo como sea posible, requieren de la definición y programación de acciones de administración, prevención, control o mitigación de los riesgos e impactos.

4.27 Hallazgo tipo «C»: Desviaciones al cumplimiento de normas, códigos, procedimientos o especificaciones, que al materializarse el riesgo, puede ocasionar lesiones mínimas al personal, a las instalaciones y/o al medio ambiente, y que de acuerdo a la matriz utilizada de identificación de peligros, evaluación y jerarquización de riesgos, tiene un riesgo bajo, lo cual no impide la puesta en operación del equipo o instalaciones nuevas, reparadas, modificadas, que han estado fuera de servicio, o en casos específicos. El riesgo está bajo control; sin embargo, se deberán aplicar mejoras para minimizarlo o eliminarlo.

4.28 Ingeniería básica extendida: Esta etapa de la ingeniería se elabora con documentos que constituyen la ingeniería básica, además de otros documentos que forman parte de la ingeniería de detalle preliminar, de forma tal que permitan desarrollar un plan de ejecución de proyecto que comprometa los fondos y obtenga el financiamiento requerido para la ejecución de las fases restantes del proyecto.

4.29 Ingeniería de detalle: Etapa de la ingeniería que consiste en el Diseño definitivo y especificaciones detalladas para cada componente del sistema de almacenamiento con base en la Ingeniería básica. Incluye la información definitiva sobre diagramas de flujo, diagramas de tuberías e instrumentación, y planos de construcción y memorias técnico descriptivas de los sistemas civil, mecánico, eléctrico, contra incendios, protección catódica (en su caso), control distribuido, paro de emergencia, carga, Trasvase y descarga de Producto.

4.30 Instalación marítima: Instalación de almacenamiento establecida en un puerto, incluida su zona de agua, que permite la realización integral de la operación de carga y descarga vía Buque-tanque.

4.31 Monoboya: Boya anclada en profundidad suficiente en la que se amarran embarcaciones que pueden o no anclarse, para cargar o descargar Productos Petrolíferos y/o Petróleo.

4.32 Muelle: Instalación construida a la orilla del mar, río o lago (muelle marginal) o avanzada en el mar (muelle en espigón), utilizada para efectuar operaciones de carga o descarga. Instalación a la que se atracan las embarcaciones.

4.33 Pararrayos: Dispositivo que se utiliza para descargar la energía estática en la atmósfera (rayos) a «tierra» para protección de edificaciones y estructuras.

 

4.34 Protección de exposiciones: La protección contra incendio para estructuras en propiedades adyacentes al almacenamiento de líquidos provista por un departamento de bomberos local o una brigada contra incendios privada mantenida en la propiedad adyacente al almacenamiento de líquidos, cualquiera de las cuales es capaz de proveer chorros de agua de enfriamiento para proteger la propiedad adyacente al almacenamiento de líquidos.

4.35 Producto: Los Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo), Petróleo, así como los Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles en fase líquida, vinculados al proceso de mezclado o preparación de gasolinas.

4.36 Radio de amortiguamiento: Distancia determinada de acuerdo a la radiación máxima soportable por personas con vestimentas normales en un tiempo prolongado.

4.37 Recepción: Actividad en donde los Petrolíferos (excepto Gas Licuado del Petróleo), Petróleo, así como los Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, son transferidos de un medio de transporte de distribución mediante la descarga para su resguardo en las instalaciones terrestres de almacenamiento.

4.38 Sistema de Recuperación de Vapores (SRV): Conjunto de accesorios, tuberías, conexiones y equipos diseñados para controlar, recuperar, almacenar y/o procesar las emisiones de vapores a la atmósfera, producidos en las operaciones de Trasvase de gasolinas en Fase 0, de la instalaciones terrestres de almacenamiento al Auto-tanque.

4.39 Tanque atmosférico: Tanque de almacenamiento del tipo vertical u horizontal, que ha sido diseñado para operar desde la presión atmosférica hasta una presión de vapor no mayor a 2.5 libras por pulgada cuadrada, destinados para el almacenamiento de Hidrocarburos líquidos o combustibles.

4.40 Tanque superficial confinado: Es aquel tanque de almacenamiento de tipo horizontal de doble contención colocado en bóvedas, con muros, piso y tapa de concreto armado, mampostería de piedra, braza o tabique, que cuenta con cimientos de concreto armado o acero estructural y confinado en gravilla, granzón, arenilla o cualquier material que no sea susceptible a desmoronarse con facilidad y permita compactar eficientemente el relleno de la bóveda.

4.41 Tanque superficial no confinado: Es un tanque de almacenamiento de tipo horizontal de pared sencilla que debe cimentarse sobre silletas de concreto armado o de acero estructural recubiertas de material anticorrosivo.

4.42 Tanque superficial protegido: Tanque de almacenamiento atmosférico superficial con contención secundaria integral y aislamiento térmico que ha sido evaluado para resistir el daño físico y limitar la transferencia de calor al tanque primario, cuando es expuesto a un volumen de hidrocarburo incendiado y está listado de acuerdo con ANSI / UL 2085, o en un procedimiento de prueba equivalente.

4.43 Tanque de techo fijo: Tanque de almacenamiento superficial de tipo vertical atmosférico cubierto por un techo de acero o por un domo de aluminio.

4.44 Tanque de techo flotante externo: Tanque de almacenamiento de tipo vertical abierto a la atmósfera que consta de una membrana de tipo vertical sobre el espejo de Producto que evita la formación del espacio vapor, minimizando pérdidas por evaporación al exterior y reduciendo el daño al Medio Ambiente y el riesgo de formación de mezclas explosivas en las cercanías del tanque.

4.45 Tanque de techo fijo con membrana flotante interna: Tanque de almacenamiento de tipo vertical formado por un techo cónico y una cubierta de aluminio soportada por flotadores tubulares cerrados, o tipo panal de abeja, la cual flota en la superficie del líquido.

4.46 Tanque subterráneo: Tanque de almacenamiento de combustible, cilíndrico de doble contención o pared, el cual es colocado en una fosa de acuerdo a las recomendaciones del fabricante, el cual tiene como fin el almacenamiento de combustibles líquidos.

4.47 Transferencia de custodia: Cambio de responsabilidad en el manejo de petrolíferos entre  actividades permisionadas.

4.48 Trasvase: Operación que consiste en pasar Hidrocarburos o Petrolíferos de un recipiente a otro, por medio de sistemas o equipos diseñados y especificados para tal fin. En términos de esta definición, también se entenderán por trasvase, las operaciones de transferencia, trasiego, carga, descarga, recibo o entrega de Hidrocarburos o Petrolíferos.

4.49 Unidad de Control Local (UCL): Es el equipo encargado de controlar y registrar todas las variables del patín de medición en cada posición de llenado y descarga, también llamado Predeterminador de Llenado (Preset, por su conceptualización en inglés).

 

4.50 Unidad de Recuperación de Vapores (URV): Cualquier sistema de recolección de vapor capaz de recoger y regresar vapores y gases de COV ´s, durante la carga de líquidos orgánicos en los Auto-tanques, de nuevo a un tanque de almacenamiento estacionario, o a un sistema de proceso cerrado.

4.51 Válvula de presión-vacío: Dispositivo de seguridad instalado en los tubos de venteo, o en la cúpula de los tanques de techo fijo de almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo.

4.52 Zona de alto riesgo: Aquella que puede causar daños estructurales a otros equipos o instalación, al personal y al medio ambiente.

5. Ubicación del Predio.

La ubicación del predio donde se construirán las instalaciones terrestres de Almacenamiento, debe considerar como mínimo los siguientes factores:

1. a)El desarrollo presente y planificado de zonas urbanas o industriales;
2. b)Compatibilidad con uso de suelo;
3. c)La proximidad a las áreas pobladas;
4. d)La proximidad a las vías públicas;
5. e)Mecánica de suelos;
6. f)La topografía del sitio, incluyendo la elevación y pendiente;
7. g)Las condiciones de vientos dominantes;
8. h)Las características hidrológicas del lugar;
9. i)El acceso de equipo de ayuda y evacuación a las instalaciones en caso de emergencia;
10. j)El riesgo potencial de instalaciones adyacentes;
11. k)Proximidad con líneas de alta tensión;
12. l)Las normas y reglamentos locales;
13. m)La disponibilidad de agua (servicios y contra incendio);
14. n)La disponibilidad de equipo, instalaciones para atender emergencias y servicios públicos requeridos en caso de presentarse un incidente;
15. o)Análisis de Riesgos que incluya la simulación de eventos y sus consecuencias, y
16. p)La sismicidad del predio estudiado con base al Reglamento de construcción local.

Las nuevas instalaciones terrestres de almacenamiento deben ubicarse alejados de sitios con predios adyacentes en donde existan centros de población.

En caso de instalaciones existentes que se ubiquen en sitios con predios adyacentes en donde existen centros de población, y que registren distancias menores a las establecidas en la presente Norma Oficial Mexicana, deben implementar las recomendaciones resultantes de las respectivas actualizaciones de los Análisis de Riesgos, Análisis de Consecuencias y Análisis de Capas de Protección.

El Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias deben ser actualizados cada cinco años, o antes cuando exista al menos alguna de las condiciones siguientes:

1. a)Accidentes;
2. b)En caso de modificaciones que impliquen cambios en los equipos, instalaciones o procesos originalmente aprobados en la Asignación, Contrato o Permiso otorgado o cualquier otra modificación que afecte el resultado del Análisis de Riesgo en las diferentes etapas de desarrollo del Proyecto, y
3. c)Previo a la etapa de desmantelamiento de las instalaciones.
4. Distribución de las instalaciones terrestres de almacenamiento, Recepción y Entrega

Las instalaciones terrestres de almacenamiento deben contar con áreas destinadas para Recepción, tanques de almacenamiento y Entrega, así como con los sistemas adicionales de seguridad indicados en esta Norma Oficial Mexicana.

Para determinar la distribución de instalaciones terrestres de almacenamiento y sus áreas de Recepción y Entrega se deben tomar en cuenta las medidas de mitigación de riesgo derivadas del Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias, elaborado y sustentado por personal competente en la materia.

 

El Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias debe considerar la cantidad de Producto que se va a almacenar, el número, distribución y tipo de tanques o recipientes para almacenamiento que se van a instalar, el tipo de sistema contra incendio que va a utilizar, sistemas de control e instrumentación para la operación segura, el tamaño de predio disponible, características del terreno donde se ubicará, cantidad, tipo de instalaciones y frecuencia de operaciones de Recepción y Entrega, la proximidad y densidad de asentamientos humanos, la proximidad de instalaciones especiales que contribuyan a incrementar el riesgo o en su defecto que sean susceptibles al riesgo de la instalación, el tipo y número de edificaciones vecinas, entre otros.

El Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias de las instalaciones terrestres de almacenamiento de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo debe incorporar el evento más severo o riesgo mayor que se pueda presentar en la instalación. Dicho escenario debe determinarse mediante la aplicación de técnicas reconocidas de identificación de peligros, probabilidad, frecuencia de ocurrencia y estimación de consecuencias, como el Análisis de Capas de Protección (LOPA), se debe dar seguimiento y cumplimiento a las recomendaciones de los diversos Análisis de Riesgos.

Los tanques que se deben considerar en las instalaciones terrestres de almacenamiento de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo referidos en la presente Norma Oficial Mexicana, son tipo atmosférico superficial (confinado y no confinado), y subterráneos los cuales podrán ser verticales y horizontales, superficiales confinados de doble pared o subterráneos.

Los tanques deben ubicarse en la instalación evitando situarlos uno sobre otro, encima de túneles, alcantarillas o drenajes, así como en los techos de los edificios.

7. Distanciamiento

Esta sección establece las distancias mínimas en el Diseño de la distribución de los equipos e infraestructura, al interior de la instalación terrestre de almacenamiento de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo.

En la localización y el Diseño para la Construcción de los equipos e infraestructura al interior de la instalación terrestre de almacenamiento de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo, se debe cumplir con los siguientes requisitos:

1. a)La distancia determinada con las Tablas de la 1 a la 6 de esta Norma Oficial Mexicana, que será la mínima a cumplir, y
2. b)La distancia determinada por el Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias de la instalación, resultante del radio de afectación por radiación térmica, toxicidad o sobrepresión por explosión (en un escenario de contingencias, considerando el Radio de amortiguamiento y la Zona de alto riesgo), simulada con modelos computacionales. Los análisis aludidos se describen en el Capítulo 7 de la presente Norma Oficial Mexicana.

En caso de que la distancia determinada por el Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias resulte ser mayor, ésta prevalecerá sobre las distancias establecidas en las Tablas de la 1 a la 6.

Cuando los resultados rebasen los límites de las instalaciones, se implementarán las medidas de protección que mitiguen los riesgos identificados en dichos análisis mediante un Análisis de Capas de Protección (LOPA). Lo anterior para cumplir con las medidas de protección que prevén las Tablas de la 1 a la 6.

La distancia prevista entre los equipos e infraestructura al interior y exterior de las instalaciones, debe minimizar el potencial de afectación ante un escenario por derrame, fuego, toxicidad o explosión que se pueda generar por un evento no deseado.

7.1 Almacenamiento

La distancia horizontal mínima, entre la tangente vertical de la Envolvente de un Tanque atmosférico para almacenamiento de Productos con una capacidad determinada y el límite con un predio adyacente, se muestra en la Tabla 1.

 

Tabla 1. Localización de tanques sobre el suelo para almacenamiento de líquidos estables-la presión interna
debe ser superior a una presión manométrica de 2.5 psi (17 kPa).

Tipo de tanque	Protección	Distancia Mínima, metros
		Desde el límite de propiedad que está o puede ser construido, incluyendo el lado opuesto de una vía públicaa.	Desde el lado más cercanode cualquier vía pública o del edificio importante máscercano en la mismapropiedada.
Techo Flotante	Protección para Exposicionesb.	1/2 del diámetro del tanque.	1/6 del diámetro del tanque.
	Ninguna	Diámetro del tanque, pero no necesita exceder 54 m.	1/6 del diámetro del tanque.
Vertical con soldadura débiltecho a pared	Espuma aprobada o sistema3de inertización en tanques que no exceden 45.72 m de diámetrod.	1/2 del diámetro del tanque.	1/6 del diámetro del tanque.
	Protección de exposicionesb.	Diámetro del tanque.	1/3 del diámetro del tanque.
	Ninguna	2 veces el diámetro deltanque, pero no necesitaexceder 110 m.	1/3 del diámetro del tanque.
Tanques horizontales yverticales con venteo de alivio emergente para limitarpresiones a 2.5 psi (presiónmano métrica a 17 kPa).	Sistema de inertizaciónaprobadob en el tanque osistema de espuma aprobadoen tanques verticales.	1/2 del valor de la Tabla 2.	1/2 del valor de la tabla 2.
	Protección de exposicionesb.	Valor de la Tabla 2.	Valor de la Tabla 2.
	Ninguna.	2 veces el valor de la Tabla2.	Valor de la Tabla 2.
Tanque superficial protegido	Ninguna.	1/2 del valor de la Tabla 2.	1/2 del valor de la Tabla 2.

 

Referencia: Tabla 22.4.1.1.a de la NFPA 30, Edición 2015.

^a La distancia mínima no puede ser menor de 1.5 m.

^b Protección de exposiciones. (Ver definición).

^c Ver NFPA 69, «Sistema de Prevención de Explosiones», vigente, equivalente o superior.

^d Para tanques de más de 45 m de diámetro, usar «Protección de exposiciones» o «Ninguna», según el caso.

Tabla 2. Referencia aplicable para Tabla 1

Capacidad del tanque L (galones)		Desde el límite de propiedadque está o puede serconstruido, incluyendo el lado opuesto de una vía pública (m)	Desde el lado más cercanode cualquier vía pública odel edificio importante máscercano en la mismapropiedad (m).
1041 o menos	(275) o menos	1.52	1.52
1042 a 2835	(276 a 750)	3.05	1.52
2838 a 45360	(751 a 12,000)	4.58	1.52
45363 a 113400	(12001 a 30000)	6.1	1.52
113403 a 189000	(30001 a 50000)	9.14	3.05
189003 a 378541	(50001 a 100000)	15.24	4.58
378544 a 1890000	(100001 a 500000)	24.38	7.62
1890003 a 3780000	(500001 a 1000000)	30.48	10.67
378544 a 7560000	(1000001 a 2000000)	41.15	13.72
7560003 a 11340000	(2000001 a 3000000)	50.29	16.76
11340003 o más	(3000001) o más	53.37	18.29

 

 

Los accesorios deben construirse de acero forjado y deben contar con una clasificación de presión mínima de 140.61 kgf/cm2(2000 psig) para accesorios roscados y de 210.92 kgf/cm2(3000 psig) para accesorios empotrados con soldadura.

A los accesorios roscados no se les debe enterrar, incluyendo la soldadura en sellos, detección de fugas u otros medios.

Los espárragos que se utilicen con juntas bridadas, deben prolongarse por completo a través de las tuercas, al menos tres cuerdas.

8.3.9 Recubrimiento anticorrosivo

Durante el Diseño se deben implementar las medidas de protección a las estructuras contra la corrosión, por medio de un recubrimiento anticorrosivo, que las proteja contra el medio ambiente.

El tipo de recubrimiento anticorrosivo se debe seleccionar tomando en cuenta las condiciones de operación, tipo de Producto que se recibe, almacena y distribuye, la instalación, el manejo y el escenario particular de exposición de las instalaciones por proteger, así como la compatibilidad con la protección catódica complementaria.

Para la especificación del sistema de recubrimiento anticorrosivo se debe tomar en cuenta lo siguiente:

1. a)Condiciones ambientales;
2. b)Tipo de Producto a manejar;
3. c)Preparación de la superficie, método de aplicación, tiempo de curado, pruebas destructivas, certificados de Recepción;
4. d)Dossier de calidad, y
5. e)No se deben utilizar recubrimientos a base de plomo y de otros metales pesados y contaminantes.

Para ductos e instalaciones marinas se debe manejar un recubrimiento exterior específico para ambiente húmedo salino.

8.3.10 Protección catódica

El Diseño de los sistemas de protección catódica debe ser realizado para mitigar la corrosión de los

materiales enterrados o sumergidos, dando cumplimiento a lo establecido en los códigos NACE RP 0169, NACE RP 0285, NACE RP 0193, UL 1746 y API RP 1632 vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan.

El Regulado podrá optar por alguno de los dos métodos fundamentales para la aplicación de protección catódica:

1. a)Sistemas galvánicos (ánodos de sacrificio), y
2. b)Sistemas de corriente impresa.

Durante el Diseño del sistema de protección catódica se debe cumplir como mínimo lo siguiente:

1. a)Requisitos de corriente y voltaje;
2. b)Resistividad del suelo/electrolito;
3. c)Temperatura ambiente;
4. d)Dique de tanque impermeable u otros revestimientos de contención;
5. e)Estructuras externas;
6. f)Nivel freático del suelo;
7. g)Revestimientos utilizados;
8. h)Aislamiento del sistema eléctrico de puesta a tierra, y
9. i)Influencia de los sistemas de protección catódica adyacentes.

8.3.11 Instalación eléctrica

Todo el sistema eléctrico diseñado en las áreas de Recepción, almacenamiento y Entrega, debe cumplir con los requerimientos establecidos en la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización), vigente, equivalente o aquella que la modifique o sustituya, el Regulado debe evidenciar que cuenta con el dictamen donde demuestre que la instalación de los sistemas eléctricos y de iluminación fueron verificados por una Unidad de Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE) acreditada y aprobada en términos de la LFMN.

El proyecto de la instalación eléctrica debe incluir el plano de la planta de conjunto y planos eléctricos de la Ingeniería Básica Extendida.

El Diseño del o los cuartos de control donde se instalen los controles y/o tableros centrales de distribución eléctrica, deben cumplir con las distancias indicadas en el Capítulo 8 «Distanciamiento» y la clasificación eléctrica apropiada.

El Regulado debe evidenciar que cuenta con el Dictamen donde demuestre que la instalación eléctrica de la instalación terrestre de almacenamiento fue verificada por una Unidad de Verificación de instalaciones Eléctricas (UVIE) acreditada y aprobada en términos de la LFMN.

8.3.12 Vialidades, accesos y estacionamientos

El Diseño debe estar orientado a que las operaciones con Auto-tanques y/o Carro-tanques se realicen en forma secuencial, eficiente y segura desde su ingreso y hasta la salida de la instalación, cumpliendo como mínimo con las siguientes condiciones:

1. a)Ingreso y salida de o hacia la vialidad externa, incluyendo el derecho de vía;
2. b)Ubicación de oficina de control de operaciones y de las áreas de Recepción y Entrega;
3. c)Patrón de frecuencia de tráfico vehicular en vialidad externa, así como en el interior de la instalación;
4. d)Señalización con instrucciones básicas de circulación y acceso a las áreas internas de Recepción y Entrega de acuerdo a las Normas, Códigos y Estándares referidos en el contenido de la presente Norma Oficial Mexicana;
5. e)Área de verificación para Auto-tanques y/o Carro-tanques previa al acceso o salida;
6. f)Estacionamientos:

1)   Temporal de Auto-tanques y/o Carro-tanques en función del proceso operativo, y

2)   De empleados, visitantes y contratistas.

 

1. g)Accesos para combate de incendios, y
2. h)Facilidades para descanso de operadores en función del proceso operativo.

8.3.12.1 Vialidades

Como parte de la seguridad operativa de la instalación, las vialidades de circulación de Auto-tanques y/o Carro-tanques deben ser construidas con material resistente a la carga de vehículo pesado y a los Productos manejados en la instalación como concreto hidráulico; con un ancho suficiente para permitir la circulación de un vehículo adicional para los casos en que se encuentre uno estacionado.

En el Diseño de la vialidad debe cumplir como mínimo lo siguiente:

5. a)Las estructuras aéreas que crucen o sobresalgan la sección transversal, deben tener un claro vertical mínimo de 5.50 m, medido desde el punto más elevado de la superficie de rodamiento hasta el más bajo de la estructura;
6. b)Considerar que los Auto-tanques y/o Carro-tanques realicen el mínimo de movimientos dentro de la instalación para acceso o salida del área Recepción y Entrega;
7. c)Especificar preferentemente que el giro o vuelta del Auto-tanque, se realice a la izquierda para que el operador tenga mejor visibilidad, y
8. d)Que las áreas de circulación de personas, deben ser delimitadas de conformidad a lo establecido en las Normas, Códigos y Estándares referidos en el contenido de la presente Norma Oficial Mexicana equivalente, superior o aquellos que la sustituyan.

8.3.12.2 Accesos

Deben ser rectos, sin obstrucciones y localizados de manera simétrica, para cumplir con las actividades del proceso de Recepción y Entrega por Auto-tanques y/o Carro-tanques.

En caso de que el proceso operativo requiera que el Auto-tanque y/o Carro-tanque se detenga previo al acceso de la instalación, debe considerarse una distancia del acceso a la vialidad externa, equivalente a la longitud del Auto-tanque y/o Carro-tanque más largo que va a ingresar.

Figura 4. Distribución de patio de carga de Auto-tanques sin estacionamiento interno

Figura 5. Distribución de patio de carga de Auto-tanques con estacionamiento interno

 

Si el proceso operativo lo requiere, la instalación debe contar con un área entre la vialidad y el acceso para permitir el estacionamiento temporal del Auto-tanque y/o Carro-tanque, en tanto se permite el acceso.

Las dimensiones para el Diseño del acceso deben cumplir como mínimo lo siguiente:

1. a)Dimensiones de los vehículos a ingresar y los radios de giro conforme a las disposiciones normativas de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes aplicables, para cada tipo de vehículo;
2. b)La entrada y salida de la instalación deben contar con una dimensión de entre 6 m y 10 m. El código API 2610 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya recomienda 9.1 m (29.86 pies);
3. c)Medidas en caso de bloqueo del acceso por falla de equipo u otros, para lo que se recomienda tener un ancho de 6 m (19.69 pies) o medidas alternas;
4. d)El acceso peatonal debe diseñarse en forma independiente y en caso de estar contiguo al vehicular deben contar con un pasillo que permita el tránsito seguro del trabajador, delimitado o señalado en cumplimiento la normatividad en materia de seguridad;
5. e)Medidas en accesos de emergencia conforme a las Normas, Códigos y Estándares referidos en el contenido de la presente de Norma Oficial Mexicana;
6. f)Características de puertas de acceso considerando mecanismos de apertura y cierre seguros y en su caso los accesorios necesarios de protección física;
7. g)Mecanismo de control y verificación de acceso vehicular, y
8. h)Requerimiento de caseta de vigilancia.

