Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (2022)

NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-006-ASEA-2017, ESPECIFICACIONES Y CRITERIOS TÉCNICOS DESEGURIDAD INDUSTRIAL, SEGURIDAD OPERATIVA Y PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE PARA EL DISEÑO,CONSTRUCCIÓN, PRE-ARRANQUE, OPERACIÓN, MANTENIMIENTO, CIERRE Y DESMANTELAMIENTO DE LASINSTALACIONES TERRESTRES DE ALMACENAMIENTO DE PETROLÍFEROS Y PETRÓLEO, EXCEPTO PARA GASLICUADO DE PETRÓLEO.CARLOS SALVADOR DE REGULES RUIZ-FUNES, Director Ejecutivo de la Agencia Nacional deSeguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos y Presidente del ComitéConsultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente delSector Hidrocarburos, con fundamento en el artículo Transitorio Décimo Noveno, segundo párrafo, del decretopor el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados UnidosMexicanos en materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el día 20 de diciembre del2013; 1o., 2o., 3o., fracción XI, incisos b) y e), 5o., fracciones III, IV, XX y XXX, 6o., fracción I, incisos a), b) yd), fracción II, inciso a), 27 y 31, fracciones IV y VIII de la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial yde Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos; 95 y 129 de la Ley de Hidrocarburos; 1o., 2o., 17 y26, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1o. y 4o. de la Ley Federal de ProcedimientoAdministrativo; 1o., 38, fracciones II y IX, 40, fracciones I, III, XI y XVIII, 41, 43, 47, 73 y 74 de la Ley Federalsobre Metrología y Normalización; 28, 33 y 34 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología yNormalización; 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 RecursosNaturales; 1o. y 3o., fracciones V, VIII, XV, XX y XLVII del Reglamento Interior de la Agencia Nacional deSeguridad 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 sereforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, enMateria de Energía, en cuyo artículo Transitorio Décimo Noveno se establece como mandato al Congreso dela Unión realizar adecuaciones al marco jurídico para crear la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y deProtección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, como órgano administrativo desconcentrado de laSecretaría del ramo en materia de Medio Ambiente, con autonomía técnica y de gestión; con atribuciones pararegular 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 emisionescontaminantes.

Que el 11 de agosto de 2014 se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Ley de Hidrocarburos cuyoartículo 95 establece que la industria del Sector Hidrocarburos es de exclusiva jurisdicción federal, por lo queen consecuencia, únicamente el Gobierno Federal puede dictar las disposiciones técnicas, reglamentarias yde regulación en la materia, incluyendo aquéllas relacionadas con el desarrollo sustentable, el equilibrioecológico 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 laAgencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos emitirla regulación y la normatividad aplicable en materia de Seguridad Industrial y Seguridad Operativa, así comode protección al medio ambiente en la industria de Hidrocarburos, a fin de promover, aprovechar y desarrollarde manera sustentable las actividades de dicha industria y aportar los elementos técnicos para el diseño y ladefinición 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 AgenciaNacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, en la cual seestablece que ésta tiene por objeto la protección de las personas, el medio ambiente y las instalaciones delSector Hidrocarburos.

Que el 31 de octubre de 2014 se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Reglamento Interior de laAgencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos en elque 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 porel que la Comisión Reguladora de Energía interpreta, para efectos administrativos, la Ley de Hidrocarburos, afin 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/oespecificaciones que: a) deban reunir los Productos y procesos cuando éstos puedan constituir un riesgo parala seguridad de las personas o dañar la salud humana, animal, vegetal, el medio ambiente general y laboral, opara la preservación de recursos naturales, b) deban reunir los servicios cuando éstos puedan constituir unriesgo para la seguridad de las personas o dañar la salud humana, animal, vegetal o el medio ambientegeneral 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 yd) Se requiera normalizar productos, métodos, procesos, sistemas o prácticas industriales, comerciales o deservicios de conformidad con otras disposiciones legales, siempre que se observe lo dispuesto por losartículos 45 a 47.