Las áreas de circulación deben diseñarse cumpliendo como mínimo con lo siguiente:

1. a)Que el Auto-tanque y/o Carro-tanque realice su desplazamiento en forma segura desde el acceso, áreas de Recepción y Entrega, y salida de la instalación;
2. b)Los radios de giros de acuerdo a las dimensiones de los vehículos a transitar, así como las maniobras requeridas para el ingreso a las áreas de Recepción y Entrega;
3. c)Materiales de Construcción como asfalto y concreto hidráulico, acorde a la capacidad de carga y resistencia a las cargas y maniobras como giros del Auto-tanque y/o Carro-tanque con pendiente que permita el drenado de aguas pluviales a sistema que eviten inundación, y
4. d)No serán utilizadas como zonas de estacionamiento.

8.3.12.3 Estacionamientos

En caso de que la instalación se diseñe con área de estacionamiento, esta infraestructura debe:

1. a)Aplicar las recomendaciones que resulten del Análisis de Riesgos;
2. b)Instalar la protección contra incendio que resulte del Análisis de Riesgos;
3. c)Ser ubicado lo más próximo al acceso y alejado del área de Recepción y Entrega cumpliendo las distancias especificadas en el Capítulo 8 «Distanciamiento» de la presente Norma Oficial Mexicana equivalente, superior o aquellos que la sustituyan;
4. d)La superficie unitaria para estacionamiento de un Auto-tanque, debe tener una longitud igual a la del vehículo a estacionar más la distancia de 3.00 m distribuida equitativamente en los extremos del Auto-tanque, salvo que un extremo del Auto-tanque se ubique a la altura de una banqueta donde se reducirá a 1.50 m. El ancho mínimo del cajón de estacionamiento de 3.30 m distribuidos equitativamente para permitir la apertura de las puertas de los Auto-tanques;
5. e)Mecanismos para evitar el movimiento del Auto-tanque cuando quede estacionado, y
6. f)El piso debe tener una pendiente que permita el drenado y conducción de aguas pluviales para evitar inundación del área.

8.3.13 Sistemas de control

Los sistemas de control deben diseñarse para monitorear todas las variables del proceso y permitir llevar registros históricos de movimiento de Productos, durante la Recepción, almacenamiento y Entrega, permitiendo emplear al máximo la capacidad disponible de las instalaciones.

 

El sistema de control debe tener la capacidad de monitorear y controlar las variables operativas de los equipos que componen la instalación, entre las cuales se encuentran:

1. a)Sistemas de Recepción de Productos;
2. b)Tanques de almacenamiento;
3. c)Sistemas de Entrega de Productos;
4. d)Bombeo de Productos;
5. e)Válvulas, y
6. f)Acceso a la instalación.

El sistema de control debe contemplar la instalación de infraestructura, instrumentos y equipos en las áreas de Recepción y Entrega de Productos por Auto-tanques, Carro-tanques y Buque-tanques, así como con las interconexiones a sistemas de transporte por ducto e instalaciones marítimas.

El Diseño y alcance del sistema debe realizarse con base al Análisis de Riesgos que contemple el dimensionamiento de los procesos operativos y complejidad en infraestructura de la instalación.

Las áreas de las instalaciones de la presente Norma Oficial Mexicana donde exista la posibilidad de derrame de Productos o fuga de vapores, se deben de monitorear.

Todos estos sistemas de monitoreo deben integrarse de acuerdo a la Clasificación de Áreas Eléctricas.

Cuando se requiera la implementación de un sistema de control automatizado, éste debe proveer el procesamiento de variables digitales y analógicas provenientes de campo, así como ejecutar las siguientes funciones: elaboración de reportes, interface hombre-máquina, generación de alarmas y eventos.

Todos los equipos, válvulas, medidores, detectores, instrumentos de medición, instrumentos de control, transmisores de presión, Unidades de Control Local (UCL), servidores, equipos de telecomunicaciones, impresoras, controladores de planta, módulos de entrada y salida, gabinetes y otros equipos que integran el sistema de control, deben cumplir con Normas, Códigos y Estándares nacionales e internacionales referenciados en la presente Norma Oficial Mexicana.

El sistema debe tener la capacidad de comunicarse en forma bidireccional con los sistemas de medición y control para la Transferencia de custodia con instalaciones de sistemas de transporte por ducto e instalaciones marítimas cuando esto aplique. Deberá observarse la normatividad vigente que aplique en las interconexiones con estos sistemas.

El sistema debe disponer de medios para controlar el arranque y paro del equipo de bombeo de Productos para la Recepción y Entrega.

El sistema debe contar con una red de puesta a tierra de todos los equipos, la cual debe de ser suficiente para soportar cualquiera de las corrientes que le puedan ser impuestas durante una falla a tierra; y además, debe tener una baja impedancia para limitar el potencial sobre la tierra y facilitar el funcionamiento de los dispositivos de sobre corriente. La conexión a tierra debe ser totalmente efectiva para protección del personal y del equipo, así como su eficaz apertura del circuito de protección.

Considerando la complejidad operativa de la instalación y su dimensionamiento, previo al desarrollo de un Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias podrá determinarse que la instalación cuente con un sistema de control de supervisión para el control remoto del proceso.

El sistema, debe disponer de funciones de medición y control de las variables operativas de la instalación para la operación segura, preservando los siguientes objetivos:

1. a)Monitorear y controlar (local y/o remotamente) las condiciones de operación y seguridad en el manejo de Productos, notificando alarmas operativas/seguridad y eventos relevantes;
2. b)Para las interconexiones con sistemas de transporte por ducto e instalaciones marítimas dentro de la instalación, se debe disponer de medios de comunicación, monitoreo y consulta con las operaciones de almacenamiento;
3. c)Realizar el paro ordenado de la operación de la instalación conforme a los protocolos establecidos;
4. d)Monitorear la medición de las variables del proceso en la instalación;
5. e)Realizar el control de operaciones de volumen de Productos, con seguridad;
6. f)Proveer de los registros sobre las actividades de Recepción, almacenamiento y Entrega que se realizan en la instalación;

 

1. g)Proveer el reporte de balance de Productos, manejados con objeto de preservar la contención y confinamiento del producto;
2. h)Los tanques deben disponer de un indicador local y remoto de las variables operativas para control (nivel de Productos, nivel de agua y temperatura del Producto), y
3. i)Para la continuidad en el bombeo de Producto en caso de falla del sistema, se debe disponer de otros medios para el arranque y paro de la bomba.

Se deben incorporar medios para que el sistema detecte y notifique la ocurrencia de una operación anormal o una situación de emergencia en forma oportuna al personal.

8.3.14 Paros de emergencia

El Diseño de la instalación debe contar con un paro de emergencia, que permita dirigir las actividades de la instalación a un estado seguro, este sistema debe diseñarse considerando los criterios establecidos en el código API 2610 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, sin perjuicio de la normatividad nacional e internacional aplicable y vigente para este sistema.

El Análisis de Riesgos que realice el Regulado en la etapa de diseño de la instalación, debe incluir la identificación de funciones de seguridad, entre ellas el paro de emergencia. El Análisis de Capas de Protección (LOPA) debe definir el nivel de integridad de seguridad (SIL) de las posibles funciones resultantes; ambos estudios deben ser realizados por personal especializado en la materia.

En lo que respecta al sistema contra incendio, este debe estar alimentado de carga independiente a la del «sistema de paro de emergencia de las instalaciones».

Los botones de accionamiento de «paro de emergencia de las instalaciones», (botones de golpe tipo hongo, color rojo), deben instalarse en las áreas de Recepción, almacenamiento y Entrega de combustibles y Productos inflamables.

8.3.15 Sistema contra incendio

Las instalaciones terrestres de almacenamiento y sus respectivas áreas de Recepción, Almacenamiento y Entrega de Productos, deben contar con un sistema de protección contra incendio, diseñado acorde a los Productos manejados y los códigos NFPA 11 y/o BS EN 13565-2, NFPA 14, NFPA 15, NFPA 16, NFPA 20, NFPA 22, NFPA 24, NFPA 25 y NFPA 30 vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan.

Las instalaciones terrestres de almacenamiento, debe integrar como mínimo los elementos del sistema contra incendio siguientes:

1. a)Suministro confiable de agua;

Debe disponer de una fuente confiable de suministro de agua, (cuerpo de agua, río, laguna, mar, red municipal, entre otros), que proporcione el caudal suficiente para atender los requerimientos de atención del riesgo mayor durante dos horas continuas o en su defecto, se debe instalar un depósito que permita el almacenamiento dedicado al servicio contra incendio de acuerdo al punto siguiente:

1. b)Tanques de almacenamiento de agua contra incendio;

El almacenamiento de agua contra incendio, se debe determinar en función del requerimiento total de agua que demanda la protección para el escenario crítico de la instalación para su atención durante dos horas ininterrumpidas, considerando su reposición en menos de ocho horas; de no poder darse esta reposición se debe considerar la capacidad del tanque de agua para la atención durante 4 horas ininterrumpidas.

1. c)Cobertizo contra incendio;

Los cobertizos de bombeo, se deben diseñar de materiales no combustibles, en áreas libres de afectaciones ocasionadas por: explosión, fuego, inundación, sismo, entre otros; en los que deben estar integrados preferentemente, el equipo de bombeo para el suministro de agua y espuma.

1. d)Sistema de bombeo para servicio contra incendio;

El Diseño del sistema de bombeo debe diseñarse para suministrar el flujo de agua que demanda la protección para el escenario crítico de la instalación.

Se debe contar con un sistema de bombeo de agua contra incendio, constituido por bombas centrífugas de alimentación una principal y otra de relevo, accionando la primera con un motor eléctrico y la segunda con un motor de combustión interna. Como alternativa se puede configurar el sistema con motores de combustión interna en su totalidad. Se pueden tener dos motores eléctricos, prescindiendo del de combustión interna en caso de existir planta eléctrica de emergencia exclusiva para la alimentación del sistema de bombeo de agua contra incendios. Se debe contar, adicionalmente, con una bomba para mantener presurizado todo el sistema.

 

El Diseño de la tubería de succión debe ser lo más cercano al tanque de almacenamiento de agua, tan corto y recto como sea posible para reducir la caída de presión.

Cuando el agua sea succionada directamente de la fuente de abastecimiento, el Diseño debe incluir cárcamos de filtrado con trampa de sólidos y un cárcamo específico para la succión, de tal forma que se garantice el gasto de alimentación al sistema de bombeo de agua contra incendio.

El diámetro de las tuberías de succión y de descarga debe estar diseñado para conducir el 150% de la suma del gasto nominal de todas las bombas principales en conjunto.

La tubería de descarga, se debe diseñar de manera que no se vea afectada por esfuerzos producidos por la operación de las bombas y sus accesorios, y de diámetros para manejar el flujo máximo requerido para atender el evento mayor por fuego.

1. e)Instrumentación;

La red contra incendio debe instrumentarse y mantenerse empacada con agua, de tal forma que se mantenga presurizada, mediante el arranque y paro automático de una bomba sostenedora de presión (jockey) y el arranque del equipo de bombeo principal y de respaldo en secuencia de acuerdo a las presiones establecidas en la filosofía de operación del arreglo de las bombas, las cuales deben accionarse a través de tableros de control por la caída de presión ante la apertura de una válvula de suministro de agua o agua-espuma.

1. f)Red de agua contra incendio y equipos de aplicación;

El Diseño de la red contra incendio debe conformarse por medio de un anillo periférico, con los siguientes componentes: válvulas, hidrantes, hidrantes-monitores, válvulas de seccionamiento, toma siamesa, gabinetes para manguera, entre otros.

El diámetro de las tuberías se debe diseñar para el suministro del caudal y presión requeridos para la atención del escenario del riesgo mayor.

La red contra incendio debe ser diseñada para operar con una presión mínima de 7 kg/cm2 (100 psi), la cual se debe mantener en el punto hidráulicamente más desfavorable.

En los sitios en donde durante el año se presenten temperaturas ambiente recurrentes inferiores a -5 °C (268 °K), se deben prever los medios para mantener la temperatura del agua libre de congelación en el sistema contra incendio por arriba de ésta.

Las áreas de Recepción, almacenamiento y Entrega deben contar con sistemas de enfriamiento, los cuales deben diseñarse e instalarse cumpliendo las buenas prácticas de ingeniería en contra incendio.

1)    Almacenamiento:

Los tanques de almacenamiento de Productos, deben contar con anillos de enfriamiento por aspersión, sistemas de apoyo para la aplicación de agua mediante hidrantes-monitores y líneas de mangueras ubicados de acuerdo al Diseño del proyecto, y a las recomendaciones resultantes del Análisis de Riesgo y Análisis de Consecuencias de la instalación.

En el Diseño del sistema de enfriamiento se deben tomar en cuenta los siguientes criterios: clase de líquido, tipo de recipiente y disposición del almacenamiento. La aplicación de agua de enfriamiento sobre la Envolvente de los tanques, debe llevarse a cabo con la densidad de agua establecida en la normatividad nacional e internacional vigente aplicable para la Envolvente del tanque. En todos los casos, el suministro de agua debe ser suficiente para proteger, simultáneamente y con la presión adecuada, todas las superficies que se requieran de la Envolvente del tanque incendiado, más las áreas de las Envolventes de los tanques de almacenamiento vecinos involucrados directa o indirectamente en el incendio más el apoyo de monitores o líneas de mangueras.

2)    Recepción y Entrega:

Las áreas de Recepción y Entrega deben contar con sistemas de aspersión de agua-espuma, de acuerdo a lo establecido en la normatividad nacional e internacional vigente y aplicable.

Deben contar al menos con una toma siamesa e hidrante-monitor, los cuales deben instalarse en el perímetro del área, éstos deben proporcionar la presión y flujo de agua requeridos de acuerdo al Diseño.

1. g)Equipo generador y de aplicación de espuma contra incendio;

Para el almacenamiento de líquidos inflamables Clases I y líquidos combustibles Clase II, se debe diseñar un sistema de protección con espuma (mezcla concentrado de espuma-agua).

 

Cada sistema de protección de espuma debe diseñarse con base a su dimensión y tipo de área a proteger, el tipo de tanque a proteger, el tipo de sistema de aplicación y el Producto que se almacena en el mismo. Las recomendaciones del código NFPA 11 y/o BS EN 13565-2, vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, deben seguirse en el Diseño e instalación de sistemas de espuma para protección de tanques, y para las áreas de Recepción, Entrega y bombeo conforme a los códigos NFPA 16 y NFPA 30 vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan.

Los tanques de almacenamiento que almacenan Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo), deben estar protegidos con espuma de baja expansión, a base de líquido espumante Aqueous Film Foming Foam (AFFF por sus siglas en inglés) con dosificación del 3% al 6%, mediante un paquete generador de espuma, conectado a la red contra incendio de espuma; mientras que los tanques que almacenen Productos Oxigenados y Aditivos Oxigenantes, debe usarse concentrado espumante resistente al alcohol Aqueous Film Foming Foam Alcohol Resistent (AR-AFFF por sus siglas en inglés).

El sistema de espuma contra incendio debe diseñarse con un cabezal de salida y de distribución, desde el cual saldrán con líneas independientes para aplicación de espuma, de manera que puedan ser seccionados, mediante válvulas de control, los tanques o áreas que requieran esta protección.

Para las áreas de bombas, Recepción y Entrega de Auto-tanques y/o Carro-tanques, el Diseño de la red del sistema de espuma debe contemplar el área total de éstas de acuerdo a sus dimensiones y deben diseñarse e instalarse un sistema de rociadores como medio principal y como sistemas de apoyo, los monitores con boquilla de espuma e hidrantes con gabinetes de mangueras.

1)    Almacenamiento:

Los tanques de almacenamiento, verticales podrán contar con sistemas de aplicación de espuma a través de cámaras de espuma (aplicación superficial), y/o formadores de alta contrapresión, (inyección sub-superficial) de acuerdo al Diseño, tipo de Producto almacenado, Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias.

Los tanques de almacenamiento horizontales deben contar con sistemas de aplicación de espuma a través de la aplicación de espuma mediante monitores o líneas de mangueras.

2)    Recepción y Entrega:

Las áreas de Recepción y Entrega deben contar con sistemas de rocío agua-espuma, y como sistema de apoyo la aplicación de espuma mediante monitores y líneas de mangueras.

1. h)Extintores, y

Durante el Diseño se debe determinar el tipo de agente extintor, capacidad adecuada, ubicación e instalación de los extintores fijos y portátiles, éstos deben cumplir con los requerimientos de los Productos manejados en las instalaciones terrestres de almacenamiento y sus características establecidas de acuerdo a las Normas, Códigos y Estándares referidos en el contenido de la presente Norma Oficial Mexicana.

1. i)Sistema de protección contra incendio en cuartos cerrados.

En el Diseño del sistema de protección contra incendio en cuartos cerrados, se debe tomar en cuenta principalmente la generación de corto circuito y altas temperaturas en el cableado y los dispositivos complementarios, al operar equipos eléctricos y/o electrónicos ahí ubicados, de igual manera se deben considerar las propiedades combustibles de los materiales existentes de uso común y los utilizados en la construcción de estos cuartos.

En el caso de bodegas y oficinas, estará en función del sistema seleccionado a instalar, ya sea por rociadores, gabinetes de mangueras y/o extintores portátiles.

Este tipo de protección debe cumplir con lo establecido en la normatividad nacional e internacional vigente y aplicable en la materia.

8.3.16 Sistema de detección de humo, gas y fuego

El Regulado debe implementar en sus instalaciones de áreas operativas, de almacenamiento y edificaciones, conforme aplique, un sistema de detección y alarma que debe contar como mínimo con detectores de humo, gas y fuego para monitorear, alertar, suprimir eventos y siniestros causados por fuga de gases tóxicos, mezclas explosivas y fuego, el sistema debe diseñarse de acuerdo al código NFPA 72 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, y en específico a los requerimientos de integridad del cableado es este tipo de sistemas que operan bajo el principio «energizar para disparar».

Los elementos de este sistema deben corresponder a los que se determinen en la ingeniería del proyecto y al Análisis de Riesgos de la instalación, contando como mínimo con los siguientes elementos:

 

1. a)Detector de humo;
2. b)Detector térmico;
3. c)Detector de fuego;
4. d)Detector de gas combustible;
5. e)Detector de gas tóxico;
6. f)Alarmas audibles y visibles;
7. g)Generador de tonos y/o mensajes;
8. h)Altoparlantes (bocinas);
9. i)Estaciones manuales de alarma;
10. j)Procesadores;
11. k)Fuentes de alimentación;
12. l)Tarjetas de entrada/salida;
13. m)Enlaces de comunicación, y
14. n)

Los detectores de humo, sistemas de detección de gas y fuego, en las áreas específicas determinadas, deben estar monitoreando permanentemente y en caso de detección deben activar una alarma sonora y visual en el área y en el cuarto de control.

8.3.17 Frentes de ataque

Los frentes de ataque en las instalaciones terrestres de almacenamiento deben diseñarse cumpliendo como mínimo con los aspectos siguientes:

1. a)Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias (por radiación de fuego, cantidad y tipo de Producto, vientos dominantes, efecto dominó por agrupación y distanciamiento entre tanques, entre otros);
2. b)Diseño de los sistemas fijos de prevención y ataque a incendios;
3. c)Sistemas de detección para mitigación temprana de emergencias por fuego;
4. d)Accesos para equipo móvil de emergencia;
5. e)Acceso por 2 lados del área;
6. f)Disponer de ruta de acceso principal y alterna, y
7. g)Requerimientos de acceso en función de las capacidades del equipo fijo.

Acceso para el combate contra incendio:

La distribución de las instalaciones, incluyendo el arreglo y ubicación de las vías de acceso, pasillos, puertas y equipo operativo, deben diseñarse de forma que permita al personal y al equipo contra incendio ingresar a las instalaciones en cualquier área afectada de acuerdo al de acuerdo al Análisis de Riesgos y al plan de respuesta a emergencias de la instalación.

8.3.18 Sistema de Protección Ambiental

El Regulado debe dar estricto cumplimiento a las Leyes, Reglamentos y Normas Oficiales Mexicanas, así como adoptar las mejores prácticas nacionales e internacionales en materia de Protección Ambiental en los siguientes aspectos:

1. a)Aire;
2. b)Agua;
3. c)Suelo, subsuelo, manto acuífero, y
4. d)Residuos peligrosos.

 

8.3.19 Aire

Para controlar los Compuestos Orgánicos Volátiles (COV’s) emitidos durante las operaciones de Recepción, almacenamiento y Entrega de Productos, el Regulado debe cumplir la normatividad ambiental nacional vigente e instalar la infraestructura de acuerdo a las disposiciones del Apéndice A Normativo de la presente Norma Oficial Mexicana, así como mejores prácticas internacionales, códigos y estándares.

8.3.20 Agua

El Regulado, debe indicar en su Diseño que las descargas de aguas residuales a suelo, subsuelo, manto acuífero y bienes nacionales deben cumplir con los límites máximos permisibles establecidos en la normatividad nacional vigente.

La instalación terrestre de almacenamiento, debe contar con un control de descarga de aguas residuales y pluviales con previo tratamiento, autorización y permiso.

8.3.21 Suelo, subsuelo y mantos acuíferos

En el Diseño, el Regulado debe especificar las medidas necesarias para prevenir la contaminación del suelo, subsuelo y mantos acuíferos, en caso de derrame de Producto a través de:

1. a)Protección anticorrosiva (recubrimientos y/o protección catódica), que evite la pérdida de contención por fugas y derrames, entre otros, e
2. b)Instalar sistemas y equipos de protección secundaria (geo-membrana en fondo de tanques verticales y tanques horizontales de doble pared y/o mayor espesor de placa, y su respectivo monitoreo) de los equipos.

8.3.22 Residuos peligrosos

En el Diseño de la instalación terrestre de almacenamiento, el Regulado debe disponer de un área exclusiva para confinamiento temporal de residuos peligrosos, tales como; aceite usado, estopa, entre otros.

En los procesos relacionados con la limpieza y Mantenimiento de las instalaciones, debe preveerse el manejo integral de los residuos de acuerdo con las Leyes, Reglamentos y Normas Oficiales Mexicanas vigentes.

El Regulado debe integrar, conservar y mantener actualizado un paquete de información de la tecnología y la seguridad relativa al Proyecto que desarrolla.

8.4 Dictamen de Diseño

El Regulado debe obtener un Dictamen de Diseño de una Unidad de Verificación acreditada, y aprobada en el que conste que la Ingeniería de Básica Extendida de las instalaciones nuevas, ampliadas o con modificaciones al proceso, se realizó conforme a lo establecido en la presente Norma Oficial Mexicana y presentarlo en copia simple a la Agencia como parte de la solicitud de autorización del Sistema de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente.

El Regulado debe conservar y tener disponible en sus instalaciones, el Dictamen de Diseño durante el Ciclo de vida de la instalación terrestre de almacenamiento, para cuando dicha información sea requerida por la Agencia.

9. Construcción

Las instalaciones terrestres de almacenamiento, sus áreas de Recepción, almacenamiento y Entrega de Productos por ducto, Auto-tanque, Carro-tanque y/o Buque-tanque, debe construirse en estricto apego a la ingeniería de detalle en su edición Aprobada para Construcción (APC).

El programa de ejecución del proyecto debe estar basado en las bases de Diseño, planos de la Ingeniería de detalle en su edición Aprobada Para Construcción (APC), memorias de cálculo, especificaciones técnicas de materiales, equipos e instrumentos, listas de materiales, Análisis de Riesgos elaborado con la ingeniería en APC, normatividad aplicable y condiciones del sitio de la obra.

Se debe contar con procedimientos para inspección de la procura y la fabricación de los equipos críticos y accesorios; así como los procedimientos de construcción, inspección y prueba revisados y aprobados.

Se debe contar con personal técnico capacitado, experimentado y donde aplique certificado (equipos críticos tales como: tanques de almacenamiento y su cimentación, bombas de proceso, sistemas contra incendio, equipo eléctrico, sistemas de instrumentación y control y sistemas de gas y fuego, soldadura) en cada una de las especialidades requeridas por el proyecto, sobre todo en el conocimiento de la filosofía de operación y control del proyecto correspondiente para la ejecución de pruebas y de comisionamiento de los sistemas y la infraestructura correspondiente para supervisar la fabricación e instalación de equipos, paquetes de equipos y materiales. Todos estos documentos deben tener claramente establecidos los criterios de aceptación y rechazo.

 

Se deben implementar los procedimientos escritos para la ejecución de actividades de alto riesgo, como son los trabajos en altura, espacios confinados, manejo de materiales y residuos peligrosos, bloqueo de fuentes de energía, trabajos de excavaciones, trabajos submarinos, manejo de cargas e izaje de personal, trabajos de corte y soldadura o cualquier otra actividad de riesgo detectada en el Análisis de Riesgos.

Cuando haya necesidad de efectuar un cambio durante la Construcción a lo establecido en los planos de Ingeniería de detalle Aprobados Para Construcción, se debe de aplicar el procedimiento de Administración del Cambio, en el que se fundamente técnicamente el cambio, se deben consideren los impactos en la seguridad industrial, la seguridad operativa y protección al medio ambiente, modificaciones a procedimientos, actualización de la documentación del proyecto, capacitación del personal y los requisitos de autorización del cambio, incluyendo el cierre de recomendaciones emitidas durante la Administración del Cambio. Todo lo anterior debe quedar documentado en el libro de proyecto.

Personal del Regulado o del Contratista deberá dar seguimiento a fin de que se cumplan los trabajos preparativos de embarque y puesta en sitio de la obra, de conformidad con las recomendaciones que los fabricantes proporcionen para que los materiales y equipos lleguen al sitio de la obra con todas sus certificaciones de calidad, pruebas, manuales de instalación, operación, mantenimiento, partes de repuesto, debidamente almacenados previo a su instalación.

También verificarán, utilizando los procedimientos de supervisión aplicables a las actividades de construcción en cada especialidad, que los trabajos de obra civil, tuberías, mecánica, eléctrico, instrumentación, etc., cumplan con lo establecido en un procedimiento de supervisión, y respetando las medidas de seguridad establecidas para protección del personal y del medio ambiente, elaborando los informes correspondientes.

El Regulado y su Contratista deben contar con el programa detallado de las pruebas de aceptación en fábrica y en sitio de todos los equipos, material y sistemas a probar. Así mismo con personal capacitado en la supervisión de las etapas de precomisionamiento, comisionamiento y puesta en operación, que incluyan seguridad industrial, de seguridad operativa y de protección al medio ambiente.

Las instalaciones terrestres de almacenamiento, deben ser construidas de acuerdo a lo contemplado en el Capítulo 9 «Diseño», además de cumplir como mínimo con lo siguiente:

1. a)Mecánica de suelos (hidrología, sismo, viento, estudios de resistividad del terreno, etc.);
2. b)Topografía del lugar;
3. c)Clasificación de áreas peligrosas, y
4. d)Requisitos específicos del proyecto.

9.1 Almacenamiento

El área de almacenamiento debe ser construida con las dimensiones de acuerdo al Diseño y cumplir con los distanciamientos mínimos entre los tanques de almacenamiento y entre los elementos o equipos que integran la instalación, conforme a lo establecido en el Capítulo 7 «Distanciamientos» de la presente Norma Oficial Mexicana.

La cimentación de los tanques se construirá conforme a los planos estructurales y las recomendaciones de la mecánica de suelos de acuerdo al proyecto de Diseño.

Las cimentaciones de los Tanques atmosféricos verticales, deberá realizarse con base al estudio de mecánica de suelos y sus recomendaciones, así como las decisiones colegiadas (estructuristas, etc.), al peso muerto del tanque a soportar y el peso de agua a contener al 100% de su capacidad, características de los sismos y vientos dominantes, así como un factor de seguridad en función de las normas de construcción vigentes.

La especificación de la cimentación debe estar acorde al tipo de suelo sobre la que se desplantará la base de cimentación del cuerpo del tanque.

La Construcción de tanques debe estar en concordancia con el Diseño de la instalación terrestre de almacenamiento y de acuerdo al código API 650 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

Todos los tanques de almacenamiento deben ser identificados en función de los grados y tipos de peligros asociados a ellos, los Productos almacenados se deben clasificar, por su grado de riesgo y de acuerdo a su hoja de datos de seguridad (MSDS o equivalente) del Producto a almacenar, en cumplimiento con lo establecido en la normatividad nacional e internacional vigente aplicable.

 

9.1.1 Tanques superficiales confinados

La Construcción de estos tanques deben cumplir los requerimientos de los Códigos NFPA 30, UL 58, UL 1316 y UL 1746 vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan, contando con certificado UL, ULC, o cualquier otra certificación equivalente o superior.

Los tanques de almacenamiento superficiales confinados se colocarán en bóvedas sobre el nivel de piso terminado, en terreno natural previamente compactado; las bóvedas se pueden construir con muros de concreto armado, mampostería de piedra braza o de tabique, así como piso y tapa losa de concreto armado o de materiales impermeables.

Los tanques superficiales confinados estarán colocados sobre bases de concreto armado o acero estructural y quedarán confinados en gravilla, granzón, arenilla o cualquier material que no sea susceptible a desmoronarse con facilidad y permita compactar eficientemente el relleno de la bóveda. Se debe evitar que este material altere la coraza secundaria del tanque.

9.1.1.1 Tanques verticales

En los tanques verticales se debe instalar una o la combinación de las siguientes medidas de contención:

1. a)Geomembrana entre la base de cimentación del tanque y el fondo del mismo, u otro tipo de material que cumpla la función de impermeabilidad requerida de acuerdo a la normatividad nacional e internacional aplicable y vigente;
2. b)Doble Fondo;
3. c)Protección Catódica de acuerdo al código API 652 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya;
4. d)Recubrimiento Interno sobre la placa del fondo de acuerdo al código API 651 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, e
5. e)Incrementar el espesor de la placa de acuerdo al historial de corrosión.

Todas estas medidas alternas, para mitigar fugas potenciales por falla o deterioro de la integridad mecánica del tanque, quedan bajo la responsabilidad del Regulado.

Los tanques de techo fijo deben contar con sistema de venteo, mediante válvulas de presión-vacío.

En el caso de que los tanques que lleven membrana flotante interna no es necesario la válvula de presión-vacío, son necesarios los venteos.

Los espesores de las placas de los techos deberán cumplir con las especificaciones señaladas en el código API 650 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, mismas que estarán en función de su diámetro o capacidad de almacenamiento. Las placas de los techos cónicos soportados, no deben fijarse a los elementos de soporte. Toda soldadura para Construcción de tanques verticales atmosféricos, debe realizarse utilizando lo establecido en la última edición del código API 650 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

9.1.1.2 Tanques horizontales

Los tanques horizontales superficiales se instalarán sobre silletas de concreto armado, mampostería o de acero estructural recubiertas de materiales anticorrosivos.

Para la determinación de la resistencia de la cimentación, se debe considerar como mínimo el peso muerto del tanque más el peso del agua al 100% de la capacidad.

Los tanques horizontales cilíndricos se deben construir de acuerdo al código ANSI UL 142 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, para que operen a presiones desde la atmosférica hasta una presión manométrica 0.07 kgf/cm2 (1.0 psig) y deben limitarse a una presión manométrica de 0.18 kgf/cm2 (2.5 psig) bajo condiciones de venteo de emergencia.

9.1.1.2.1 Tanques subterráneos

La excavación y tipo de la fosa se realizará conforme a los resultados del estudio de mecánica de suelos.

Cuando la fosa que aloja los tanques no sea de concreto armado y/o mampostería, se deben estabilizar los taludes de la fosa mediante la instalación de mallas geotextiles de poliéster para evitar la contaminación del material de relleno de la fosa.

Se deben proteger las construcciones adyacentes a la fosa donde se colocarán los tanques. La distancia entre la colindancia del predio adyacente y el límite de la excavación para la fosa será de por lo menos 1.50 m.

Para la instalación de tanques subterráneos, se debe cumplir con las especificaciones técnicas que se señalan en la presente Norma Oficial Mexicana.

 

Los tanques subterráneos, se localizarán con respecto a las bases o cimentación de éstos, de tal forma que no haya interferencias dañinas entre sí con los bulbos de presión, así como, la consideración de distancias para la instalación del sistema de detección de fugas y colindancias de predios adyacentes.

La distancia de cualquier parte del tanque a la pared más cercana de cualquier sótano o excavación, estará definida por el cálculo estructural realizado, con base en las recomendaciones de cimentaciones que se indiquen en el estudio de mecánica de suelos.

La colocación de tanques se debe hacer conforme a las especificaciones y recomendaciones del fabricante.

Para la estabilidad del conjunto fosa-tanque de almacenamiento, la colocación de los tanques debe ser con base en las recomendaciones del estudio de mecánica de suelos y con el resultado del cálculo estructural avalado por el especialista del área.

Los tanques subterráneos serán cubiertos con el material de relleno (gravilla, granzón, arena inerte u otro material recomendado por el fabricante del tanque), hasta el lecho bajo la losa tapa de la fosa de tanques, o bien con material tepetate; tomando en cuenta que el cálculo de la losa tapa no transmita cargas a los tanques, y en su colado se dejará una flecha para que absorba el asentamiento normal de la misma.

Cuando los tanques estén en áreas expuestas al tránsito vehicular, se les protegerá con una profundidad mínima de 0.80 m del nivel de piso terminado al lomo de tanque. Cuando no estén en áreas expuestas al tránsito vehicular, la profundidad, debe ser por lo menos de 0.50 m a la misma referencia. La profundidad mínima podrá tener una tolerancia de ± 5%.

La profundidad máxima del tanque medida desde el nivel de piso terminado al lomo del mismo no excederá de 2.00 m y la presión en el fondo del tanque de 0.70 kgf/cm2 (10.01 psig), se consultará al fabricante para que determine si se requiere colocar refuerzos al tanque.

Al concluir la colocación de los tanques de almacenamiento, se verificará su profundidad real. Considerando las diferencias que existan, la profundidad no será menor a 0.45 m en áreas sin circulación vehicular y 0.70 m en áreas de circulación vehicular; ni superior a 2.20 m.

Dentro de la fosa donde se alojen los tanques se dejarán 0.60 m del corte del terreno al paño del tanque y entre tanques, cuando se coloquen en la misma excavación.

Adicionalmente, para la colocación del tanque se tomarán en cuenta los siguientes factores:

1. a)Todas las tuberías que converjan al tanque, deben tener una pendiente de 1% hacia el mismo;
2. b)La cama de gravilla u otro material de relleno autorizado a colocarse en el fondo de la fosa donde descansarán los tanques, no será menor a 0.30 m de espesor;
3. c)El diámetro del tanque a instalar;
4. d)En todos los casos, la profundidad estará medida a partir del nivel de piso terminado hasta el lomo del tanque incluyendo el espesor de la losa de concreto del propio piso, y
5. e)La profundidad de los lomos de todos los tanques ubicados en la misma fosa debe ser la misma.

De acuerdo a las características del terreno, se determinará el tipo de anclaje y relleno que se requiera para sujetar los tanques en fosa seca o fosa húmeda.

Cuando no se construya fosa de concreto, tabique o mampostería, los anclajes se harán sobre vigas o «muertos» de concreto, los cuales se localizarán a los lados del tanque 0.30 m fuera de la «proyección» a todo lo largo del tanque y hasta sobresalir 0.30 m en ambas direcciones.

Una viga o «muerto» de concreto puede ser utilizado para sujetar dos tanques, colocando puntos de anclaje independientes para cada tanque y calculando previamente el esfuerzo de flotación.

En caso de requerirse, en el piso del fondo de la fosa se construirá un cárcamo de bombeo, de tal manera que en ese punto se concentre el agua que por alguna causa llegue a estar dentro de la fosa.

Las bocatomas de llenado y recuperación de vapores, se localizarán fuera de edificios y en una zona libre de cualquier fuente de ignición y a no menos de 1.50 m de cualquier apertura de los edificios.

9.1.2 Cimentación y diques de contención

La base sobre la que descansará el fondo del tanque se debe construir como mínimo 0.30 m arriba de la superficie del nivel de piso terminado del dique de contención, considerando una pendiente del 2% o drenaje que permita mantener seco el exterior de las placas del fondo del tanque. En caso de considerar la utilización de anillo de cimentación o muro anular de espesor mínimo, será de 0.30 m y la distancia de centro a centro igual al diámetro nominal del tanque.

 

Sin embrago, cuando el Regulado opte por usar muros de contención en los diques, el espesor mínimo será de 0.20 m, cuando se utilicen diques de terraplén revestido, la corona mínima del terraplén debe ser de 0.90 m. Cuando la mecánica de suelos determine la utilización de cimentaciones especiales (profundas, precargas e inyecciones) el Regulado debe proveer las memorias de cálculo, estudios y diseño correspondiente.

9.2 Recepción y Entrega

Las áreas de Recepción y Entrega de Productos en las instalaciones de almacenamiento deben contar con la infraestructura necesaria para realizar las operaciones de carga y descarga por medio de las siguientes opciones: Auto-tanque, Carro-tanque, Buque-tanque y/o ducto.

Durante la Construcción, se deben integrar en el libro de proyecto los registros documentales siguientes:

1. a)Especificaciones y certificaciones técnicas de equipos, accesorios y refacciones;
2. b)Administración de cambios al proyecto durante cualquier etapa del proyecto;
3. c)Certificados de calibración de la instrumentación de los equipos de protección o salvaguardas corresponda a lo especificado en el Diseño, de acuerdo al Análisis de Riesgos;
4. d)Registro de prueba hidrostática y/o neumática de equipos y sistemas;
5. e)Prueba de hermeticidad, continuidad de equipos y tuberías, y
6. f)Dictamen del cumplimiento del Diseño.

Para la etapa final de la Construcción, previo a la Entrega de las instalaciones terrestres de almacenamiento, se deben realizar las siguientes verificaciones:

1. a)El sistema de contra incendio y los sistemas auxiliares deben estar completamente terminados y disponibles;
2. b)Todas las líneas de proceso y de servicios deben estar limpias e interconectadas cumpliendo con el valor indicado en el diseño;
3. c)Todas las válvulas de proceso deben operar correctamente (verificando previamente apertura y cierre total);
4. d)Todos los dispositivos de seguridad e interlock se encuentren calibrados, alineados y que operen correctamente;
5. e)La instalación de todos los instrumentos debe estar de acuerdo con los diagramas, es decir colocados en la posición correcta y calibrada;
6. f)Los circuitos de fuerza y control deben estar conectados verificados y probados al 100%;
7. g)Demostrar la Confiabilidad de los equipos a través de la integridad mecánica de las instalaciones por parte de cada especialidad que intervengan en la Construcción;
8. h)El Regulado debe contar con los documentos de ingeniería en etapa «Como Quedó Construido» (As-Built);
9. i)El Regulado debe contar con el libro de proyecto de la instalación terrestre de almacenamiento, y
10. j)La información debe ser respaldada, actualizada y administrada en archivo electrónico que el Regulado debe conservar durante la vida útil de la instalación.

9.2.1 Auto-tanques

Las áreas de Recepción y Entrega deben ser construidas con los procedimientos descritos en las bases de Diseño, sobre pisos de concreto hidráulico armado para tránsito pesado y semipesado, que garantice la impermeabilidad en casos de derrame de combustibles líquidos; asimismo deberá diseñarse y construirse con pendientes que direccionen cualquier escurrimiento hacia un sistema de Drenaje aceitoso, que asegure la contención y tratamiento por derrame de Productos.

Las áreas para la Recepción y Entrega de Productos por Auto-tanques, deben contar con un sistema de llenado por el fondo, con tecnología para la Seguridad Operativa compuesto por una válvula de bloqueo de cierre rápido, filtro y sistema de medición con control de la Recepción y Entrega, válvula de emergencia de tipo brida en la parte que queda de forma externa y expuesta deberá presentar tornillo fusible u otros dispositivos de seguridad que aplique, tipo codo de alto flujo, operación neumática, eléctrica o de otro tipo.

Cuando se opte por un sistema de tuberías y mangueras para la conexión de la Recepción y Entrega entre la instalación y el Auto-tanque, estas últimas deben cumplir con:

 

1. a)Las mangueras deben fabricarse de materiales resistentes a los Productos, cuando se utilice cable trenzado como refuerzo, dicho cable debe estar fabricado de materiales resistentes a la corrosión como el acero inoxidable, previendo que el cable se encuentre en contacto con las conexiones de los extremos de la manguera para la conducción de posibles cargas estáticas de electricidad;
2. b)Las mangueras deben resistir una presión manométrica de trabajo mínima de 24.47 kgf/cm2 (348.08 psig) y una presión manométrica de ruptura mínima de 122.37 kgf/cm2 (1740.45 psig), y
3. c)Las mangueras deben mantener la marca de fábrica de acuerdo al fluido que maneja, a intervalos de no más de 3 m con la leyenda «Líquidos Inflamables o Combustibles».

Para el caso de combustibles de aviación, las mangueras para la conexión de la Recepción y Entrega entre la instalación y el Auto-tanque, deben cumplir con lo indicado en el estándar EI 1529 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

Además, el sistema debe contar con: válvula controladora de flujo, sistema de eliminación de aire, bomba de bajo flujo para drenar el Auto-tanque en caso de requerirse, un brazo articulado metálico o sistema de mangueras para Entrega con conexión hermética tipo API en el extremo. La instalación debe estar provista de un sistema que garantice el monitoreo y aseguramiento de puesta a tierra del Auto-tanque.

Después de instalar las conexiones, los accesorios y las mangueras deben probarse a una presión no menor a la máxima presión de operación establecida para el sistema dentro del cual serán instaladas.

Antes del uso, los ensambles o montajes de las mangueras deben inspeccionarse visualmente en busca de daños o defectos.

Conexiones de tuberías flexibles:

1. a)Cada conexión de tuberías flexibles debe tener la capacidad de resistir una presión de prueba de 1.5 veces la presión máxima de operación de Diseño del circuito al que esté integrado, y
2. b)El equipo empleado tal cómo válvulas, mangueras y cables deben cumplir con la normatividad aplicable y estar sujeto a un programa de mantenimiento periódico.

El sistema de Seguridad Operativa de las áreas para Recepción y Entrega debe estar conformado por:

1. a)Paro de emergencia de bombeo y corte rápido de válvula automática;
2. b)Sistema de tierra física y protección contra descargas atmosféricas (Pararrayos/Apartarrayos), conforme al numeral 8.3.15 de la presente Norma Oficial Mexicana;
3. c)Liberación y conducción de vapores fuera del área de llenado (cuando aplique);
4. d)Señalización;
5. e)Llenado por el fondo* y por el domo para Productos como el combustóleo;
6. f)*Para combustibles de aviación el llenado debe ser por el fondo.Iluminación;
7. g)Que la conexión de los circuitos de control, desde el campo hasta el cuarto o área de control, se haya realizado verificando que los sistemas de control operan adecuadamente. Dependiendo de la capacidad de la instalación, y al nivel de automatización determinado en la Ingeniería básica y de detalle, los sistemas de seguridad de la instalación deben ser certificados y cumplir con la normatividad aplicable vigente;
8. h)Mezclado de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles (cuando aplique);
9. i)Equipamiento disponible en caso de derrames, fugas o salpicaduras a personal (regadera y lavaojos);
10. j)Protección térmica en caso de combustibles calientes;
11. k)Protección respiratoria;
12. l)Sistemas de iluminación deben ser intrínsecamente seguros para las instalaciones en áreas clasificadas de riesgos por explosión, pudiendo utilizar tecnologías alternas, y
13. m)Sistema de gas y fuego.

*Para combustibles de aviación el llenado debe ser por el fondo.

 

9.2.2 Carro-tanques

Las áreas para Recepción y Entrega de Productos en Carro-tanques, deben estar construidas en un área independiente acondicionada con pisos de concreto o algún otro medio efectivo que garantice la impermeabilidad de la superficie e impacto ambiental, donde se realicen las operaciones de conexión y desconexión, en caso de derrame de combustibles líquidos; asimismo, deben construirse con pendientes que direccionen cualquier escurrimiento de combustible hacia un sistema de Drenaje aceitoso donde se asegure la contención y manejo del mismo.

Los sistemas de Entrega (carga) deben disponer de medios para el llenado por el domo que incluyan sistemas de corte rápido del flujo de carga, medios de conexión al Carro-tanque mediante sistemas de tuberías con juntas herméticas giratorias o manguera especiales que garanticen además la conducción de cargas estáticas eléctricas, así como un difusor para disminuir la turbulencia en el interior del Carro-tanque.

El sistema de Seguridad Operativa de las áreas para Recepción y Entrega, debe construirse aplicando como mínimo lo siguiente:

1. a)Paro de emergencia de bombeo y válvula de cierre rápido;
2. b)Sistema de tierra física y protección contra descargas atmosféricas;
3. c)Iluminación;
4. d)Señalización;
5. e)Equipamiento disponible en caso de derrames, fugas o salpicaduras a personal (regadera y lavaojos);
6. f)Protección térmica en tuberías de Productos en caso de combustibles calientes;
7. g)Medios para mantener la presión atmosférica del Carro-tanque mientras se realiza la operación de Recepción y Entrega;
8. h)Instalar sistemas que eviten el movimiento del Carro-tanque una vez posicionado en las áreas de Recepción y Entrega;
9. i)Las mangueras especiales deben fabricarse de materiales resistentes a líquidos inflamables y combustibles, cuando se utilice cable trenzado como refuerzo, dicho cable debe estar fabricado de materiales resistentes a la corrosión como el acero inoxidable. Deben mantener la marca de fábrica de acuerdo al fluido que maneja;
10. j)La conexión de tuberías y mangueras debe tener la capacidad de resistir una presión de prueba de 1.5 veces la presión del Diseño del sistema al cual se encuentra integrada;
11. k)Cámara de expansión en Carro-tanques para llenado seguro;
12. l)Instalación de un sistema por sobrepresión en la descarga, y
13. m)Sistema de gas y fuego.

Se debe implementar las mejores prácticas nacionales e internacionales en las operaciones de Entrega en Carro-tanques estableciendo procesos y tecnologías para llenado por el fondo, para el caso de que la tecnología no esté disponible y no exista otro opción para llevar a cabo el proceso de llenado por el domo, en particular para líquidos combustibles Clase III para Carro-tanques, se debe de contar con un Análisis de Riesgos especifico del cual resulten las medidas preventivas necesarias para evitar riesgos por caídas, salpicaduras, entregas estáticas, exposición a vapores por parte del personal, derrames, entre otros queresulten.

9.2.3 Buque-tanques

Una instalación terrestre de almacenamiento que tenga áreas de Recepción y Entrega de Productos por medio de Buque-tanques debe contar al menos con la siguiente infraestructura:

1. a)Buque-tanque a Muelle:

1)   Muelle con brazos y/o mangueras marinas de carga, garza marina y/o manguera marina de descarga para los Productos que maneje;

2)   Amarradero para Buque-tanques;

3)   Sistema de alerta audible y visible;

4)   Sistema de voz, datos y video;

5)   Subestación eléctrica;

 

6)   Sistema de contra incendio;

7)   Planta de energía para emergencia para el Muelle;

8)   Sistema de aire de instrumentos, si el Diseño lo requiere;

9)   Sistema de protección contra la contaminación del agua marina;

10)  Las instalaciones terrestres de almacenamiento debe tener su propio Anemómetro instalado localmente;

11)  Iluminación en las áreas operativas, perimetrales, pasillos y áreas de trabajo de la plataforma del Muelle;

12)  Alumbrado perimetral de la instalación marítima;

13)  Sistema de luces de seguridad;

14)  Medios de aislamiento eléctrico para protección contra arqueo eléctrico en el peine de distribución, durante la conexión y desconexión del brazo de carga o manguera;

15)  Arreglos y equipo de amarre en sus Muelles apropiado para el tamaño del Buque-tanque que llegarán a la instalación terrestre de almacenamiento;

16)  Sistema de medición de Producto descargado;

17)  Sistema de gas y fuego, y

18)  Sistema de paro de emergencia.

1. b)Buque-tanque a Monoboyas:

1)   La Monoboya debe cumplir con las especificaciones establecidas en la normatividad marítima internacional aplicable;

2)   Sistema de anclaje y amarradero para Buque-tanques, chalanes o barcazas;

3)   Sistema de alerta audible y visible para casos de emergencia;

4)   Sistema de voz, datos y video conectado a la instalación marítima;

5)   Sistema respuesta a emergencia por contaminación del agua marina;

6)   Sistema de luces de seguridad para actividades nocturnas;

7)   Sistema de medición de Producto descargado, en tierra;

8)   Sistema de paro de emergencia;

9)   Mangueras marina para carga y descarga certificadas para el Producto a manejar, y

10)  Plan de respuesta a emergencias por huracanes o frentes fríos.

9.2.4 Ducto

La instalación terrestre de almacenamiento que cuente con un sistema de Recepción y/o Entrega de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo por medio de ductos, debe construirse aplicando como mínimo lo siguiente:

1. a)En caso de que la instalación terrestre de almacenamiento así lo requiera, en su interior se debe contar con una trampa de recibo de diablos y una estación para regular y medir el Producto recibido proveniente del ducto, y
2. b)La construcción de la infraestructura posterior al ducto y dentro de la instalación terrestre de almacenamiento, debe ser como lo indica la Ingeniería de detalle en su revisión Aprobada Para Construcción (APC) y la cual debe estar diseñada bajo la normatividad nacional aplicable y el código ASME B31.3 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

9.3 Sistemas adicionales de seguridad

Los sistemas adicionales son: Sistemas de tierra, Pararrayos, Apartarrayos, drenajes, tuberías, bombas, instalación eléctrica, vialidades, accesos apropiados, salidas de emergencia y estacionamientos, sistema de control, sistema contra incendio, sistema de protección ambiental, señalización.

 

9.3.1 Sistema de tierras

El sistema de tierras debe estar construido y probado, conforme a los planos de construcción, el Regulado debe evidenciar que cuenta con el dictamen emitido por una Unidad de Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE) acreditada y aprobada en términos de la LFMN, donde demuestre que cumple con lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización) y NOM-022-STPS-2008, Electricidad estática en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad, vigentes, equivalentes o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

Todos los equipos e instalaciones ubicados en las áreas de almacenamiento, Recepción y Entrega, cuarto de máquinas, cuarto de controles eléctricos, deben estar conectados al sistema de tierras físicas de la instalación.

Los sistemas de tuberías deben estar conectados y puestos a tierra, así mismo las tuberías ubicadas sobre Muelles que manejan líquidos inflamables Clase I o líquidos combustibles Clase II, deben estar adecuadamente conectadas y puestas a tierra.

Se debe instalar un sistema que permita aterrizar los Auto-tanques y Carro-tanques a dicho sistema de tierras físicas (pinzas, caimanes o sockets), en el área de Recepción y Entrega.

9.3.2 Pararrayos/Apartarrayos

De acuerdo al Diseño de la instalación terrestre de almacenamiento se deben instalar Sistemas de Pararrayos y/o Apartarrayos, el Regulado debe evidenciar que cuenta con el dictamen emitido por una Unidad de Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE) acreditada y aprobada en términos de la LFMN, donde demuestre que cumple con lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización) y NOM-022-STPS-2008, Electricidad estática en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad, vigentes, equivalentes o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

9.3.3 Drenajes

Para la Construcción de los Drenajes pluvial y aceitoso se debe tomar en cuenta lo siguiente:

1. a)El piso que se construya en el área de diques debe construirse con material que evite filtraciones al subsuelo y mantos friáticos, y debe nivelarse al menos 1% para 15 m alejados del tanque o los tanques o de la base del dique, cualquiera de ellos que sea menor;
2. b)El área con pendiente debe dirigirse hacia uno o más registros del Drenaje pluvial;
3. c)Los pisos de las áreas de Recepción y Entrega deben construirse de pavimento de concreto, de tal forma que contengan o canalicen derrames dentro del perímetro del área al sistema de Drenaje aceitoso; para prevenir filtraciones al suelo, subsuelo y mantos friáticos las juntas de concreto deben sellarse con un material resistente a los Productos manejados;
4. d)El Drenaje aceitoso debe conectarse a las instalaciones de contención o de tratamiento de efluentes. Dichos drenajes deben construir para que el líquido fluya alejándose de las áreas de Recepción y Entrega;
5. e)Los diques de contención del área de tanques, deben contar con Drenaje pluvial y aceitoso, independientes;
6. f)Los drenajes se deben construir de manera que no produzcan filtraciones al suelo, subsuelo y mantos friáticos y deben permitir la limpieza de los registros de depósitos y sedimentos;
7. g)Los drenajes de las áreas de tanques de almacenamiento con dique de contención deben tener derivaciones controladas mediante válvulas, que en su caso los deriven al sistema del separador de aceite, y
8. h)Se deben realizar pruebas de hermeticidad después de la instalación de la tubería y conexiones.

9.3.3.1 Drenaje pluvial

El Drenaje pluvial de las instalaciones terrestres de almacenamiento, deben de construirse de acuerdo a las especificaciones de diseño, el nivel inferior de la tubería del Drenaje pluvial, debe estar situado por lo menos una vez el diámetro de dicha tubería, por encima del lomo superior de la tubería de Drenaje aceitoso, para evitar la contaminación del primero con el segundo y permitir que la totalidad de la corriente del Drenaje pluvial, en caso de estar contaminada con Hidrocarburo, se pueda derivar hacia el Drenaje aceitoso por gravedad.

Los pisos internos de los diques de contención, debe contar como mínimo con un registro de Drenaje pluvial.

 

El último registro de Drenaje pluvial, antes de salir del dique de contención, debe contar con sello hidráulico.

9.3.3.2 Drenaje aceitoso

Se debe construir con los diámetros indicados en el Diseño, para desalojar el volumen máximo de Producto de forma rápida sin provocar estancamientos, depósitos indeseables, deflexiones, colapsos, cambios de pendiente por causa de flotaciones y daños.

Las válvulas de los drenajes alojadas fuera del dique, deben contar con extensiones con volante que permitan la operación de la misma a una altura de 0.90 m de longitud, a partir del nivel de piso terminado, esto incluye la válvula de interconexión, identificando con letreros y colores al Drenaje pluvial y al aceitoso.

Los registros de Drenaje aceitoso en los diques de contención, deben contar con sello hidráulico.

9.3.4 Separador de aceite API

El separador de aceite API, debe ser construido en la parte más baja del terreno debe ser construido en la parte más baja del terreno en caso de ser alimentado por gravedad, de tal forma que se permita la captación de posibles derrames en las diferentes áreas de Recepción, tanques de almacenamiento y Entrega de la instalación, así mismo debe construirse de acuerdo con las especificaciones y dimensiones indicadas en el Diseño. Debe contar con un área especial para la ubicación de los vehículos recuperadores de Productos derramados.

9.3.5 Tuberías

La soldadura debe aplicarse en las tuberías y a las estructuras de acero de acuerdo a lo establecido en ASME B31, ASME Secc. IX y AWS vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan.

Los soldadores y operadores deben estar previamente calificados en el o los procedimientos de soldadura a aplicar.

El Regulado debe contar con los reportes de inspección radiográfica y de prueba hidrostática de las tuberías, así como los de pruebas destructivas y/o no destructivas de las soldaduras de todas las tuberías, durante la etapa de construcción, cumpliendo con la normatividad nacional e internacional vigente y aplicable.

El personal que revisa y ejecuta las pruebas hidrostáticas, destructivas y/o no destructivas, debe estar calificado.

Las pruebas no destructivas deben ser algunas de las siguientes: radiografiado de soldaduras, identificación positiva de materiales, corrientes Eddy, medición ultrasónica de espesores, pruebas de dureza, líquidos penetrantes, partículas magnéticas, pruebas hidrostáticas o neumáticas de aplicación a equipo estático, dinámico, circuitos de tuberías y tanques de almacenamiento.

Todas las tuberías deben ser identificadas en función de los Productos manejados, condiciones operativas y tipos de peligros asociados a ellas, de acuerdo con lo establecido en la normatividad nacional e internacional vigente aplicable.

Las tuberías siempre deben construirse conforme al Diseño o la Ingeniería Aprobada Para Construcción (APC) y debe agruparse y ordenarse de manera que su instalación sea funcional, sencilla, económica y de fácil mantenimiento.

La tubería dentro de la Instalación debe construirse sobre soportes de concreto o material aprobado por diseño en la ingeniería de detalle, y debe ser capaz de soportar las cargas y los eventos que se den como resultado del Análisis de Riesgos, tomando en su trazo las prevenciones necesarias para estar en posibilidad de realizar ampliaciones futuras, a fin de que la tubería tenga un trazo adecuado con un mínimo de conexiones, sin bolsas y cruzamientos.

Durante la etapa de Construcción, en los arreglos de tuberías paralelas sobre soportes elevados (rack o mochetas), se deben considerar los incrementos que se presenten tratándose de tuberías sujetas a expansión térmica lateral, evitando que éstas se junten, particularmente, cuando se presenten cambios de dirección. Lo anterior, de conformidad con los códigos ASME B31.3 y ASME B31.4 vigentes, equivalentes o aquellos que los modifiquen o sustituyan.

9.3.6 Válvulas

Todas las válvulas deben ubicarse en una posición adecuada para ser operadas (vigiladas o darles mantenimiento) desde el nivel de piso o plataformas con acceso, con el volante o maneral, en posición tal que no obstruya los pasillos, quedando estos accesibles y transitables para operación.

 

9.3.7 Soportes

Todos los soportes deben estar construidos de acuerdo a los típicos de Diseño y a las restricciones resultado del análisis de flexibilidad realizado en la fase de Diseño.

En la Construcción de tuberías sobre soportes de concreto, deberá considerarse espacio libre en el ancho de las camas para la adición de líneas futuras, siendo éste un mínimo de 20% y deben de llevar los soportes un sistema de tierra.

Se debe considerar espacio en los soportes elevados de tuberías para uso de instalaciones de tipo eléctrico y de instrumentación. Los espacios no podrán ser combinados.

Las elevaciones específicas serán seleccionadas para las líneas que corren de norte a sur y otras que corren de este a oeste. Estas elevaciones se utilizarán preferentemente en toda la instalación, salvo en zonas de cruces o congestionadas.

La localización de las tuberías en rack generalmente debe hacerse de acuerdo con la distribución siguiente:

1. a)Cercanas a las columnas del rack: Tuberías pesadas y tuberías de diámetros mayores;
2. b)Parte central del rack: Tuberías de menor diámetro, tuberías de servicios auxiliares y tuberías a temperaturas ambiente, y
3. c)De acuerdo a lo descrito en a), b) y dependiendo del lado en que se tenga el mayor número de ramales, la posición de las tuberías debe ser sobre la mitad izquierda o sobre la mitad derecha.

9.3.8 Conexiones, bridas y accesorios

Las conexiones, bridas y accesorios deben construirse o montarse como se indicó en el Diseño o en la ingeniería Aprobada para Construcción (APC), todo debe de estar distribuido en el interior de la instalación terrestre de almacenamiento y en apego al ASME B31.3 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

9.3.9 Recubrimiento anticorrosivo

Previo a la aplicación del recubrimiento anticorrosivo se debe preparar la superficie del sustrato, e inmediatamente continuar con la aplicación del recubrimiento anticorrosivo, para evitar la contaminación por la humedad atmosférica, cumplimiento con lo indicado en el ISO-8504 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

Para esta etapa el recubrimiento anticorrosivo debe ser revisado y en caso de existir defectos y/o daños, realizar las reparaciones correspondientes, siguiendo el procedimiento de preparación de superficie y aplicación del recubrimiento de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.

De acuerdo con las condiciones del ambiente y lugar (suelo, agua y nivel freático), donde se instale la instalación terrestre de almacenamiento, los sistemas de protección anticorrosiva autoimprimantes, deben cumplir con los requisitos que se establecen en la norma ISO 12944-5 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

9.3.10 Protección catódica

Las estructuras metálicas, que lo requieran, tales como: las tuberías enterradas, los fondos de tanque y las paredes de contención metálicas (pilotes), que se encuentren en contacto con la humedad del suelo, deben protegerse contra la corrosión, instalando un sistema de protección catódica que cumpla con lo establecido en los códigos NACE RP 0169, NACE RP 0285, NACE RP 0193, UL 1746 y API RP 1632 vigentes, equivalentes o aquellos que los modifiquen o sustituyan.

La Construcción del sistema de protección catódica debe cumplir con los siguientes requerimientos:

1. a)Proteger en caso de requerirse, los fondos de los tanques y las tuberías en contacto con el suelo;
2. b)Minimizar los efectos de la pérdida de corriente con sistemas eficientes de protección anticorrosiva, y
3. c)Contar con un monitoreo del desempeño del sistema de protección catódica antes de entrar a operar.

9.3.11 Bombas

Si se opta por un Diseño agrupado (casa de bombas) o bombas separadas, éstas no deben estar a nivel de piso y deben construirse sobre una superficie impermeable con pendiente hacia un Drenaje aceitoso y cumpliendo con los distanciamientos referidos en el Capítulo 8 «Distanciamiento», estas instalaciones deben contar con un sardinel perimetral que contenga algún probable derrame.

 

La casa de bombas, debe contar con un sistema contra incendio a base de sistemas de rociadores agua â espuma definido en el Diseño, operado con sistema automatizado de detección mezclas explosivas y detección de fuego. Adicionalmente debe contar con extintores a base de polvo químico seco calculados en dimensión, capacidad y cantidad con base en un Análisis de Riesgos, apoyado con una red de agua contra incendio.

El Regulado debe confirmar con el proveedor de las bombas, que estén completamente ensambladas y montadas sobre su base de montaje, incluyendo sellos con su plan de lubricación y enfriamiento, tuberías, accesorios, coples, barreras de protección o guardas, sistema de enfriamiento cuando aplique, actuador, motor-reductor entre otros, para la operación normal de la bomba.

Las bombas deben construirse con actuadores de campo y control automático desde el tablero de control, con un sistema de paro inmediato en caso de emergencia, de acuerdo a lo establecido en el Diseño.

Las bombas para tanques subterráneos se instalarán dentro de un contenedor hermético fabricado en fibra de vidrio, polietileno de alta densidad o de otros materiales certificados con código UL y/o ULC, o cualquier certificado equivalente o superior, que garanticen la contención y manejo de los combustibles, con espesor de pared de por lo menos 0.005 m.

Las bombas para Tanques subterráneos deben ser del tipo sumergible con arranque y paro remoto. El motor eléctrico será a prueba de explosión y los equipos contarán con certificados de cumplimiento de los requisitos establecidos por el Código UL y/o ULC, o cualquier certificado equivalente o superior de conformidad de las Normas Oficiales Mexicanas aplicables.

Para la bomba sumergible se colocará un tubo de acero al carbono de 101.6 mm o 152 mm de diámetro, cédula 40, dependiendo de la capacidad del flujo de la bomba, desde el lomo del tanque de almacenamiento hasta la base del cabezal de la bomba sumergible, separada a 10 cm. Como mínimo del fondo del tanque, de tal manera que quede al mismo nivel respecto al tubo de llenado.

La capacidad de la bomba será determinada por la compañía instaladora, de acuerdo al número de dispensarios que abastecerá y con base en los cálculos realizados.

Las bombas que se instalen en una instalación terrestre de almacenamiento, deben cumplir con los siguientes requisitos:

1. a)Certificado con código Unidad Local (UL) y/o ULC, o cualquier certificado equivalente de conformidad de las Normas Oficiales Mexicanas o Internacionales aplicables;
2. b)Sistema de arranque y paro a control remoto;
3. c)Motor eléctrico a prueba de explosión con protección térmica contra sobre corriente;
4. d)Válvula de retención del sifón, válvula de retención de línea, válvula de alivio de presión, eliminadora de aire, conexión para pruebas de presión y detector mecánico o electrónico de fuga en la descarga;
5. e)Las bombas para la Recepción y Entrega de Productos por Auto-tanque, Carro-tanque, Buque-tanque y ducto, deben ser alineadas durante su instalación y probadas en vacío y con carga, y
6. f)Registro de presión y flujo.

9.3.12 Instalación eléctrica

Las instalaciones eléctricas, el equipo eléctrico y electrónico de la instalación terrestre de almacenamiento localizado en áreas clasificadas como peligrosas, deben contar con el Dictamen emitido por una Unidad de Verificación de instalaciones Eléctricas (UVIE) acreditada y aprobada en términos de la LFMN.

Los sistemas de alumbrado y fuerza, deben ser de acuerdo a la Clasificación de área de la instalación terrestre de almacenamiento.

Todo el sistema eléctrico y de iluminación, así como la identificación y prueba de todos los circuitos, equipos y componentes del sistema eléctrico en las áreas de Recepción, almacenamiento y Entrega, deben cumplir con los requerimientos establecidos en las Normas Oficiales Mexicanas NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización), vigente, equivalente o aquella que la modifique o sustituya, el Regulado debe evidenciar que cuenta con el dictamen donde demuestre que el diseño fue verificado por una Unidad de Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE) acreditada y aprobada en términos de la LFMN.

9.3.13 Vialidades, accesos y estacionamientos

La Construcción de los accesos a las instalaciones en general y áreas operativas deben corresponder a la Ingeniería básica y de detalle aprobadas en el Diseño, respetándose las pendientes, curvas de radio de giro, ancho, capacidad de carga de terreno, terreno de desplante, entre otros.

 

Medidas de seguridad industrial, criterios y estudios que deben cumplirse en la Construcción de las vialidades y estacionamiento:

1. a)Amplitud suficiente;
2. b)Buena visibilidad en curvas horizontales y verticales;
3. c)Grado de curvatura y sobreelevación requerida para los vehículos que hagan el transporte;
4. d)Compactación y profundidad requerida en vados;
5. e)Pendientes de escurrimiento y drenajes;
6. f)Altura libre requerida en los puentes;
7. g)Capacidad de carga requerida en los puentes;
8. h)Ausencia de líneas de conducción eléctrica o con altura requerida;
9. i)Compactación de acotamientos;
10. j)Ausencia de cercados que impidan el paso;
11. k)Ausencia de cualquier obstáculo que impida el tránsito seguro;
12. l)Señalamiento y dispositivos para protección de seguridad;
13. m)Estacionamiento suficiente para autotanques y/o carrotanques dependiendo de la capacidad de la instalación, y
14. n)Estacionamiento apropiado en el exterior de la instalación terrestre de almacenamiento para vehículos de los trabajadores y visitas.

9.3.14 Sistema de control

Toda la tubería conduit, cableado e instrumentos a instalar por encima del suelo, deben estar bien anclados y ser de la clasificación eléctrica que corresponda al sitio donde se instala, debiendo conservar su hermeticidad de Diseño, cuidando su correcto ajuste y colocación de sellos eléctricos (O’ring).

9.3.15 Sistema contra incendio

La protección contra incendio de la instalación terrestre de almacenamiento y sus respectivas áreas de Recepción y Entrega, debe construirse conforme al numeral 9.3.12 Diseño del sistema contra incendio de la presente Norma Oficial Mexicana.

Durante la Construcción, se deben realizar todas las pruebas necesarias, antes, durante y después de su instalación, para comprobar que los sistemas de contra incendio funcionan adecuadamente como fueron diseñados, tanto en tanques de almacenamiento (cámaras de espuma e inyección subsuperficial) como los sistemas de rociadores de agua y espuma en casas de bombas, Muelles, llenaderas, descargaderas de Auto-tanques y Carro-tanques.

Deben realizarse pruebas en el sistema de distribución de agua y espuma para determinar la tasa de flujo y presión disponibles para propósitos de combate de incendios:

1. a)A las tuberías de agua y espuma deben realizarse las pruebas hidrostáticas y firmarse los certificados de prueba y materiales del sistema y sus componentes contra incendio;
2. b)La tubería, desde el suministro de agua hasta el anillo de agua y/o espuma contra incendio, debe lavarse por completo antes de realizar la conexión al equipo que protegerá;
3. c)Toda la tubería y accesorios deben probarse hidrostáticamente a 14 kg/cm2(200 lbs/pulg2) o 3.5 kg/cm2 (50 lbs/pulg2) por encima de la presión de trabajo del sistema, lo que sea mayor, y debe mantenerse esa presión con una tolerancia de ± 0.35 kg/cm2 (5 lbs/pulg2) por 2 h;
4. d)Cada hidrante debe probarse con la presión de agua del sistema en posición totalmente abierto y totalmente cerrado;
5. e)Todas las válvulas de control deben probarse con la presión de agua del sistema abriendo y cerrando totalmente para confirmar su operación apropiada;
6. f)Las bombas de agua contra incendio, deben ser verificadas en sus características de operación con pruebas de presión y flujo;
7. g)Prueba de operación del sistema proporcionador de espuma contra incendio, verificando su flujo, y
8. h)Prueba de operación del sistema de rociadores contra incendio, verificando su flujo y aplicación de enfriamiento.

 

Los planos del sistema contra incendio deben incluir especificaciones que cubran las características de los materiales usados y describir todos los componentes del sistema.

Deben realizarse todas las pruebas necesarias, antes, durante y después de su instalación, para que los sistemas de contra incendio funcionen de acuerdo a su diseño, tanto en tanques de almacenamiento (cámaras de espuma e inyección subsuperficial), como los sistemas de rociadores de agua y espuma.

La instalación de los sistemas de protección contra incendio por agua y espuma, además de cumplir los requerimientos del código NFPA 30 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, debe satisfacer lo instruido por el fabricante de los equipos y componentes, para lograr el funcionamiento de acuerdo a sus especificaciones y Diseño de aplicación del agente extintor a la instalación que protege.

No deben obstruirse los sitios donde se ubiquen los hidrantes, monitores, extintores fijos y móviles, además estos accesorios deben contar con señalamientos claros y visibles, de acuerdo a la normatividad nacional vigente y aplicable.

Con base al Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias, en las áreas donde exista la probabilidad de riesgo por incendio, los soportes y estructuras metálicas, deben contar con protección retardante al fuego (material ignifugo), su aplicación y especificación debe ser la establecida en el Diseño.

9.3.16 Extintores

La selección, ubicación, cantidad y tipo de extintores debe estar en función del riesgo y cumplir con lo establecido en el numeral 7.2, inciso b) y 7.17, incisos d) y f) de la NOM-002-STPS-2010, Condiciones de seguridad-Prevención y protección contra incendios en los centros de trabajo, vigente, equivalente o aquella que la modifique o sustituya; deben estar protegidos de la intemperie y su ubicación debe contar con señalamientos.

El Regulado debe evidenciar el cumplimiento de la NOM-002-STPS-2010, Condiciones de seguridad-Prevención y protección contra incendios en los centros de trabajo, mediante el dictamen expedido por una unidad de verificación acreditada y aprobada en términos de la Ley Federal de Metrología y Normalización o las actas y minutas correspondientes a la verificación satisfactoria del cumplimiento de la presente Norma, por parte de la inspección federal del trabajo, en el marco de las evaluaciones integrales del Programa de Autogestión en Seguridad y Salud en el Trabajo, o las actas circunstanciadas expedidas por la autoridad local de protección civil de acuerdo a los numerales 13.1, 13.4 y 13.5 de la Norma en mención.

9.3.17 Sistemas de detección de humo, gas y fuego

La selección, instalación, uso y mantenimiento de detectores para humo, gas y fuego deben cumplir con la normatividad nacional e internacional vigente como los códigos: IEC 60079 parte 29-2, ISO 7240 partes 7, 9, 10, 16 y 19 vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan. Cuando instalación del detector sea para operar en áreas clasificadas, éste debe ser intrínsecamente seguro y cumplir con el código IEC 60079 parte 11, vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

Los detectores y alarmas deben estar certificados por UL, FM, CSA o por cualquier otro organismo certificador equivalente acreditado en términos de la LFMN.

El proceso de análisis para determinar la cobertura y selección del tipo de detector se debe desarrollar bajo un escenario crítico (fuego y nube tóxica), la combinación de identificación de peligros y evaluación de riesgos, identificar las fuentes de ignición potencial, tipos de combustibles y desarrollo o comportamiento del fuego, probabilidad de ocurrencia y consecuencias del evento; debe ser bajo el análisis de evaluación de consecuencias.

Se debe contar con un sistema de señalización (audible/visible) del sistema de alarmas que permita al personal identificar la ubicación de una emergencia de manera rápida y precisa, e indicar el estado del equipo de emergencia o de las funciones de seguridad contra incendio que podrían afectar la seguridad del personal.

Una vez instalado el sistema de gas y fuego se deben llevar a cabo pruebas de aceptación en sitio (OSAT), con objeto de comprobar el buen funcionamiento y las características operacionales de cada uno de los equipos, de acuerdo con los requisitos establecidos en la filosofía de operación del sistema.

9.3.18 Frentes de ataque

Los frentes de ataque en las instalaciones terrestres de almacenamiento, como son las vías de acceso, pasillos, puertas y equipo operativo, deben construirse de forma que permita que el personal y el equipo contra incendio ingresen a las instalaciones a cualquier área afectada por el fuego. Estos frentes de ataque deben considerar la protección de la radiación térmica al personal y equipo.

 

9.3.19 Sistema de protección al medio ambiente

En cuanto a Construcción de instalaciones terrestres de almacenamiento, el Regulado debe dar cumplimiento a la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente y sus respectivos Reglamentos.

9.3.20 Señalización

Al término de la Construcción todos los tanques de almacenamiento, equipos, tuberías, válvulas, bombas y áreas de Recepción y Entrega de la instalación, debe estar identificados de acuerdo al peligro, riesgo, tipo de Producto manejado y condiciones de operación; de igual manera todas las áreas, accesos, patios de circulación y estacionamientos deben contar con señalamientos de tipo preventivo, restrictivo e informativo como se establece en las Normas, Códigos y Estándares nacional e internacional aplicables y vigentes.

9.4 Conclusión de la Construcción de la instalación

Una vez terminada la construcción de la instalación el Regulado debe contar con un libro de proyecto ejecutivo, en el que se incluya cada uno de los elementos que componen las instalaciones, dicho proyecto debe contener la ingeniería de detalle en su edición «Como Quedó Construido» (As-Built); que comprenda como mínimo, lo siguiente:

1. a)Datos generales de la instalación (nombre, dirección, u otros);
2. b)Capacidad de las áreas operativas;
3. c)Normatividad aplicable, códigos y estándares;
4. d)Ubicación georreferenciada;
5. e)Inventario de Productos manejados;
6. f)Medidas de seguridad industrial y ambiental;
7. g)Estudios de mecánica de suelos y topográfico;
8. h)Estudio hidrológico e hidráulico;
9. i)Memorias de cálculo y diseño;
10. j)Actualización del Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias
11. k)Información mínima de las siguientes especialidades:

Ingeniería de procesos

1. Actualización de diagrama de flujo de proceso y servicios auxiliares;
2. Actualización de bases de diseño;
3. Actualización de requerimiento de servicios principales (auxiliares);
4. Actualización de balance de materia y energía;
5. Actualización de lista de equipo;
6. Filosofías de operación;
7. Actualización de Plano de Localización General (Plot Plant)
8. Actualización de diagramas de tubería e instrumentación;
9. Actualización de lista de líneas de proceso y servicios auxiliares;
10. Actualización de lista de TIE-IN’s (puntos de interconexión);
11. Actualización de hojas de datos y memoria de cálculo, y
12. Especificaciones técnicas.

Corrosión

1. Diseño y filosofía de operación del sistema de protección, y
2. Especificación técnica para el sistema de recubrimiento anticorrosivo para la protección interna/externa.

 

Arquitectura

1. Planos de urbanización general;
2. Plano de caseta de vigilancia, control de acceso, etc. (en caso de aplicar);
3. Plano de subestación eléctrica (en caso de aplicar);
4. Planos de taller mecánico y eléctrico;
5. Planos de cuarto de control (en caso de aplicar);
6. Planos de cuarto de cambios (baños generales y regaderas);
7. Plano de almacén de materiales, y
8. Plano de almacén de residuos peligrosos.

Ingeniería Civil

1. Plano de cimentaciones de tanques de almacenamiento;
2. Planos hidráulicos de la instalación;
3. Planos sanitarios (aguas aceitosas y aguas negras);
4. Plano de guías mecánicas de instalación eléctrica;
5. Planos Telecom (en caso de aplicar), y
6. Plano de soporterías.

Ingeniería en tuberías

1. Especificaciones de materiales de tuberías;
2. Plano de notas generales para tuberías;
3. Planos de arreglos de tuberías aéreas vistas en: plantas, elevaciones, cortes o detalles;
4. Planos de tuberías subterráneas;
5. Plano de tubería de la red de agua contra incendio, y
6. Dibujos isométricos de tuberías.

Análisis de esfuerzos

1. Apoyos y guías para tuberías;
2. Cálculo de cargas y localización de estructuras especiales (en caso de aplicar), y
3. Isométricos con la localización de apoyos y guías para tuberías.

Ingeniería eléctrica

1. Diagramas unifilares;
2. Arreglo de equipo eléctrico;
3. Distribución de tableros eléctricos;
4. Cédula de conductores y tubería;
5. Sistemas de puesta a tierra;
6. Sistemas de protección contra descargas atmosféricas, y
7. Sistema de alumbrado de la instalación.

Ingeniería de instrumentación y control

1. Índice de instrumentos;
2. Diagramas funcionales de instrumentación (lazos de control);
3. Especificación del sistema de control;
4. Arquitectura del sistema de control;
5. Base de datos del Sistema de Control (SDMC);
6. Lógicos de control;

 

7. Especificación del sistema de paro de emergencia;
8. Hojas de especificación de instrumentos;
9. Matriz de paro por emergencia;
10. Plano de localización y rutas eléctricas SDMC;
11. Plano de localización y rutas eléctricas del sistema de paro de emergencia;
12. Cédula de conductores de Instrumentos de proceso, y
13. Cédula de conductores de Instrumentos del sistema de paro de emergencia.

Ingeniería de Telecomunicaciones

1. Planos de arquitectura y/o configuración de los sistemas con que cuente la instalación, y
2. Especificaciones Técnicas de los sistemas con que cuente la instalación.

Ingeniería Mecánica Equipo Dinámico

1. Hojas de Datos de equipo dinámico, y
2. Especificaciones técnicas de equipo dinámico.

Operación

1. Manual de Operación;
2. Matriz de arranque y paro, y
3. Procedimientos de operación normal y de emergencia de la instalación.

Seguridad Industrial

1. Filosofía de operación de los sistemas de agua contar incendio y detección y alarma;
2. Especificaciones de equipo del sistema de agua contar incendio y sistema de detección y alarma;
3. Planos de localización de equipo contra incendio;
4. Planos de localización de detectores y alarmas;
5. Matrices Lógicas del sistema de detección y alarma de la instalación;
6. Planos de rutas conduit del sistema de detección y alarma;
7. Diagramas de alambrado del sistema de detección y alarma, y
8. Plano de localización de letreros de seguridad, puntos de reunión y rutas de evacuación.

Recipientes

1. Especificaciones técnicas de los tanques de almacenamiento;
2. Pre-arranque

El Regulado previo a la puesta en operación de equipos e instalaciones nuevas, modificadas o rehabilitadas, es decir, antes de la carga de Productos en las tuberías y equipos, debe aplicar la Revisión de Seguridad de Pre-Arranque (RSPA), como se describe a continuación.

10.1. Revisión de Seguridad de Pre-arranque (RSPA)

El Regulado debe contar con un mecanismo para realizar la Revisión de Seguridad de Pre-arranque (RSPA), para los equipos o Instalaciones sujetos a un inicio o reinicio de operaciones; cuando se presente alguno de los siguientes escenarios: equipos o Instalaciones nuevas, reparadas, modificadas, que han estado fuera de servicio durante un periodo mayor o igual a 6 meses, o cuando la Agencia lo solicite por motivos de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al medio ambiente.

El Regulado debe efectuar la RSPA, de acuerdo con los siguientes criterios:

1. De forma total, cuando la logística del arranque de sus Instalaciones y procesos lo permita.
2. Por etapas o secuenciada, cuando la logística del arranque de sus Instalaciones y procesos así lo requieran.

 

Cuando el Regulado realice la RSPA por etapas o secuenciada de los equipos y/o Instalaciones, debe obtener un solo Dictamen que valide la totalidad de las revisiones que fueron necesarias para el inicio o reinicio de las operaciones del equipo y/o instalación sujeta a la RSPA.

El Regulado para realizar la RSPA debe llevar a cabo como mínimo lo siguiente:

10. a)Conformar el grupo responsable de llevar a cabo la RSPA, de conformidad con lo establecido en el numeral 10.1.1;
11. b)Designar un coordinador;
12. c)Proporcionar los recursos técnicos, humanos y los que sean necesarios para llevar a cabo la RSPA, y
13. d)Obtener el Dictamen RSPA, de conformidad con lo establecido en el presente Capítulo.

10.1.1. Grupo responsable

El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe conformarse por el personal que participará en la construcción, reparación, modificación o rehabilitación de los equipos o Instalaciones, así como aquellos que operarán, darán mantenimiento y ejecutarán las funciones de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al medio ambiente, una vez que se lleve a cabo el inicio o reinicio de la Operación.

En caso de considerarse necesario en el desarrollo de la RSPA y atendiendo a la complejidad de los procesos, Instalaciones o equipos, deben integrarse especialistas en materias tales como: civil, eléctrico, mecánico, ya sea éste estático o dinámico, instrumentos, áreas internas y externas, fabricantes, licenciadores, o cualquier otro personal propio, contratista, subcontratista, proveedor o prestador de servicio que, por su relación con el equipo o instalación, intervenga.

Los integrantes del grupo responsable de llevar a cabo la RSPA deben, entre otras:

1. a)Participar con el grupo responsable de llevar a cabo la RSPA proporcionando la información necesaria;
2. b)Participar en el análisis y jerarquización de los Hallazgos que resulten de la RSPA;
3. c)Dar cumplimiento a los requisitos de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al medio ambiente en el área de su competencia;
4. d)Elaborar y ejecutar los programas de atención a los Hallazgos tipo «A»
5. e)Elaborar y ejecutar los programas de atención a los Hallazgos tipo «B» y «C»,
6. f)Validar los programas establecidos en los incisos d y e;
7. g)Verificar que se cumplan las recomendaciones derivadas de los Hallazgos de la RSPA, y
8. h)Generar los registros de su participación y aportación de acuerdo con su especialidad, entregándolos al coordinador de la RSPA al inicio o reinicio de operaciones.

El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe realizarla en forma documental y de campo, con la finalidad de verificar que los requisitos y especificaciones técnicas de Diseño, Construcción, así como aquellas condiciones en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al medio ambiente necesarios para un arranque seguro, han sido cumplidos de acuerdo con la presente Norma Oficial Mexicana.

10.1.2. Revisión documental.

La revisión documental de los equipos o Instalaciones sujetas a un inicio o reinicio de operaciones, debe llevarse a cabo utilizando las listas de verificación que permitan la Identificación, verificación, control y seguimiento de Hallazgos de Pre-arranque, considerando como mínimo los siguientes elementos del Sistema de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al medio ambiente de los Regulados:

1. a)Identificación de peligros y Análisis de Riesgo;
2. b)Requisitos legales;
3. c)Competencia, capacitación y entrenamiento;
4. d)Mejores prácticas y estándares;
5. e)Control de actividades y procesos;
6. f)Integridad Mecánica y Aseguramiento de la Calidad;
7. g)Preparación y respuesta a emergencias;

 

1. h)Monitoreo, verificación y evaluación;
2. i)Auditorías, e
3. j)Investigación de incidentes y accidentes.

10.1.3. Revisión de campo

El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe revisar los equipos o Instalaciones sujetas a un inicio o reinicio de operaciones verificando en campo que se cumplen las condiciones de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al medio ambiente. La revisión en campo debe incluir elementos tales como: revisión física, entrevistas, pruebas, reportes de campo, registros u otros medios de verificación, que permitan demostrar como mínimo lo siguiente:

1. a)Congruencia entre lo indicado en la revisión documental y lo existente en campo;
2. b)Cumplimiento de lo dispuesto en las especificaciones de diseño, planos aprobados para construcción (APC) y planos As-built;
3. c)Cumplimiento de requisitos físicos de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de Protección al medio ambiente su integridad, operatividad, repetitividad;
4. d)Cumplimiento de los requisitos legales y documentales de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de Protección al medio ambiente, aplicables a los equipos o Instalaciones sujetas a la RSPA, y
5. e)Cumplimiento de los requisitos orientados al personal, contratistas, subcontratistas, proveedores y prestadores de servicios aplicables a los equipos o Instalaciones sujetas a la RSPA.

La información que se genera de la revisión documental y de campo debe registrarse en listas de verificación que permitan la identificación, verificación, control y seguimiento de los Hallazgos de Pre-arranque; conteniendo al menos la siguiente información:

1. a)Nombre del elemento a revisar;
2. b)Puntos que verificar;
3. c)Comentario o información presentada;
4. d)Hallazgo;
5. e)Jerarquización del Hallazgo en A/B/C;
6. f)Acciones;
7. g)Responsable;
8. h)Fecha de atención, y
9. i)Estado de cumplimiento.

El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe identificar, analizar y jerarquizar los Hallazgos, los cuales deben ser clasificados en 3 (tres) categorías: tipo «A», «B» y «C».

Los Hallazgos detectados por el grupo responsable de llevar a cabo la RSPA deben ser registrados y planteados en un escenario de riesgo. Para jerarquizarlos el grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe desarrollar una matriz de riesgo de frecuencia y consecuencia, tomando como base información de datos propios o de bibliografía especializada, para definir los valores que se asignarán a la frecuencia y consecuencia de los Hallazgos identificados, justificando la información presentada y/o indicando las fuentes o referencias bibliográficas; como ejemplo se muestran las Tablas 10, 11 y 12 siguientes:

Tabla 10. Frecuencia

Valor	Descripción
4	El evento ha ocurrido alguna vez en los equipos o Instalaciones delmismo tipo o similar, durante los últimos 2 años.
3	El evento ha ocurrido alguna vez en los equipos e Instalaciones delmismo tipo o similar, en un periodo ³ 2 y â¤ 5 años.
2	El evento ha ocurrido alguna vez en los equipos e Instalaciones delmismo tipo o similar, en un periodo ³ 5 y â¤ 10 años.
1	El evento no ha ocurrido en un periodo mayor de 10 años, enInstalaciones del mismo tipo o similar en la industria.

 

Tabla 11. Consecuencia

Calificación (Cuando el grupo responsable de llevar a cabo laRSPA defina que pudiera presentarse al menos una de las consecuencias de la fila correspondiente)	Personas	Instalaciones y producción	Medio Ambiente
4	Una o más fatalidades.	Daño a lasinstalaciones yproducción que serestablecería en más de una semana.	Impacto al medioambiente externo.
3	Lesiones no reversibles.	Daño a lasinstalaciones yproducción que serestablecería entre 1 y 5 días.	Impacto al medioambiente al interior de la instalación, que afecta a más de un área interna.
2	Lesiones reversibles con incapacidades y tratamiento médico.	Daño a lasinstalaciones yproducción que serestablecería en undía o menos.	Impacto al medioambiente al interior de la instalación que tiene impacto sólo en el área donde se genera.
1	Sin lesión.	La continuidadoperativa no sepierde.	Las consecuenciasserían menores acualquiera de lasanteriores.

 

Tabla 12. Calificación

El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe elaborar y ejecutar los programas de atención a los Hallazgos tipo «A», los cuales se atenderán antes del inicio o reinicio de operaciones, así mismo, deben elaborar los programas de atención a los Hallazgos tipo «B» y «C», los cuales estipularán los plazos para su cumplimiento.

El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA validará que los equipos o Instalaciones sujetas a un inicio o reinicio de operaciones, se encuentran en condiciones de iniciar operaciones, documentando la siguiente información:

1. a)Lugar y fecha de inicio y terminación de la RSPA;
2. b)Nombre y descripción de la instalación y los equipos revisados;
3. c)Cumplimiento de las acciones derivadas de la totalidad de Hallazgos tipo «A»;
4. d)Programa de atención al cumplimiento de Hallazgos tipo «B» y «C»;
5. e)Cumplimiento de las acciones derivadas de Hallazgos «B» y «C» programadas previo al inicio o reinicio de operaciones.
6. f)Escrito bajo protesta de decir verdad en donde se mencione que los equipos e Instalaciones han sido revisados y las condiciones de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al medio ambiente, para un arranque seguro están cumplidas, y
7. g)Nombre, cargo y firma de los integrantes del grupo responsable de llevar a cabo la RSPA.

Cuando se efectúe en varias etapas la RSPA en los equipos o Instalaciones, el Regulado debe obtener la validación correspondiente para cada etapa.

10.1.4. Dictamen de Pre-arranque

Para el inicio o reinicio de operaciones, el Regulado debe obtener el Dictamen de Pre-arranque emitido por la Unidad de Verificación, en el que conste que la Construcción y los equipos son acordes a la ingeniería de detalle, a las modificaciones incorporadas en dicha ingeniería durante la Construcción, y que las recomendaciones tipo «A» fueron atendidas.

Una vez obtenido el Dictamen de Pre-arranque favorable, establecido en el párrafo anterior, el Regulado deben autorizar la puesta en operación de equipos o Instalaciones nuevas, reparadas, modificadas, que han estado fuera de servicio, o cuando la Agencia lo solicite; una vez cumplidas las recomendaciones derivadas de los Hallazgos tipo «A».

El Dictamen, debe ser presentado a la Agencia, en copia simple, por los medios que establezca, en un plazo máximo de 10 días hábiles, posterior al inicio de operaciones.

Cuando la totalidad de acciones derivadas de los Hallazgos «B» y «C» de la RSPA se hayan cumplido, el Regulado debe hacerlo constar mediante un acta de cierre.

11. Operación

Las instalaciones terrestres de almacenamiento a las que se refiere la presente Norma Oficial Mexicana, deben contar con todos los permisos necesarios para su Operación, incluyendo la autorización en materia de Impacto Ambiental y sus correspondientes Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias y demostrar el cumplimiento de los mismos, la Operación incluye las siguientes etapas:

1. a)Pre-Arranque (Arranque inicial);
2. b)Operación normal;
3. c)Paro de emergencia;
4. d)Paro normal de la instalación;
5. e)Acciones de reanudación de operaciones después de un paro programado o de emergencia;
6. f)Activación de sistemas de seguridad;
7. g)Plan de respuesta a emergencia, y
8. h)Verificación y mantenimiento de equipos y accesorios de las instalaciones.

11.1. Pruebas pre-operativas (empaque de Productos)

 

Previo al empaque de los tanques con Productos, el Regulado debe contar con operadores capacitados, los cuales deben establecer los procedimientos documentados específicos para las pruebas Pre-operativas de los diferentes sistemas que componen la instalación (iniciando con los tanques) mismos que deben estar elaborados a partir de las especificaciones e instructivo de los fabricantes. En dichos procedimientos se debe especificar lo siguiente:

1. a)Objetivo de la prueba;
2. b)Límites de flujo, presión y niveles de Productos a los que se empacará el tanque;
3. c)Los componentes, las etapas y la secuencia en que se deben realizar las pruebas;
4. d)Los controles y válvulas mediante los cuales se aislarán los componentes del tanque, para realizar las pruebas individuales que se requieran, las pruebas de los subsistemas y las pruebas de las instalaciones terrestres de almacenamiento completo;
5. e)Las variables que se deben medir durante las pruebas y los resultados que se deben obtener para ser aprobadas;
6. f)Las actividades, responsabilidad y capacitación requerida del personal asignado a la realización de las pruebas pre-operativas;
7. g)Los ajustes de los dispositivos de relevo de presión o vacío, o la presión de operación máxima o mínima de cada componente;
8. h)Los sistemas de seguridad de las instalaciones terrestres de almacenamiento y personal que debe estar alerta, y
9. i)Plan de respuesta a emergencia para la prueba pre-operativas.

11.2. Pruebas operativas

Una vez concluidas las pruebas pre-operativas de las instalaciones terrestres de almacenamiento con Productos, deben realizarse pruebas de tipo dinámico a todos los equipos de bombeo del sistema de almacenamiento, con objeto de verificar las especificaciones de potencia, capacidad de flujo, presiones y demás parámetros nominales que los caracterizan. Para estas pruebas también deben especificarse por escrito los incisos anteriores y debe llevarse un control de las pruebas y de los resultados obtenidos de las mismas en la bitácora de operaciones de la instalación terrestre de almacenamiento.

11.3 Inicio de operación

Una vez concluidas las pruebas pre-operativas y operativas, se da el inicio de operaciones, etapa en la que el Regulado debe contar con operadores capacitados. El Regulado debe elaborar el manual de operaciones el cual deberá contar con procedimientos documentados específicos de los siguientes numerales, mismos que deben ser comunicados, accesibles y encontrarse en lugares visibles, contemplando las medidas de seguridad.

11.4 Procedimientos de operación normal

Las actividades contenidas en los procedimientos de Operación normal deben contener los valores normales de operación (flujos, presiones, temperaturas y niveles), que se muestran en los diagramas de flujo de proceso y los diagramas de tuberías e instrumentación.

Se deben indicar los parámetros, los modos de control y los equipos principales que deben ser observados durante la Operación, indicando las causas y los efectos de las diferentes variables, rangos, puntos de ajuste, alarmas y controles especiales para la Operación dentro de los limites seguros, incluyendo los registros de las inspecciones rutinarias a equipos, sistemas e instrumentos básicos.

Los procedimientos específicos deben contener al menos:

1. a)Descripción de las actividades para la Recepción, almacenamiento y Entrega de Productos, incluyendo la filosofía de control, condiciones de Diseño y Operación;
2. b)Limites seguros de Operación;
3. c)Secuencia lógica detallada para la operación de la Recepción y Entrega por medio de ducto, Auto-tanques, Carro-tanques y/o Buque-tanques, según aplique (incluidas medidas de seguridad como puesta a tierra, verificación del Producto a manejar, colocación de topes, entre otros);
4. d)Secuencia lógica para vaciar y sacar de servicio, llenar y poner nuevamente en servicio las áreas de la instalación y sus sistemas complementarios;
5. e)Listado de soluciones a problemas típicos de la Operación;

 

1. f)Descripción de la operación de Trasvase del Producto previniendo el llenado excesivo de los tanques, Auto-tanques, Carro-tanques y/o Buque-tanques;
2. g)Verificación de condiciones de integridad mecánica de equipos a cargar, así como la verificación del Producto a manejar;
3. h)Calificación del personal (la Operación de los subsistemas que integran el sistema de almacenamiento sólo podrá ser realizada por personal calificado para las funciones asignadas);
4. i)Descripción de las obligaciones de la persona asignada a la Operación de cada subsistema o instalación, y
5. j)Las actividades de operación durante la Recepción y Entrega deben estar contenidas dentro del manual de operaciones de las instalaciones terrestres de almacenamiento motivo de la presente Norma Oficial Mexicana.

11.5 Procedimientos de emergencia operacional

En estos procedimientos se debe señalar la secuencia lógica de los mismos. En caso que los parámetros de control de proceso se encuentren fuera de sus límites seguros de Operación, éstos deben determinarse hasta llevar a la instalación a una condición segura; estos procedimientos deben llevarse a cabo, al menos, en los siguientes casos:

1. a)Falla de energía eléctrica;
2. b)Falla de comunicaciones (entre Recepción, almacenamiento, bombeo y Entrega);
3. c)Sobrellenado del tanque de almacenamiento, Auto-tanque, Carro-tanque y Buque-tanque;
4. d)Pérdidas de contención en tanque de almacenamiento, Auto-tanque, Carro-tanque y Buque-tanque;
5. e)Represionamiento en ducto;
6. f)Por bajo nivel de succión en bombas;
7. g)Falla de aire de instrumentos (si se cuenta con instrumentación neumática);
8. h)Detección de altos niveles de explosividad, y
9. i)Operación parcial del sistema de control de Seguridad Operativa.

11.6. Planes de respuesta a emergencia (paros ordenados o de emergencia)

El plan de respuesta a emergencias debe considerar todos los procedimientos establecidos para la atención de emergencias al interior y al exterior de la instalación terrestre de almacenamiento, determinados en el Análisis de Riesgos como eventos probables de ocurrencia.

Con base en el Análisis de Riesgos, el Regulado debe contar con los procedimientos de emergencia al menos para los siguientes escenarios:

1. a)Pérdidas de contención en tanque de almacenamiento, Auto-tanque, Carro-tanque y Buque-tanque;
2. b)Fuga de Producto por ducto:
3. c)Detección de altos niveles de explosividad;
4. d)Incendio en diferentes áreas de la instalación de Recepción, almacenamiento y Entrega, y
5. e)Personal lesionado, en diferentes áreas de la instalación terrestre de almacenamiento.

11.7. Activación de sistemas de seguridad

Al suscitarse un Incidente o Accidente en las áreas de la instalación de Recepción, almacenamiento y Entrega, se debe cumplir lo siguiente:

1. a)Se deben incluir las acciones necesarias para controlar el Incidente o Accidente y llevar a condiciones seguras las instalaciones, el personal y el medio ambiente;
2. b)Evaluar la magnitud del incidente o accidente y aplicar el plan de respuesta a emergencias, ya sea interno o externo, manteniéndose los registros de todos los Incidentes o Accidentes que se presenten durante la Operación y el Mantenimiento;
3. c)Se debe contar con un programa de capacitación y adiestramiento para los escenarios de riesgo incluyendo simulacros operacionales y de contra incendio, debiendo existir un registro y un programa de ellos y de la atención de las desviaciones que se presenten, y
4. d)Si durante la Operación normal se registran fugas de Productos, pérdida de inventario o derrame que

impliquen un daño a las personas, a los equipos, a los materiales y/o al medio ambiente, se debe dar atención inmediata y notificar a la Agencia, de acuerdo a lo establecido por las DISPOSICIONES administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para Informar la ocurrencia de incidentes y accidentes a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, emitidas por la Agencia o aquella que la modifique o sustituya.

11.8. Acciones de reanudación de operaciones después de un paro ordenado o de emergencia

Después de la realización de un paro ordenado o de emergencia y posterior a la resolución de las contingencias que hayan obligado a realizar dicho paro, se debe iniciar la reactivación de las operaciones; para ello, el Regulado constatar que todas las condiciones operativas y de seguridad principalmente, se encuentran en condiciones óptimas de arranque.

11.9. Prácticas de trabajo seguro

Dentro del manual se debe contar con un apartado adicional a los anteriores, en la cual se tengan por escrito las prácticas de trabajo seguro. Estas prácticas deben ser conocidas y aplicadas por el personal operativo en general, y se refieren a la recopilación de recomendaciones de fabricante y buenas prácticas nacionales e internacionales para la ejecución de trabajos esporádicos de operación, verificación, reparación y mantenimiento que impliquen un riesgo para las operaciones, el personal, las instalaciones y/o el medio ambiente como:

1. a)Autorización de trabajos (sistema de permisos de trabajo);
2. b)Intervención de equipos o sistemas eléctricos;
3. c)Apertura y cierre de bridas, conexiones de líneas y equipos (con fuentes de energía química, física y/o mecánica);
4. d)Trabajos en espacios confinados;
5. e)Trabajos en alturas;
6. f)Instalación y uso de barreras de seguridad;
7. g)Etiqueta, candado, despeje y prueba;
8. h)Uso de equipo de protección personal y específico;
9. i)Trabajos de excavación (opcional para Operación);
10. j)Armado y desarmado de andamios (opcional para Operación);
11. k)Trabajos de corte y soldadura (opcional para Operación), y
12. l)Izamiento y maniobras de cargas (opcional para Operación).

Adicionalmente, el Regulado debe contar con un sistema de capacitación continua en donde se administren los cambios del personal y se asegure que el personal operacional que ocupará puestos críticos para el proceso, conoce sus procedimientos de operación normal y los planes de respuesta a emergencias.

11.10. Almacenamiento

Para la adecuada Operación de los tanques de almacenamiento el Regulado debe confirmar que:

1. a)Cada tanque cuenta con una identificación con el tipo de servicio, Producto y sentido de flujo de las líneas y equipos;
2. b)El equipo de medición de los tanques, cuentan con un certificado vigente de calibración;
3. c)Las revisiones periódicas de la protección catódica y recubrimiento de tanques, así como el techo flotante externo y membrana interna de techo fijo deben ser registradas y firmadas por el operador responsable; dichos registros deben ser conservados en las instalaciones durante 5 años, y
4. d)No se debe operar los tanques de techo flotante externo o de membrana flotante interna, por debajo del nivel «bajo» de Operación, de tal forma que el techo flotante o la membrana se mantenga siempre flotando, sin que sus soportes toquen el piso.

11.11. Recepción y Entrega

Para una adecuada Operación, en las áreas de Recepción y Entrega de las instalaciones deben contar como mínimo con los aspectos siguientes:

1. a)Las actividades de Recepción y Entregadeben estar contenidas dentro del manual de operación, de las instalaciones terrestres de almacenamiento;

 

1. b)Mantener el registro diario de las condiciones operativas de los Productos almacenados, como presión, temperatura y flujo, entre otros;
2. c)Proteger al personal operativo de posibles caídas durante las actividades de Recepción empleando plataformas provistas de escaleras y pasamanos de servicio a la estructura de carga, las cuales deben mantenerse en óptimas condiciones;
3. d)Emplear tubos sumergidos en el líquido para minimizar las salpicaduras, descarga estática y generación de vapores, los cuales deben contar con una longitud y Diseño adecuado, así como un (SRV), cuando sea obligatorio;
4. e)Utilizar la Recepción situada en la parte inferior de los tanques para manejar líquidos inflamables Clase I y, preferentemente, para otros líquidos combustibles ligeros Clase III;
5. f)Emplear la Recepción situada en la parte inferior de los tanques si se requiere disminuir la cantidad de emisiones al ambiente del Producto almacenado, ya que los trabajos son realizados a un nivel que permite reducir las salpicaduras, así como el acumulamiento de cargas electrostáticas, y
6. g)Durante la Operación de Recepción y Entrega de Productos, las condiciones operativas deben permanecer estables.

11.11.1. Bombas

Para la adecuada Operación del equipo de bombeo en las instalaciones terrestres de almacenamiento, se debe cumplir como mínimo con lo siguiente:

1. a)Las actividades de bombeodeben estar contenidas dentro del manual de operación, de las instalaciones terrestres de almacenamiento;
2. b)Disponer de un manual de operación del equipo de bombeo de acuerdo con sus características específicas y a las mejores prácticas nacionales e internacionales de la industria;
3. c)Identificar el tipo de servicio, ubicación, sentido de flujo de los Productos que van a manejarse, placa de datos de operación y número de serie;
4. d)Verificar que dicho sistema esté libre de fugas;
5. e)Los depósitos y compartimientos que encierran partes en movimiento lubricadas deben ser diseñados para minimizar la contaminación del Producto por humedad y polvo;
6. f)Deben implementarse condiciones seguras de operación en los lugares confinados, gabinetes y carcasas que mitiguen el ruido y vibración excesiva, reduciendo las posibilidades de ignición en caso de producirse fugas;
7. g)Se deben implementar medidas para la correcta ubicación del equipo, ya sea en el interior o exterior, con objeto de disponer de ventilación y protección adecuada;
8. h)El equipo de respaldo debe tener las mismas especificaciones del equipo principal, para contar con una Operación continua, y
9. i)Se debe verificar periódicamente la alineación de la bomba-motor, para evitar la vibración y fugas del equipo.

Se debe contar con hoja de datos sobre el equipo de bombeo que incluya al menos lo siguiente:

1. a)Tipo de equipo de bombeo a emplear;
2. b)Curva de la bomba;
3. c)Vida útil del equipo;
4. d)Condiciones de succión y descarga (presión, temperatura, velocidad y gasto);
5. e)Condiciones mecánicas (altura, altitud, distancias, diámetros y vibración);
6. f)Selección de parámetros internos (rigidez de la flecha, cojinetes, sello mecánico, tuberías auxiliares, entre otros);
7. g)Compatibilidad de materiales con el Producto a manejar, y
8. h)Se debe considerar la operación local y remota para arranque, paro y control.

11.11.2. Recepción y Entrega de Auto-tanques

 

Para la adecuada Operación por medio de Auto-tanques, el Regulado, debe comprobar que:

1. a)Las actividades de Recepción y Entrega por Auto-tanquesdeben estar contenidas dentro del manual de operación, de las instalaciones terrestres de almacenamiento;
2. b)Sólo deben cargarse Productos en Auto-tanques cuyo material de Construcción sea compatible con sus características químicas;
3. c)El Producto cargado debe también ser compatible con aquel que haya sido cargado anteriormente a menos que el tanque del vehículo haya sido drenado totalmente;
4. d)El llenado de líquidos, a través de domos abiertos hacia los Auto-tanques puede hacerse mediante un tubo que se extienda hasta 150 mm del fondo del Auto-tanque, con el objeto de disminuir la generación de cargas de electricidad estática; siempre y cuando no se generen mezclas de vapor-aire dentro del rango de inflamabilidad, o cuando el Producto transferido a los tanques puede formar una mezcla inflamable;
5. e)Cuando se usa la carga por el domo de los Auto-tanques deben contar con deflectores de salpicaduras u otros dispositivos para impedir salpicaduras y minimizar la turbulencia, y
6. f)Para Auto tanque, si el chofer de la unidad no es quien realiza las actividades de Recepción o Entrega, mantenerlo en un sitio seguro cerca de su unidad misma que debe permanecer apagada durante la operación.

11.11.3. Recepción y Entrega de Carro-tanques

Para la adecuada Operación por medio de Carro-tanques, el Regulado, debe comprobar que:

1. a)Las actividades de Recepción y Entrega de Carro-tanquesdeben estar contenidas dentro del manual de operación, de las instalaciones terrestres de almacenamiento. Sólo deben cargarse Productos en tanques de carga construidos de materiales compatibles con las características químicas de los líquidos;
2. b)Los Productos cargados también deben ser químicamente compatibles con el Producto de la carga inmediata anterior a menos que se haya limpiado el tanque de carga;
3. c)Antes de cargar los Carro-tanques a través de domos abiertos o llenado por el fondo, debe hacerse una «conexión a tierra» antes de levantar las tapas del domo; esta conexión permanecerá en su sitio hasta completar el llenado y las tapas del domo hayan sido cerradas y aseguradas;
4. d)El llenado a través de domos abiertos a Carro-tanques que contienen mezclas de vapor-aire dentro del rango de inflamabilidad, o cuando el Producto transferido a los tanques puede formar una mezcla de estas características, debe hacerse mediante un tubo que se extienda hasta 150 mm del fondo del tanque;
5. e)Cuando se carga un Carro-tanque por su parte superior con líquidos inflamables Clase I o combustibles Clase II, sin un sistema de control de vapores, las válvulas usadas para el control de flujo final deben ser de cierre automático y mantenerse abiertas manualmente, excepto cuando sean provistos de medios automáticos para el corte de flujo cuando el tanque está lleno;
6. f)Los sistemas de corte automático deben equiparse con una válvula de cierre manual ubicada a una distancia adecuada de la boquilla de llenado para detener el flujo si el sistema automático falla;
7. g)Cuando se carga un Carro-tanque por el fondo, deben proveerse medios positivos que permitan cargar una cantidad predeterminada de Producto y se opere con el control automático de cierre secundario para impedir sobre-llenado;
8. h)Los componentes de la conexión entre el cabezal de carga y el Carro-tanque deben ser compatibles, y
9. i)La conexión entre la manguera, la tubería de carga de Producto y la tubería del Carro-tanque debe hacerse mediante un acoplamiento de desconexión en seco.

11.12. Sistemas adicionales de seguridad

Los sistemas adicionales de seguridad con que la instalación terrestre de almacenamiento, debe contar se describen a continuación.

11.12.1. Sistema de tierra, Pararrayos/Apartarrayos

Posterior a la Construcción, los tanques de almacenamiento deben contar con un sistema de conexión a tierra física y un sistema de Pararrayos y/o Apartarrayos (protección contra descargas atmosféricas), para

evitar un posible incidente, debido al desgaste del material por efecto de corrosión, cumpliendo con las Normas Oficiales Mexicanas NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización) y NOM-022-STPS-2008, Electricidad estática en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad, vigentes, equivalentes o aquellas que las modifiquen o sustituyan.

Para los sistemas de Recepción y Entrega por Buque-tanques, todos los brazos de carga deben contar con un sistema de tierra física.

Como parte de la Operación, el Regulado debe verificar la integridad del cable, conectores y resistividad del sistema con que cuentan los tanques, cerciorándose, se corrijan en forma inmediata las anomalías detectadas.

11.12.2. Drenajes/separador de aceite

Como parte de la Operación de estos sistemas el Regulado debe realizar recorridos diarios, para verificar que estos sistemas, se mantengan:

1. a)Libres de Producto;
2. b)Desazolvados;
3. c)Con integridad mecánica en tapas/rejillas, válvulas de control, sellos hidráulicos, e
4. d)Identificados con el sentido de flujo señalado.

11.12.3. Tuberías y válvulas

Para la adecuada Operación del sistema de tuberías y válvulas en instalaciones terrestres de almacenamiento, se debe observar lo siguiente:

1. a)Disponer de los documentos o manuales específicos sobre la adecuada Operación de los diversos tipos de válvulas;
2. b)Verificar la operatividad de las válvulas de relevo, seguridad y alivio; dicha actividad debe considerarse en el programa de Operación y Mantenimiento, y
3. c)Verificar las condiciones operativas del Producto almacenado (presión, volumen, temperatura, flujo y características de corrosión).

11.12.4. Recubrimiento anticorrosivo

De acuerdo con las condiciones del ambiente (costa o tierra adentro) y lugar (suelo, agua y nivel freático), donde se construya la instalación terrestre de almacenamiento, si el Regulado opta por los sistemas de protección anticorrosiva autoimprimantes, éstos deben cumplir con los requisitos que se establecen en los capítulos 4, 5 y tablas del Anexo A de la Norma ISO 12944-5 vigente, equivalente o aquel que la sustituya.

El recubrimiento anticorrosivo debe respetar las especificaciones establecidas por el fabricante y de acuerdo a lo que establezca el manual de operación, en lo que se refiere a tipo de Producto que se maneja, velocidad de flujo, temperatura y presión.

11.12.5. Protección catódica

Los sistemas de protección catódica deben ser monitoreados periódicamente por personal calificado para dar cumplimiento a los criterios de protección catódica establecidos durante la ingeniería del proyecto, verificar el funcionamiento adecuado del equipo y que se aplique el nivel apropiado de protección catódica para controlar la corrosión.

11.12.6. Instalación eléctrica

Como parte de la Operación de estos sistemas el Regulado debe asegurar en recorridos diarios, independientemente de los programas de mantenimiento predictivo y preventivo, para que estas instalaciones mantengan su integridad eléctrica:

1. a)Sellos eléctricos (O âring);
2. b)Tapas y cajas;
3. c)Conexión de equipos;
4. d)Tubería conduit;
5. e)Coples flexibles, y
6. f)Sellos serie EYS.

Antes de intervenir algún equipo eléctrico por mantenimiento, el personal de Operación debe

desenergizarlo, cumpliendo con el procedimiento de etiqueta, candado, despeje y prueba.

11.12.7. Sistema de tierras

Todo el sistema de tierras, pozos de tierras y conexiones, deben ser probadas en cuanto a continuidad eléctrica y su resistividad, antes de empacar las tuberías y equipos con los Productos manejados en la instalación. Este resultado se deberá evidenciar cuando la Agencia así lo requiera con la exhibición del Dictamen emitido por una Unidad de Verificación de instalaciones Eléctricas (UVIE) acreditada y aprobada en términos de la LFMN, donde demuestre que cumple con lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización), NOM-022-STPS-2008, Electricidad estática en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad, vigentes, equivalentes o aquellas que las modifiquen osustituyan.

11.12.8. Vialidades, accesos y estacionamiento de vehículos

Para la Operación adecuada de Auto-tanques y/o Carro-tanques en el patio de maniobra, áreas de circulación de Recepción, Entrega y zona de estacionamiento, desde el ingreso de unidades hasta su salida, se debe cumplir como mínimo con los aspectos siguientes:

1. a)Debe proveerse de señalamientos claros y visibles sobre las áreas de circulación indicadas, velocidad máxima permitida, zonas de estacionamiento, entre otros;
2. b)La circulación de las unidades debe ser en un solo sentido;
3. c)Proporcionar infraestructura adecuada para la protección de las instalaciones, tal como: barras deprotección a la entrada de las bahías, altura de banquetas en bahía de Recepción y Entrega, reductores de velocidad en caso de vehículos, entre otros;
4. d)Conservar adecuadamente las vialidades, accesos y estacionamiento de la instalación;
5. e)Las áreas de Recepción, tanques de almacenamiento y Entrega, deben mantenerse libres de maleza, basura u otros materiales combustibles, y
6. f)Las vías de acceso establecidas para movimiento del personal deben mantenerse libres de obstrucciones para permitir la evacuación ordenada y fácil acceso para el combate manual de incendios de acuerdo con los requerimientos reglamentarios.

11.12.9. Sistemas de control

Durante la Operación de los sistemas de control de la instalación terrestre de almacenamiento, se deben ejecutar las subrutinas de simulacros operacionales, verificando la correcta Operación de la lógica de los programas, como lo es el paro de emergencia, activación de alarmas por alto o bajo nivel de Producto en tanques, activación de alarmas audibles y visibles del sistema de gas y fuego para la entrada de operación del sistema contra incendio, entre otros.

11.12.10. Sistemas contra incendio

Como parte de la Operación programada, todos los accesorios de la red contra incendio como son: válvulas, hidrantes, monitores, boquillas, aspersores, rociadores, equipo de bombeo, extintores, deben inspeccionarse y probar su óptimo funcionamiento, dando solución inmediata a aquellos hallazgos por mal funcionamiento o pérdida de contención del agua y/o material espumante.

No deben obstruirse los sitios donde se ubiquen los hidrantes, monitores, extintores fijos y móviles, además estos accesorios deben contar con señalamientos claros y visibles, de acuerdo a la normatividad nacional vigente y aplicable.

Con base al Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias, en las áreas donde exista la probabilidad de riesgo por incendio, los soportes y estructuras metálicas, deben contar con protección ignifuga en buen estado durante la operación de la instalación.

11.12.11. Sistema de protección ambiental

Para prevenir la contaminación al medio ambiente y con el fin de constatar el correcto funcionamiento de la Instalación de almacenamiento, el Regulado debe establecer un programa de revisión en el que determine los recorridos a realizar con base en el diseño de la misma.

Tratándose de instalaciones en operación, la temporalidad del programa de revisión se determinará en función del estado operativo que guarden los techos externos flotantes y/o membranas internas flotantes en caso de aplicar SRV (cuando aplique), plantas de tratamiento de agua residual y separadores de aceite con que cuente la instalación.

El material de desperdicio y residuos combustibles en las áreas de Operación deben reducirse al mínimo, y disponerse en contenedores metálicos cubiertos y retirarse, con base a los planes de manejo de residuos

peligrosos y de residuos sólidos urbanos, conforme a la normatividad aplicable en la materia.

Durante la Operación de sus instalaciones, el Regulado mantendrá el suelo, subsuelo, manto acuífero y agua marina, libres de contaminantes a través de:

1. a)Realizar la inspección de la integridad de las tuberías y equipos;
2. b)Capacitar al personal, y
3. c)Realizar procedimientos de prevención y planes de respuesta por fugas y derrames.
4. Mantenimiento

Las inspecciones, pruebas y el Mantenimiento de los tanques de almacenamiento, bombas y otros equipos como: tuberías, válvulas, instrumentos, estructuras y edificios, incluyendo los sistemas de protección contra incendio, deben ser realizadas por personal capacitado y de conformidad con las recomendaciones del fabricante o programas establecidos por el Regulado, desarrollando para ello un manual de mantenimiento.

12.1. Manual de mantenimiento

El Regulado debe elaborar un manual de mantenimiento, el cual debe contener al menos la siguiente información técnica:

1. a)El programa de mantenimiento debe de contar con el censo de todos los equipos que integran la instalación, de acuerdo a ISO 14224 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya;
2. b)El programa de mantenimiento predictivo y preventivo documentado en el que se especifique para cada componente del equipo crítico de la instalación terrestre de almacenamiento, Recepción y Entrega;
3. c)La verificación, pruebas y el mantenimiento periódico, se debe programar de acuerdo a las recomendaciones del fabricante y las buenas prácticas reconocidas en la industria para su funcionamiento adecuado;
4. d)El programa de mantenimiento, debe estar desglosado mensualmente para controlar la realización de los trabajos de verificación, pruebas y mantenimiento;
5. e)Los procedimientos e instructivos para realizar los trabajos de verificación, pruebas y mantenimiento especificados en los programas correspondientes;
6. f)Los procedimientos de mantenimiento deben incluir instrucciones de seguridad relativas a la protección de las personas, el medio ambiente y las instalaciones;
7. g)Lista de los equipos críticos y su refaccionamiento, almacenado, o en su defecto, debe contar con procedimientos que aseguren la disponibilidad del refaccionamiento requerido;
8. h)Contar con la lista del personal que cubre los puestos que realizan actividades en los equipos e instalaciones, debiendo tener evidencia de su capacitación, y
9. i)El programa de mantenimiento debe contener el programa de inspección de los equipos, especificando sus frecuencias y métodos establecidos de inspección para cada equipo de acuerdo a la normatividad aplicable, así como el registro del personal que desarrolla dicha actividad.

12.2. Autorización de trabajos

El Regulado debe contar con permisos internos de trabajo, para la autorización y ejecución de trabajos riesgosos, de conformidad con los resultados obtenidos del Análisis de Riesgos en el que se incluya la Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente en los trabajos de Construcción, Montaje, Operación, y Mantenimiento de las instalaciones terrestres de almacenamiento, para la ejecución de actividades no rutinarias.

Asimismo, el Regulado debe cumplir con lo relativo al Control de Actividades, Arranques y Cambios, de conformidad con el Sistema de Administración autorizado por la Agencia.

12.3. Registros de mantenimiento

El Regulado debe mantener un registro de la fecha y reporte de las actividades de Mantenimiento realizadas en cada componente de la instalación, durante el periodo de vida útil de la instalación terrestre de almacenamiento.

Se debe contar con registros de cumplimiento del programa de mantenimiento, así como evidencias de la atención de las desviaciones encontradas en las inspecciones.

 

12.4. Almacenamiento

En el Mantenimiento a tanques para almacenamiento se debe realizar como mínimo, lo siguiente:

1. a)La verificación, pruebas y mantenimiento deben cumplir con lo establecido en las Normas, Códigos, Estándares nacionales e internacionales aplicables, referidos en el contenido de la presente Norma Oficial Mexicana;
2. b)Deben inspeccionarse para identificar, en su caso, corrosión externa e interna, deterioro y daños que puedan aumentar el riesgo de fuga o falla;
3. c)La inspección del tanque de almacenamiento atmosférico debe de cumplir lo establecido en el código API 653 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya;
4. d)Los intervalos entre verificaciones, así como las técnicas de verificación aplicadas, deben ser conforme a las Normas, Códigos y Estándares nacionales e internacionales, aplicables y vigentes o aquellas que los sustituyan o modifiquen, referidos en el contenido de la presente Norma Oficial Mexicana;
5. e)Se debe dar mantenimiento y probar periódicamente los instrumentos para monitorear y controlar la Operación de los tanques y recipientes para almacenamiento, como alarmas de nivel, temperatura, entre otros;
6. f)Se debe dar mantenimiento y probar periódicamente las válvulas de aislamiento del tanque, de venteo, presión-vacío, de seguridad y alivio de presión de los tanques y recipientes para almacenamiento;
7. g)Mantenimiento y revisión periódica de Techo flotante externo y/o Techo flotante interno y sus complementos de los tanques de almacenamiento verticales;
8. h)Si derivado de los reportes de verificación históricos realizados al tanque, se requiere de un Dictamen, éste debe ser avalado por un especialista certificado en el código API 653 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, y
9. i)Todos los tanques de almacenamiento deben contar con un reporte del estado de integridad validado por un especialista certificado en el código API 653 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

12.4.1. Pruebas de hermeticidad de tanques

Todos los tanques verticales durante su vida útil en Operación, deben retirarse de operación de acuerdo al programa que el Regulado establezca para realizarles el Mantenimiento, verificación y pruebas de hermeticidad que requiere el código API 650 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

Para los tanques verticales que sean construidos en taller o en campo, deben realizarse todas las pruebas no destructivas necesarias en las uniones de soldadura de sus placas, antes de su puesta en Operación, de acuerdo con las recomendaciones del fabricante y/o a los códigos API 650, API 653 vigentes, equivalentes, o aquellos que los modifiquen o sustituyan.

Todos los tanques horizontales durante su vida útil, deben retirarse de operación acuerdo al programa que el Regulado establezca para realizarles el mantenimiento, verificación y pruebas de hermeticidad que requieran de acuerdo al programa de mantenimiento de la instalación terrestre de almacenamiento.

12.5. Recepción y Entrega

Las tuberías, conexiones, brazos de carga y mangueras, instrumentación, válvulas, filtros, bombas, deben cumplir con un programa de verificación, pruebas y mantenimiento para que opere en forma segura, se debe incluir lo siguiente:

1. a)El Regulado debe someter a revisión y pruebas los brazos de carga y las mangueras, y dependiendo del resultado de estas, sustituirlas conforme a la vida útil recomendada por el fabricante;
2. b)Las mangueras y brazos deben mantener una identificación con fecha de próxima revisión;
3. c)El Mantenimiento a las bombas de procesos debe incluir inspecciones, pruebas, mediciones de parámetros en función de las recomendaciones del fabricante;
4. d)El Regulado debe dar Mantenimiento a los compresores siguiendo las indicaciones del manual del fabricante;
5. e)Toda la instrumentación existente en las instalaciones terrestres de almacenamiento como: indicadores de presión, temperatura, nivel, flujo y densidad, entre otros;
6. f)El Regulado debe someter a revisión y pruebas todas las válvulas de compuerta, control de retroceso

(válvula check o de retención), de control, de venteo y alivio de presión, entre otros;

1. g)El Regulado que realice suministro de combustible de aeronaves debe contar con un programa diario de revisión de presión diferencial del sistema de filtrado, para que estos equipos funcionen correctamente, y
2. h)En caso de que las instalaciones terrestres de almacenamiento cuenten con Monoboyas para el Trasvase del Producto desde Buque-tanque, el Regulado debe considerar las medidas de Mantenimiento correspondientes, establecidas en las Normas, Códigos y Estándares a nivel nacional y/o internacional, referidos en el contenido de la presente Norma Oficial Mexicana.

12.6. Sistemas adicionales de seguridad

Las instalaciones terrestres de almacenamiento deben contar con los sistemas adicionales de seguridad descritos a continuación.

12.6.1. Sistema de tierras, Pararrayos/Apartarrayos

La revisión del sistema de tierras, Pararrayos y/o Apartarrayos se debe realizar en apego al programa de mantenimiento de la instalación terrestre de almacenamiento.

Para el mantenimiento del sistema de tierras, Pararrayos y Apartarrayos se debe realizar la medición, pruebas, verificación y mantenimiento anual de la red de tierras, sus conexiones y pozos de tierra, llevando sus registros correspondientes, cumpliendo con lo que establecido en las Normas, Códigos y Estándares referidos en el contenido de la presente Norma Oficial Mexicana.

El Regulado debe capacitar que al personal que realice el Mantenimiento al sistema de tierras, Pararrayos y Apartarrayos.

12.6.2. Drenajes y separador de aceite

El Regulado debe incluir en el programa de Mantenimiento los drenajes de toda la instalación terrestre de almacenamiento, incluido el separador de aceite.

12.6.3. Diques de contención

Se deben realizar inspecciones visuales periódicas y pruebas de hermeticidad de lozas de piso y juntas verticales de muros, así como el sellado de juntas en el paso de tuberías.

12.6.4. Tuberías

Para el control de la corrosión de las instalaciones y componentes, y conservación de la integridad mecánica, se debe cumplir como mínimo con lo siguiente:

1. a)Las instalaciones superficiales que estén expuestas a la atmósfera, se deben limpiar y proteger con recubrimientos anticorrosivo para prevenir la corrosión;
2. b)Se debe implementar un mecanismo y programa de inspección periódica, para medir, registrar el histórico y monitorear la corrosión interna de todas las tuberías y equipos que manejan Productos; así como programar y realizar el reemplazo y/o reparaciones necesarias de acuerdo al código API 570 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya;
3. c)También se debe programar la verificación visual de las juntas de conexión bridadas de las tuberías, tanques y componentes (fugas, empaques, tornillería) y su niplería;
4. d)Se debe inspeccionar visualmente el anclaje y soportería de las tuberías, tanques de almacenamiento y sus componentes;
5. e)Cuando la instalaciones terrestres de almacenamiento presente un alto nivel de corrosión en alguno de sus componentes, se debe de sustituir el elemento dañado por uno en buen estado, y
6. f)Se debe inspeccionar visualmente los aislamientos entre las tuberías y la soportería, así como los sistemas de anclaje, para su correcto funcionamiento.

12.6.5. Recubrimiento anticorrosivo

Se deben realizar inspecciones de acuerdo al programa establecido por el Regulado y recomendaciones del fabricante del recubrimiento de los equipos estáticos y dinámicos que se encuentren expuestos a la corrosión. Cuando el recubrimiento se encuentre evidentemente deteriorado, según pruebas realizadas, debe ser reemplazado y/o reparado y compatible con el existente.

El Regulado debe contar con los procedimientos de mantenimiento, los cuales deben incluir la metodología

para la aplicación, manejo e inspección del recubrimiento anticorrosivo. Estos procedimientos deben ser inspeccionados antes, durante y después de la instalación del recubrimiento para detectar imperfecciones o fallas.

12.6.6. Protección catódica

Los registros de mantenimiento y la eficacia del sistema de protección catódica deben estar documentados dentro del programa de mantenimiento, la información debe incluir las mediciones de potenciales, eficacia de los dispositivos de aislamiento y operación del rectificador, por el personal capacitado para este fin.

La documentación debe conservarse durante el tiempo que el sistema está en servicio.

12.6.7. Instalación eléctrica

El Regulado debe incluir en el programa de Mantenimiento de la instalación terrestre de almacenamiento la instalación eléctrica.

Se deben realizar inspecciones visuales en toda la instalación eléctrica y en su caso atender las anomalías detectadas.

Para el Mantenimiento de las instalaciones eléctricas se realizará el corte en el suministro de energía eléctrica del circuito donde se llevarán a cabo los trabajos para la protección del trabajador que realice los trabajos de Mantenimiento. El Mantenimiento de las instalaciones eléctricas debe ser realizado por lo menos cada seis meses y se debe revisar:

1. a)Que los accesorios eléctricos (interruptores, contactos, cajas de conexiones, sellos eléctricos, tableros, etc.) tengan su correspondiente tapa y contratapa de protección firmemente colocada, y
2. b)Corregir en caso de falla el funcionamiento de los interruptores de circuitos de fuerza e iluminación desde los tableros.

12.6.8. Vialidades, accesos y estacionamientos

El Regulado debe incluir en el programa de Mantenimiento de la instalación terrestre de almacenamiento, la conservación de vialidades, accesos y estacionamientos internos y/o externos.

El predio de las instalaciones terrestres de almacenamiento se debe mantener en buen estado de conservación y libre de desperdicios, desechos y otros materiales.

Las vías de acceso para los vehículos de control de incendios y rutas de evacuación, siempre deben conservarse libres de obstáculos y en buenas condiciones.

12.6.9. Sistemas de control

En las actividades de mantenimiento de los sistemas de control, el Regulado debe realizar las acciones mínimas siguientes:

1. a)Probar los sistemas de control de las variables del proceso de Recepción, almacenamiento y Entrega, los dispositivos de paro automático del proceso y el paro de emergencia, y
2. b)Cuando un componente esté protegido por un dispositivo de seguridad único y éste sea desactivado para mantenimiento o reparación, el componente puede ponerse fuera de servicio, siempre y cuando se implementen medidas de seguridad alternas. El Regulado debe implementar un mecanismo (procedimiento de recirculación) que asegure el proceder y autorización para su ejecución.

12.6.10. Sistemas contra incendio

El Regulado debe mantener los sistemas de protección contra incendio y todos sus componentes operables o efectuar reparaciones, para ello debiendo incluirlo en el programa de mantenimiento preventivo y correctivo, considerando también la verificación y pruebas periódicas. Con base en la frecuencia especificada por el fabricante o del código NFPA 25 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya y en función del componente considerado.

Una vez que se tenga un historial de registros del desempeño y mantenimiento de los sistemas y componentes contra incendio, podrán ser inspeccionados, probados y mantenidosbajo un programa de mantenimiento basado en su desempeño.

Todos los sistemas y sus componentes deben probarse para verificar su funcionamiento de acuerdo al Diseño y Construcción. Los resultados de estas pruebas deben compararse con aquellos de la prueba de aceptación original.

Cuando un componente o subsistema es ajustado, reparado, reacondicionado o reemplazado, debe ser probado conforme a la prueba de aceptación original.

 

El Mantenimiento del sistema de protección contra incendio debe realizarse a todos los equipos, entre otros, a los siguientes:

1. a)Sistemas de comunicación de servicios de emergencia (alarmas audibles y visibles);
2. b)Equipos de monitoreo y control (programando de manera que una parte mínima de los equipos sean puestos fuera de servicio en forma simultánea y que dichos equipos se vuelvan a poner en servicio en el menor tiempo posible);
3. c)El mantenimiento de los equipos de bombeo de agua contra incendio, debe llevarse a cabo de forma alternada;
4. d)Sistemas de agua y espuma contra incendios y agentes limpios;
5. e)Extintores contra incendios portátiles o de ruedas;
6. f)Los sistemas de protección contra incendio de los tanques;
7. g)Sistema de detección de humo, gas y fuego, y
8. h)Frentes de ataque.

12.6.11. Sistema de protección ambiental

La infraestructura dedicada a la protección ambiental por el manejo integral de residuos peligrosos y tratamiento de aguas residuales debe conservarse e incluirse dentro del programa de mantenimiento.

Durante la vida útil de la instalación terrestre de almacenamiento, el Regulado mantendrá el suelo, subsuelo y mantos acuíferos libres de contaminantes, a través de la integridad mecánica y estructural de equipos tales como: tanques, tuberías, equipos de bombeo, entre otros; evitando con ello la pérdida de contención por fugas y derrames.

12.6.12. Señalización

Toda la señalización de las tuberías, equipos y componentes, así como vialidades, rutas y salidas de emergencia, entre otras, deben mantenerse visibles y en buen estado, cumpliendo con la normatividad nacional aplicable. Debiendo incluir en el programa de mantenimiento de la instalación terrestre de almacenamiento esta actividad.

12.7. Dictamen de Operación y Mantenimiento

El Regulado debe obtener de forma anual, un Dictamen de Operación y Mantenimiento por parte de una Unidad de Verificación acreditada, y aprobada en el que conste el cumplimiento de los requisitos establecidos en la presente Norma Oficial Mexicana para estas etapas.

El Regulado debe presentarlo a la Agencia en copia simple, por los medios que establezca, en los tres meses posteriores, una vez cumplido el primer año de operaciones; o de acuerdo con los programas de evaluación establecidos por la Agencia.

13. Cierre y Desmantelamiento

Inicio de la etapa.

1. a)Presentar a la Agencia los Programas de actividades de las DISPOSICIONES Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividades del Sector Hidrocarburos que se indican, para el Cierre o Desmantelamiento, según corresponda, que contemplen el marco regulatorio aplicable, el análisis de riesgos actualizado, los términos y condicionantes de autorización del proyecto para esta etapa y las buenas prácticas internacionales; en un plazo máximo de 15 días hábiles posteriores al inicio del Cierre o del Desmantelamiento.
2. b)Presentar a la Agencia la actualización del programa conforme a lo establecido en las DISPOSICIONES Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividades del Sector Hidrocarburos que se indican, de cierre o desmantelamiento, si requiere realizar cambios quegeneren riesgos adicionales a los contemplados en el programa inicial.
3. c)Tiempo de conservación de los Programas, por el Regulado: hasta la conclusión de la etapa de Abandono.

Conclusión de la etapa.

 

1. a)Presentar a la Agencia el Reporte detallado de cumplimiento de los programas de actividades de Cierre y Desmantelamiento, según corresponda, conforme a lo establecido en las DISPOSICIONES Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividades del Sector Hidrocarburos que se indican, así como las actividades adicionales y condiciones en que queda la Instalación, en un plazo máximo de 15 días hábiles posteriores a la conclusión del Cierre o del Desmantelamiento, según corresponda.
2. b)Tiempo de conservación del Reporte, por el Regulado: hasta la conclusión de la etapa de Abandono.
3. Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad

14.1 Objetivo

El presente Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad (PEC) tiene por objeto determinar el cumplimiento de la presente Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 y sus Apéndices Normativos.

14.2 Procedimiento

La evaluación de la conformidad de la presente Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 se realizará por una Unidad de Verificación acreditada, y aprobada mediante revisión documental y física de las instalaciones terrestres de almacenamiento de Petrolíferos (excepto para Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo, Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, vinculados al proceso de mezclado o preparación de gasolinas, para las etapas de Diseño, Pre-Arranque, Operación, Mantenimiento y de sus Apéndices Normativos.

Los resultados de la evaluación de la conformidad deben hacerse constar en un Dictamen de acuerdo a la etapa que se desarrolle, conforme a lo establecido en la Tabla 13 siguiente:

Tabla 10. Procedimiento por Etapas de Evaluación de la Conformidad

 

Cuando a partir de los resultados de la evaluación de la conformidad, se determinen incumplimientos con la presente Norma Oficial Mexicana, la Unidad de Verificación acreditada, y aprobada debe dar aviso inmediato a la Agencia, sin perjuicio de las sanciones que procedan en términos de las disposiciones aplicables.

Los gastos que se originen por las verificaciones para llevar a cabo la evaluación de la conformidad en la presente Norma Oficial Mexicana deben ser a cargo del Regulado, en apego a lo dispuesto en el tercer párrafo del artículo 91 de la Ley Federal de Metrología y Normalización.

15. Grado de Concordancia

A la fecha de expedición de la presente Norma Oficial Mexicana no tiene Concordancia con ninguna Norma Internacional.

16. Vigilancia

La vigilancia del cumplimiento de la presente Norma Oficial Mexicana corresponde a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.

TRANSITORIOS

PRIMERO.- La presente Norma Oficial Mexicana, entrará en vigor a los 60 días naturales posteriores a su publicación en el Diario Oficial de la Federación.

SEGUNDO.- Las instalaciones terrestres de almacenamiento que se encuentren operando antes de la entrada en vigor de la presente Norma Oficial Mexicana, no les será aplicable lo dispuesto en los Capítulos 8. Diseño, 9. Construcción y 10. Pre-Arranque, y les serán exigibles las Normas y Estándares que hubiesen sido aplicables al momento de haberse realizado el Diseño, Construcción y Revisión de Seguridad de Pre-Arranque de los mismos.

TERCERO.- A los Regulados que hayan obtenido el permiso correspondiente de la Comisión Reguladora de Energía para llevar a cabo el almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo, excepto para Gas Licuado de Petróleo en instalaciones terrestres, con anterioridad a la entrada en vigor de la presente Norma Oficial Mexicana, que no estén operando y que se encuentren ejecutando o hayan concluido las etapas de Diseño o Construcción, no les serán aplicables las disposiciones que prevén los Capítulos 8. Diseño y 9. Construcción, así como las disposiciones aplicables para cada una de estas etapas, según corresponda, de los Capítulos 5. Ubicación del Predio, 6. Distribución de las instalaciones terrestres de almacenamiento, Recepción y Entrega y 7. Distanciamiento. Les serán exigibles las normas y estándares de Diseño y Construcción que hubieren sido aplicables al momento que se otorgó el permiso.

CUARTO.- Las instalaciones terrestres de almacenamiento que estén dentro del alcance indicado en el Apéndice A Normativo, que estén operando a la entrada en vigor de la presente Norma Oficial Mexicana, y que se encuentren ubicadas en las delegaciones de la Ciudad de México: Álvaro Obregón, Azcapotzalco, Benito Juárez, Coyoacán, Cuajimalpa, Cuauhtémoc, Gustavo A. Madero, Hidalgo, Iztacalco, Iztapalapa, Magdalena Contreras, Miguel Milpa Alta, Tláhuac, Tlalpan, Venustiano Carranza y Xochimilco; así como en los municipios del Estado de México: Atizapán de Zaragoza, Coacalco, Chalco, Chicoloapan, Chimalhuacán, Cuautitlán, Cuautitlán Izcalli, Ecatepec, Huixquilucan, Ixtapaluca, La Paz, Naucalpan, Nezahualcóyotl, NicolásRomero, Tecámac, Tlalnepantla de Baz, Tultitlán y Valle de Chalco, deben contar con (SRV).

QUINTO.- Las instalaciones terrestres de almacenamiento que estén dentro del alcance indicado en el Apéndice A Normativo, que no cuenten con un (SRV), que se encuentren operando a la entrada en vigor de la presente Norma Oficial Mexicana y que se ubiquen en los Estados de Baja California, Coahuila, Colima,

Chihuahua, Durango, Estado de México (en los municipios que no se consideran en el artículo transitorio anterior), Guanajuato, Querétaro, Sinaloa, Sonora, Tabasco, Tamaulipas, Veracruz, y Yucatán, contarán con un plazo de un año para instalar y operar sus (SRV).

SEXTO.- Las instalaciones terrestres de almacenamiento que estén dentro del alcance indicado en el Apéndice A Normativo, que no cuenten con un (SRV), que se encuentren operando a la entrada en vigor de la presente Norma Oficial Mexicana y se ubiquen en los estados de Aguascalientes, Baja California Sur, Campeche, Chiapas, Guerrero, Hidalgo, Jalisco, Michoacán, Morelos, Nayarit, Nuevo León, Oaxaca, Puebla, Quintana Roo, San Luis Potosí, Tlaxcala y Zacatecas, contarán con un plazo de dos años para instalar y operar sus (SRV).

SÉPTIMO.- La Agencia podrá establecer mediante programas de evaluación los periodos en los que se deberán presentar los Dictámenes de Operación y Mantenimiento. En tanto no se publiquen dichos programas, se estará a los plazos establecidos en la presente Norma Oficial Mexicana.

Apéndice A Normativo

Sistema de Recuperación de Vapores

A.1 Generalidades

Las emisiones de COV ´s en instalaciones terrestres de almacenamiento y áreas de Recepción y Entrega de líquidos inflamables, Clase I (gasolina), se generan en:

1. a)Tanques de almacenamiento verticales, y
2. b)Auto-tanques, Carro-tanques y Buque-tanques.

Para el caso de Tanques horizontales, el Regulado debe cumplir con lo establecido en el numeral 8.1.1.2 de la presente Norma Oficial Mexicana.

A.1.1 Tanques de almacenamiento verticales

Para los Tanques de almacenamiento verticales, la instalación de un sistema de control que evite o minimice la Emisión de COV ´s es obligatoria, teniéndose como alternativas las siguientes:

1. a)La integración de membranas flotantes internas en tanques de Techo fijo;
2. b)La integración de boquillas específicas para recuperación de vapores en tanques de Techo fijo integrados a una (URV), y
3. c)El Diseño de tanques con techo flotante externo.

A.1.2 Auto-tanques, Carro-tanques y Buque-tanques

Para las áreas de Entrega de gasolinas por medio de Auto-tanques y Carro-tanques, las instalaciones deben contar con un (SRV).

Para el caso de los Buque-tanques, se emplea el sistema de inertización propio del Buque-tanque, mismo que se ajusta a los requisitos establecidos en los estándares internacionales de USCG 33 CFR 154 y USCG 46 CFR 39 vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan.

A.2 Criterios de aplicación

El Apéndice A Normativo de la presente Norma Oficial Mexicana es aplicable a las instalaciones que cuentan con área de tanques de almacenamiento, operaciones de Recepción y Entrega por Auto-tanques, Carro-tanques y/o Buque-tanques que distribuyen y almacenan líquidos inflamables, Clase I (gasolina).

El Regulado está obligado a instalar un sistema de control (Techo flotante externo o membrana flotante interna) para Tanques de almacenamiento de Techo fijo, utilizados para el almacenamiento de gasolina.

En las instalaciones terrestres de almacenamiento en que se maneje un volumen total igual o mayor a 946353 l/día de gasolinas, equivalente a 5952 barriles por día, deben contar con un (SRV), que cumpla con lo siguiente:

1. a)Las posiciones de Entrega deben contar con conexiones a la Unidad de Recuperación de Vapores (URV);
2. b)El área de Entrega debe mantener emisiones de vapores por abajo de 80 mg/litro (80 ppm), y

 

1. c)Para Buque-tanques se debe emplear el sistema de inertización propio del Buque-tanque y/o se podrá instalar un SRV, de acuerdo a la normatividad nacional e internacional aplicable y vigente.

En el caso en el que las instalaciones terrestres de almacenamiento se manejen un volumen total menor a 946353 l/día de gasolinas, equivalente a 5952 barriles por día deben:

1. a)Contar con un sistema de Entrega (carga) por el fondo para Auto-tanques, y
2. b)Contar con un tubo sumergido hasta 0.15 m del fondo del tanque para Carro-tanques.

Las emisiones de las operaciones Entrega, o su desgasificación, en área marina deben controlarse en la salida de vapores del compartimento-tanque de los Buque-tanques.

A.3 Tecnologías

Las emisiones de COV ´s por el manejo de gasolinas pueden controlarse o recuperarse mediante las siguientes tecnologías.

A.3.1 Techos flotantes externos

El Regulado podrá optar por un Diseño de Tanques con techo flotante, basado en el código API 650 vigente, equivalente o aquel que lo modifique o sustituya y en lo estipulado en el Capítulo 8. Diseño de la presente Norma Oficial Mexicana.

A.3.2 Membranas flotantes internas

El Regulado podrá optar por un Diseño de Tanques de techo fijo con membrana flotante interna.

A.3.3 Unidad de Recuperación de Vapores (URV)

El Regulado podrá optar por un Diseño de Tanques de techo fijo integrando por boquillas y tubería con una (URV).

El control y recuperación de vapores se realiza desde el almacenamiento de gasolinas hasta la Entrega en Auto-tanques, Carro-tanques y Buque-tanques, llamada Fase 0, como se muestra en la Figura 6.

Figura 6. Fase 0 del Sistema de Recuperación de Vapores

A.4 Descripción de Fase 0

Se genera durante la operación de Trasvase del combustible del tanque de almacenamiento al Auto-tanque. Los vapores recuperados son transferidos desde el Auto-tanque hacia la Unidad Recuperadora de Vapores (URV).

Descripción de tecnologías para el tratamiento de COV ´s.

Las tecnologías existentes actuales para el tratamiento de COV ´s pueden ser de dos tipos:

 

1. a)Tecnologías de recuperación, y
2. b)Tecnologías de destrucción.

En las tecnologías de recuperación, su objetivo principal consiste en la recuperación de los Hidrocarburos contenidos en los vapores, disminuyendo la cantidad de COV ´s emitidos a la atmósfera, para fines de esta Norma Oficial Mexicana, el Regulado puede optar por alguno de los procesos siguientes:

1. a)Compresión;
2. b)Balance;
3. c)Condensación;
4. d)Membranas;
5. e)Absorción, y
6. f)Adsorción.

Dentro de estas tecnologías se han desarrollado las siguientes:

1. a)AdsorciónâAbsorción;
2. b)CondensaciónâCompresión;
3. c)CondensaciónâCriogénica (Refrigeración), y
4. d)

A.5. Eficiencia o concentración máxima de Emisión

Una vez instalados los sistemas de control y Sistemas de Recuperación de Vapores se debe monitorear, medir y determinar la eficiencia operativa o concentración de los gases emitidos de estos sistemas:

1. a)En tanques de almacenamiento la eficiencia debe ser igual o mayor al 95%, misma que debe verificarse semanalmente con pruebas de explosividad en tantos puntos como sea posible en la parte superior del tanque, manteniendo registros y promedios. El valor de explosividad debe ser menor de 5% del Límite Inferior de Explosividad (LEL), y
2. b)En áreas de carga la (URV) debe tener una concentración máxima de Emisión de 35 mg por litro de gasolina cargada (ppm).

A.6 Diseño

Los (SRV) deben ser automatizados, de tal manera que inicie, opere y pare automáticamente, de acuerdo al incremento de presión en el sistema de tubería de Recuperación de Vapores de la carga de Auto-tanques, Carro-tanques, Buque-tanques o en los tanques de almacenamiento, si éstos estuvieran también conectados. Con ello se asegura la operación continua del sistema y las emisiones de los vapores no se escaparán a la atmósfera.

A.6.1 Tanques

El Diseño de tanques de almacenamiento está descrito en el numeral 8.1.1 de la presente Norma Oficial Mexicana.

A.6.2 Unidades de Recuperación de Vapores (URV ´s)

Para la instalación de las Unidades de Recuperación de Vapores (URV ´s) se requiere contar con lo indicado a continuación.

A.6.2.1 Análisis de Riesgos

Previo a la instalación de los (SRV), el Regulado debe contar con un Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias, así como la Ingeniería de diseño realizados por un especialista en el área.

A.6.2.2 Requerimientos de ingeniería

La capacidad del (SRV) debe ser calculada y determinada por el fabricante de estos equipos y de acuerdo a las emisiones de los tanques de almacenamiento y operaciones de carga de Productos volátiles en la instalación, en las condiciones extremas de manejo del Producto volátil y a las temperaturas ambientales más extremas en el año.

La ingeniería debe considerar todo el sistema, desde la capacidad del patín de la (URV), la memoria de

cálculo de bombas, el cabezal colector de vapores, las válvulas de presión-vacío, entre otros.

La (URV) debe contar como mínimo con el equipo siguiente:

1. a)Un procesador de vapor en patín integral (Unidad de Recuperación de Vapores);
2. b)Ramales de recolección de vapores para cada posición de llenado;
3. c)Accesorios incluyendo manguera de recolección de vapor, arrestador de flama, válvula automática, indicador de presión, interruptor de alta presión, alarmas;
4. d)Cabezal de recolección de vapores, incluyendo válvula de presión-vacío (plataforma y escalera de acceso);
5. e)Instalación de válvulas de presión-vacío y arrestado de flama en la tubería colectora y cabezal de vapor, antes de la Unidad Recuperadora de Vapores;
6. f)Medidor de flujo de vapor;
7. g)Puerto de muestreo para instalar analizador de gases y realizar las pruebas de evaluación de la operación y eficiencia del sistema;
8. h)Unidad analizadora de vapores de Hidrocarburo;
9. i)Tubería de retorno de Hidrocarburos recuperados, incluyendo válvula de bloqueo y válvula de alivio por expansión térmica en el punto de interconexión;
10. j)Las conexiones hacia el (SRV) deben ser diseñadas herméticamente para prevenir escape de vapor a la atmósfera;
11. k)Sistema de alimentación eléctrica;
12. l)Instalación del sistema de tierras;
13. m)Instrumentación, y
14. n)Alarmas audibles y visibles.

Todo el Hidrocarburo recuperado en fase líquida por el (SRV), debe enviarse por tubería cerrada y almacenarse en un tanque.

A.6.2.3 Documentación

El Regulado debe mantener toda la documentación entregada por el contratista o licenciador del (SRV) y debe estar disponible para cuando la Agencia así lo requiera, tales como:

1. a)Planos, Hojas de especificaciones de equipos y manuales, y
2. b)Planos As Built:

1)   Planos de la (URV);

2)   Planos de recipientes;

3)   Planos de tablero de control;

4)   Planos eléctricos, unifilar y diagrama de cargas;

5)   Planos estructurales y de cimentación;

6)   Diagrama de flujo de proceso (DFP, DMF);

7)   Diagrama de tuberías e instrumentos (DTI);

8)   Diagrama de arreglo general de equipo;

9)   Diagrama de arreglo de tuberías y soportes;

10)  Plano de cimentación y drenajes;

11)  Dibujos mecánicos de los equipos del sistema. Incluyendo memorias de cálculo, y

12)  Diagramas de interconexión.

Todos los planos, hojas de datos de los equipos y memorias de cálculo, deben estar firmadas por los licenciadores, contratistas y el Regulado, y debe mantenerse en resguardo.

 

En caso de realizarse posteriormente un cambio en la instalación del (SRV), además de realizarse la administración del cambio, deben registrarse estos cambios en los planos y documentos requeridos, para mantenerlos actualizados y firmados.

El Regulado debe mantener la certificación de los materiales utilizados en la instalación del (SRV) y los reportes de las pruebas efectuadas.

Debe contarse con los manuales de operación y mantenimiento del (SRV) y del monitoreo de la Emisión continua de Hidrocarburos.

A.7 Construcción, Pre-Arranque, Operación y Mantenimiento

Los Sistemas de Recuperación de Vapores y Sistemas de Control de Vapores deben operar de forma continua durante las 24 horas los 365 días del año, o de acuerdo al ciclo de operación de carga de gasolina y de los tanques de almacenamiento, respectivamente. Estos sistemas deben cumplir con los niveles límites de Emisión y operar al menos el 90% del tiempo total de operación en un año calendario.

Los registros de los resultados de todas las pruebas e inspecciones realizadas a la instalación del (SRV) deben conservarse por 5 años.

A.7.1 Tanques

Para los tanques de almacenamiento con membrana flotante interna y/o Techo flotante externo, la Construcción, Pre-Arranque, Operación y Mantenimiento de tanques, deben estar conforme a lo establecido al código API 650 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

Para el caso de membrana flotante interna y/o Techo flotante externo en los tanques de almacenamiento, se debe considerar en el Diseño y Operación, que la membrana o Techo flotante por ningún motivo deje de flotar sobre el Petrolífero (excepto Gas Licuado de Petróleo), excepto en etapa previa a efectuar su mantenimiento.

A.7.2 Sistema de Recuperación de Vapores (SRV)

El Sistema de Recuperación de Vapores (SRV) debe cumplir con lo descrito a continuación:

1. a)El (SRV) debe ser instalado en cumplimiento a su clasificación eléctrica;
2. b)Toda las tuberías instaladas para este sistema debe ser probada hidrostáticamente y certificada mediante registro, y
3. c)Los materiales de construcción para recipientes, tuberías, válvulas y accesorios, deben ser de acuerdo a la especificación de los fabricantes y del Petrolífero manejado.

A.7.3 Pre-Arranque

Previo al inicio de Operación de los equipos, se deben aplicar los protocolos de revisión de seguridad de Pre-Arranque, aplicando como mínimo lo siguiente:

1. a)Atención de hallazgos críticos del Análisis de Riesgos para el (SRV);
2. b)Especificaciones de equipos y materiales de Diseño y los instalados;
3. c)Cumplimiento de clasificación de áreas eléctricas;
4. d)Manuales de operación estableciendo límites de control de proceso;
5. e)Verificación de las capas de protección del sistema;
6. f)Procedimientos de:

1)   Pre-Arranque;

2)   Operación normal;

3)   Emergencia operacional;

4)   Respuesta de emergencia, y

5)   Procedimientos y periodos de verificación, pruebas y mantenimiento de los componentes en general del (SRV).

1. g)Especificaciones de componentes críticos, y
2. h)Capacitación y entrenamiento por el fabricante del equipo (URV) para:

1)   Personal contratista instalador;

 

2)   Operarios de verificación y mantenimiento;

3)   Operadores del (SRV), y

4)   Programas y capacitación de simulacros de respuesta de emergencia en los Sistemas de Recuperación de Vapores.

En el Pre-Arranque, las tuberías de servicio con vapores recuperados deben ser «barridas» o sopleteadas con aire a fin retirar posible material de desecho dentro de la tubería, después de efectuarles todas las pruebas de verificación y pruebas hidrostáticas necesarias y presurizarse con gas nitrógeno (para que no haya niveles de explosividad cuando empiecen a entrar los vapores) para realizarle una prueba de hermeticidad verificando todos los puntos de conexión bridados y roscados.

Deben tenerse los certificados y reportes de las pruebas radiográficas de soldaduras, pruebas hidrostáticas y neumáticas realizadas a los equipos y tuberías, deben conservarse y estar disponibles para cuando lo requiera la Agencia.

Para la (URV), debe efectuarse la calibración y ajustes en el panel de control al arranque e inicio de Operación, conforme al Diseño de emisiones de Hidrocarburos totales del fabricante. El valor máximo de Emisión es de 35 mg/litro de gasolina cargada.

A.7.4 Operación

El Regulado obligado a instalar un (SRV), debe calibrar y mantener vigente su certificación, así como operar y mantener de acuerdo con las especificaciones del fabricante.

Donde se utilice un sistema con carbón activado de adsorción-absorción, el sistema de Monitoreo Continuo de Emisiones (CEMS) debe ser instalado en la salida de aire de este sistema, para la medición de COV ´s.

Si se tiene instalado un (SRV) por refrigeración en un condensador, un sistema de monitoreo de Parámetro Continuo (CPMS) capaz de medir la temperatura debe instalarse inmediatamente antes de la salida del condensador. Alternativamente puede instalarse un CEMS para medir la concentración de COV ´s en la corriente de aire de salida.

Cualquier modificación en la capacidad de almacenamiento y/o capacidad de carga de gasolinas, obliga al Regulado a determinar que el aumento está cubierto por la capacidad de Diseño del (SRV), así como a la aplicación de la administración del cambio.

En caso de que la (URV) se apague o que no esté operando de manera adecuada, se deben aplicar procedimientos que administren los riesgos ocasionados por el venteo de COV ´s.

A.7.5 Mantenimiento

Todos los componentes del (SRV), deben sujetarse a un programa y ejecución de Mantenimiento, pruebas e inspecciones periódicas, para la continuidad de la operación a través de su correcto funcionamiento y un estado físico óptimo.

Se deben conservar los registros del mantenimiento, pruebas e inspecciones durante 5 años y para cuando la Agencia lo requiera.

A.7.5.1 Mantenimiento a tanques

El Regulado debe elaborar y dar cumplimiento a un programa de verificación y Mantenimiento de membranas internas flotantes y/o Techos externos flotantes de los tanques de almacenamiento de gasolinas.

Durante la Operación debe verificar el estado del sello y de la membrana flotante interna o Techo flotante externo, así como la medición del nivel de explosividad dentro del tanque para un funcionamiento correcto y eficiencia de la membrana o techo.

El Mantenimiento general de los otros componentes de los tanques debe efectuarse conforme a lo indicado en el código API 653 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya y lo indicado en el Capítulo 13 «Mantenimiento» de la presente Norma Oficial Mexicana.

A.7.5.2 Mantenimiento (SRV)

El Regulado debe tener un programa de mantenimiento y cumplirlo para contar con un correcto funcionamiento y estado físico óptimo de los componentes del subsistema de carga, como lo son las conexiones herméticas, las mangueras sin fisuras o porosidad en el domo del Auto-tanque, Carro-tanque y las de la posición de carga, así como las válvulas de venteo y de presión-vacío localizadas en el domo del Auto-tanque y/o Carro-tanque.

 

El Regulado debe efectuar un mantenimiento mayor planificado a las (URV) y éste no debe ocurrir durante el periodo de mayor temperatura local en el año, por ser el periodo más favorable para las emisiones de COV ´s.

Los componentes del (SRV), deben ser los originales, autorizados por el fabricante y establecidos en el Diseño. Si por razones del mercado no es posible cumplir con lo establecido en el párrafo anterior, se podrán realizar las modificaciones o los reemplazos necesarios de los componentes del (SRV) siempre y cuando se mantenga el diseño original.

La frecuencia y actividades de Mantenimiento del (SRV) deben ser de acuerdo a las recomendaciones, usos e instrucciones del fabricante.

Las actividades de Mantenimiento al (SRV) deben ser realizadas por personal capacitado y calificado por el fabricante.

A.8 Bitácora de Registro

Todas las fallas operacionales y de los equipos del (SRV) y sistema de control de Techo flotante interno de tanques, deben registrarse en Bitácora de Registro de control de los equipos de prevención de contaminación ambiental.

El Regulado debe mantener disponibles las Bitácoras de registro con los informes de los registros de las emisiones y de los resultados de las pruebas realizadas para cuando la Agencia lo requiera.

A.8.1 Tanques

El Regulado debe llevar una Bitácora de Registro de Operación y Mantenimiento de los equipos de control de emisiones, ya sea en formato impreso o electrónico con firma electrónica.

A.8.2 Unidad de Recuperación de Vapores (URV)

Una vez instalado la (URV) y durante su Operación, el Regulado debe verificar y registrar diariamente el promedio de emisiones de Hidrocarburos totales registrados en el panel de control de dicha unidad, elaborando un reporte mensual de los registros diarios del monitoreo de las emisiones.

Se deben anotar en la Bitácora de Registro las actividades de Mantenimiento que afecten y/o inhabiliten temporalmente la Operación del (URV).

La Bitácora de Registro debe tener como mínimo la siguiente información:

1. a)Fecha y turno;
2. b)Marca, modelo y tipo de (URV);
3. c)Valor de emisiones máximas de Diseño;
4. d)Volumen promedio recuperado por día;
5. e)Emisión promedio diaria a la atmósfera, en mg/litro o ppm de gasolina cargada;
6. f)Consumo de energía eléctrica;
7. g)Fecha que dejó de operar y fecha de puesta nuevamente en Operación;
8. h)Causas que originó dejar fuera de Operación el Sistema de Recuperación de Vapor (SRV);
9. i)Mantenimiento realizado, con fecha de inicio y de término, y
10. j)Firma del responsable del llenado de la Bitácora de Registro.

Se deben realizar pruebas para verificar la hermeticidad de todas las conexiones y puntos de Emisión, así como de la válvula de presión-vacío del cabezal de vapores.

Se debe inspeccionar el arrestador de flama instalado de Diseño en el cabezal de vapores y en caso necesario, limpiarlo para evitar taponamientos que puedan causar presiones elevadas y mal funcionamiento en la tubería de vapores recuperados.

A.9 Certificación de la Eficiencia de las (URV)

Las Unidades de Recuperación de Vapores (URV ´s) que el Regulado emplea en su proceso de carga, deben contar con la instrumentación necesaria para la medición de la Emisión final de su proceso. Para ello, el Regulado debe revisar que la instrumentación antes mencionada, se encuentra calibrada y certificada.

La instrumentación empleada en el monitoreo (medidor de flujo, analizador de Hidrocarburos totales, explosímetro, instrumentos de medición de temperatura, entre otros), se debe efectuar conforme a los periodos establecidos en la normatividad que aplique y/o recomendaciones del fabricante.

 

El Regulado debe constatar que la instrumentación de la (URV), pueda emitir reportes (concentración de Emisión de vapores, el flujo de vapor que entra a la (URV), entre otros) por hora, día, semana, mes, año y los promedios de las emisiones de vapor obtenidos en los tiempos establecidos.

Adicionalmente, el Regulado debe mantener registros trimestrales de pruebas de nivel de explosividad en el punto de Emisión de la (URV).

La (URV) debe contar con gases de calibración de Hidrocarburos como referencia, recomendados por el fabricante de la (URV). Estos gases de calibración deben ser certificados, vigentes y capaces de proveer la calibración para los rangos recomendados del analizador del (URV).

Se debe contar con el procedimiento de calibración y prueba del analizador.

Se debe elaborar el reporte de resultados de la calibración y prueba de eficiencia del (SRV).

El Regulado está obligado a obtener un informe de resultados siguientes, conservarlos por 5 años y exhibirlos a la Agencia cuando está lo requiera:

1. a)La prueba inicial al (SRV);
2. b)Prueba periódica o de seguimiento al (SRV), y
3. c)Prueba de evaluación al (SRV).

Apéndice B Normativo

Almacenamiento de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles vinculados al proceso de
mezclado o preparación de gasolinas

B.1 Generalidades

Para elevar el octanaje de las gasolinas se aplican nuevas tecnologías de refinación tales como: reformado catalítico, isomerización y otros procesos que permiten obtener gasolinas con elevado número de octano; así mismo, se han desarrollado nuevos Aditivos, Componentes Oxigenantes del tipo éter como: Metil-Ter-Butil-Eter (MTBE), Ter-Amil-Metil-Eter (TAME), el Etil-Teer-Butil-Eter (ETBE), el Diisopropiléter (DIPE), y los Biocombustibles (Bioetanol, Biodiesel y Bioturbosina), denominados ecológicos en sustitución del tetraetilo de plomo (altamente contaminante).

B.2 Diseño y Construcción

B.2.1 Diseño

El Regulado que realice actividades de almacenamiento de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles debe considerar los siguientes casos para el Diseño de sus instalaciones:

1. a)El Regulado podrá optar por tanques verticales u horizontales, los cuales deben cumplir con lo especificado en los códigos API 650 o UL 142, vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan.
2. b)Instalaciones de inyección de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles.

En el Diseño se debe considerar la presión interna a la que pueden llegar a estar sometidos estos tanques, es de 1.05 kgf/cm2(15 psig) y una temperatura máxima de 90 °C (363 °K).

Los tanques de almacenamiento así como la Recepción de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, éstos son considerados iguales a los tanques de almacenamiento de Productos y Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo), por lo que el Regulado debe cumplir con los Capítulos 7 Distanciamiento, 8 Diseño y 9 Construcción de esta Norma Oficial Mexicana.

Para el almacenamiento de etanol y/o bioetanol, ambos Productos anhidros, el material de los equipos, tuberías, instalaciones, tanques, contenedores y demás elementos que tengan contacto directo con dicho alcohol, en particular para el etanol, debe estar de acuerdo a la tabla siguiente:

Tabla 14. Materiales para los equipos, tuberías, instalaciones, tanques, contenedores y demás elementos que
tengan contacto directo con etanol anhidro

Referencia: SENER, Anexo 1: Lineamientos para el otorgamiento de permisos para la producción, el almacenamiento, el transporte y la comercialización de bioenergéticos del tipo etanol anhidro y biodiesel. DOF: 13/11/2009.

En el almacenamiento de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, se deben prevenir y controlar los derrames, por lo que el Regulado tiene que considerar diques de contención en el área donde se ubiquen los tanques de almacenamiento; para más detalle consultar los numerales 8.1.3 Diques de contención, 9.1.2 Cimentación y diques de contención de la presente Norma Oficial Mexicana.

Instalaciones de inyección de Aditivo, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles.

La incorporación del Aditivo, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles a la gasolina debe realizarse utilizando dosificadores manuales o automáticos directamente en las líneas de llenado de Auto-tanques, Carro-tanques, Buque-tanques y/o en la línea de Recepción de gasolina a tanques de almacenamiento de las instalaciones, por ejemplo, como se muestra en la siguiente figura 7:

Referencia: Información proporcionada por el Instituto Mexicano del Petróleo

Figura 7. Sistema automático de dosificación de Aditivos

El sistema de inyección de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles debe ser diseñado para ser compatible con las sustancias químicas que serán inyectadas a las gasolinas.

En la etapa de Diseño se debe determinar la manera en que se realizará la incorporación del Aditivo, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles a la gasolina, utilizando dosificadores manuales y/o automáticos.

Cualquier sistema de aditivación en línea requiere que el fluido a inyectar llegue presurizado, a una presión suficiente para vencer la pérdida de carga del propio sistema de aditivación y también para superar la presión

del punto de inyección (mezclado en línea).

B.2.2 Construcción

Para la Construcción del área de Recepción y los tanques de almacenamiento para Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, se debe realizar de acuerdo a lo establecido en la Ingeniería de detalle con la edición Aprobada Para Construcción (APC).

Para la Construcción del sistema de inyección de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles la compatibilidad de los materiales del sistema de tuberías, válvulas, accesorios, sellos, juntas, bombas y otros equipos que se encuentran conectados para realizar la inyección a las gasolinas, deben estar conforme a las propiedades físico-químicas de los Productos.

Las instalaciones terrestres de almacenamiento y sus respectivas áreas de inyección de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles deben contar con sistema de protección contra incendio y sistema de detección de humo, gas y fuego, acorde con la Ingeniería básica y de detalle, así como las recomendaciones del Análisis de Riesgos y el Análisis de Consecuencias. La Construcción se debe realizar con la edición Aprobada Para Construcción (APC) y con lo establecido en los numerales 8.3.15 y 9.3.15 Sistema contra incendio; 8.3.16 y 9.3.17 Sistema de detección de humo, gas y fuego de la presente Norma Oficial Mexicana.

B.3 Operación

Antes de iniciar las operaciones de llenado de los tanques de almacenamiento de Aditivo, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, debe verificarse que el tanque de Recepción esté limpio, seco y en condiciones apropiadas para la Recepción del Producto.

Para la Operación de los tanques de almacenamiento de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, el Regulado debe de contar con procedimientos operativos, en los cuales se deben incluir los de mezclado de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles que se integran en las gasolinas.

De acuerdo con las especificaciones técnicas de las gasolinas, la concentración del Aditivo, Componentes Oxigenantes y/o Biocombustibles debe determinarse con base en su adición (cálculo másico proporcional).

Para la inyección de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles se deben tomar las medidas indicadas en sus procedimientos de operación para asegurar que la inyección se realice de forma segura para el personal y las instalaciones.

La calibración de los sistemas de inyección debe realizarse de conformidad con las recomendaciones del fabricante del equipo y de la empresa que proporcione el Aditivo, el Componente Oxigenante y/o el Biocombustible.

El Regulado debe constatar que los inventarios de los Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles sean monitoreados, controlados y actualizados de manera apropiada.

Debido a que el transporte de etanol por ducto ocasiona deterioro en ductos y bombas, el Regulado, como medida de seguridad y de acuerdo a las prácticas internacionales de transporte del etanol, este debe ser transportado por Auto-tanque o Carro-Tanque, y se debe realizar la mezcla con las gasolinas en las instalaciones terrestres de almacenamiento en el brazo de carga.

El personal que opera el sistema de aditivación, debe estar capacitado en los procedimientos operativos y de emergencia.

Para mayor detalle en la Operación de tanques de almacenamiento remitirse al Capítulo 11 «Operación» de la presente Norma Oficial Mexicana.

B.4 Verificación y Mantenimiento

Las actividades de Verificación y Mantenimiento de tanques para el almacenamiento de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, usados para el mejoramiento del octanaje de las gasolinas se realizan con la finalidad de determinar su estado físico y el ritmo de corrosión, así como determinar las causas de su deterioro.

El Regulado antes de realizar el Mantenimiento a los tanques de almacenamiento de Aditivos Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, debe aislar, ventilar, drenar, lavar y purgar todo el equipo.

Todo el sistema de aditivación debe tener su programa de mantenimiento, pruebas e inspecciones para verificar la hermeticidad de las tuberías y conexiones.

El Regulado debe conservar por 5 años los registros de las inspecciones y del Mantenimiento a las instalaciones terrestres de almacenamiento, Recepción y Entrega de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, para cuando le sea requerido por la Agencia.

 

Para mayor detalle sobre el Mantenimiento de las instalaciones terrestres destinadas al almacenamiento, Recepción y Entrega de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, remitirse al Capítulo 12 «Mantenimiento» de la presente Norma Oficial Mexicana.

B.5 Medidas de protección al medio ambiente

El Regulado debe cumplir con lo indicado en los numerales 8.3.18, 11.12.11 y 12.6.11 Sistema de protección ambiental, de la presente Norma Oficial Mexicana.

17. Bibliografía

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• Reglamento de la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 30 de noviembre de 2006.
• Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia de Registro de Emisiones y Transferencia de Contaminantes, fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 3 de junio de 2004.
• Norma Oficial Mexicana NOM-093-SCFI-1994-Válvulas de relevo de presión (Seguridad, Seguridad-Alivio y Alivio) operadas por resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce, fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 8 de diciembre de 1997.
• Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012-Instalaciones Eléctricas (Utilización), fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 29 de noviembre de 2012.
• Norma Oficial Mexicana NOM-016-CRE-2016-Especificaciones de calidad de los petrolíferos, fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 12 de mayo de 2016.
• Norma Oficial Mexicana NOM-002-STPS-2010 Condiciones de seguridad-Prevención y protección contra incendios en los centros de trabajo, fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 9 de diciembre de 2010.
• Norma Oficial Mexicana NOM-005-STPS-1998-Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de sustancias químicas peligrosas, fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 2 de febrero de 1999.
• API 2610-Design, Construction, Operation, Maintenance, and Inspection of Terminal & Tank Facilities.
• API 650-Welded Steel Tanks for Oil Storage; American Petroleum Institute.
• API 2015-Requirements for Safe Entry and Cleaning of Petroleum Storage Tanks.
• API 1632-Cathodic Protection of Underground Petroleum Storage Tanks and Piping Systems.
• Appendix II-F-Protected Aboveground Tanks for Motor Vehicle Fuel-Dispensing Stations Outside Buildings; Uniform Fire Code.
• ASTM A-307-Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60,000 PSI Tensile Strength bolts, carbon steel.
• ASTM A-216-Standard Specification for Steel Castings, Carbon, Suitable for Fusion Welding, for High-Temperature Service.
• ISGOTT 5 ª edition-ICOS/OCIMF/IPAH-International Safety Guide for Oil Tankers and Terminals.
• NFPA 10-Estándar para Extintores de fuego portátiles.
• NFPA 11-Espumas de baja, media y alta expansión.
• NFPA 80-Standard for Fire Doors and Fire Windows; National Fire Protection Association.
• NFPA 90A-Standard for the Installation of Air-Conditioning and Ventilating Systems; National Fire Protection Association.
• NFPA 101-Código de Seguridad Humana.

 

• NFPA 780-Standard for the installation of Lightning Protection Systems.
• R893-89-Recommended Practice for External Corrosion Protection of Shop Fabricated Aboveground Tank Floors; Steel Tanks Institute.
• R892-91-Recommended Practice for Corrosion Protection of Underground Piping Networks Associated with Liquid Storage And Dispensing Systems; Steel Tanks Institute.
• R891-91-Recommended Practice for Hold down Strap Isolation; Steel Tanks Institute.
• RP011-01-Recommended Practice for Anchoring Of Steel Underground Storage Tanks; Steel Tanks Institute.
• RP-400-Recommended Procedure for Testing of Electrical Continuity of Fuel-Dispensing Hanging Hardware; Petroleum Equipment Institute.
• SWRI 93-01-Testing Requirements for Protected Aboveground Flammable Liquid Fuel Storage Tanks; Southwest Research Institute.
• UL 79-Power-Operated Pumps for Petroleum Dispensing Products; Underwriters Laboratories Inc.
• UL 87-Power-Operated Dispensing Devices for Petroleum Products; Underwriters Laboratories Inc.
• UL 525-Standard for Safety for Flame Arresters; Underwriters Laboratories Inc.
• UL 2244-Aboveground Flammable Liquid Tank Systems; Underwriters Laboratories Inc.
• UL 515-Standard for Electrical Resistance Trace Heating for Commercial Applications.