Que la actividad de Almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo es considerada una de las más importantesen la cadena del Sector Hidrocarburos toda vez que contribuye a mantener la estabilidad en las reservas, asícomo impulsar otras actividades relacionadas; por tal motivo debe llevarse a cabo aplicando procedimientosque 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 lospróximos diez años la producción y demanda de Petrolíferos aumentará, en particular se calcula una tasamedia de crecimiento de 3.8 y 5.2 para el caso de las gasolinas y el diésel, respectivamente. A ello se suma elhecho de que como resultado de las reformas a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanospublicadas en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, se espera un incremento en lademanda 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 lademanda de más instalaciones terrestres de Almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo.

Que de acuerdo a las consideraciones referidas en los párrafos anteriores, es necesario emitir undocumento normativo obligatorio que proporcione certeza respecto de la operación y eficiencia de lasinstalaciones terrestres de almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo. Por ello, la emisión de la presenteNorma Oficial Mexicana contribuirá por una parte a subsanar las deficiencias que pudieran presentarse en lasdiferentes etapas de la actividad de almacenamiento al brindar certeza jurídica respecto de lasespecificaciones 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 instalacionesterrestres 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 oaccidentes, en particular explosiones, incendios o derrames que además de ocasionar afectaciones a laspersonas y al medio ambiente, provocarían pérdidas financieras a los Regulados. Indirectamente esta piezaregulatoria favorecerá la seguridad energética al contar con instalaciones que contribuyan a mantener unalmacenamiento seguro de los Petrolíferos y Petróleo.

Que el Proyecto de Norma Oficial Mexicana fue aprobado por el Comité Consultivo Nacional deNormalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburosen su séptima sesión extraordinaria celebrada el día 2 de octubre de 2017, para su publicación comoProyecto, ya que cumplía con todos y cada uno de los requisitos para someterse al periodo de consultapública, mismo que tiene una duración de 60 días naturales, los cuales empezarán a contar a partir del díasiguiente 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 yNormalización, el 2 de noviembre de 2017 se publicó en el Diario Oficial de la Federación, con carácter deProyecto, la Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-006-ASEA-2017, Especificaciones y criterios técnicos deSeguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente para el Diseño, Construcción, Pre-arranque, Operación, Mantenimiento, Cierre y Desmantelamiento de las instalaciones terrestres deAlmacenamiento de Petrolíferos y Petróleo, excepto para Gas Licuado de Petróleo, con el fin de que dentro delos 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 delSector 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 Regulatoriocorrespondiente estuvo a disposición del público en general para su consulta en el domicilio señalado, deconformidad con el artículo 45 del citado ordenamiento.

Que en la sexta sesión ordinaria del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrialy 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 sobreMetrología y Normalización para la presentación y en su caso aprobación de las respuestas a los comentariosrecibidos al Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-006-ASEA-2017, Especificaciones y criteriostécnicos de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente para el diseño,construcción, pre-arranque, operación, mantenimiento, cierre y desmantelamiento de las instalacionesterrestres 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 lodispuesto 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 LeyFederal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento, para la elaboración de Normas OficialesMexicanas el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protecciónal Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos en su Novena Sesión Extraordinaria de fecha 23 de marzo de2018 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 Desmantelamientode las instalaciones terrestres de almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo, excepto para GasLicuadodePetróleo.

Ciudad de México a los siete días del mes de junio de dos mil dieciocho.- ElDirector Ejecutivo de laAgencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos yPresidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protecciónal 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 TÉCNICOSDE
SEGURIDAD INDUSTRIAL, SEGURIDAD OPERATIVA Y PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTEPARA EL
DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, PRE-ARRANQUE, OPERACIÓN, MANTENIMIENTO, CIERRE Y
DESMANTELAMIENTO DE LAS INSTALACIONES TERRESTRES DE ALMACENAMIENTODE
PETROLÍFEROS Y PETRÓLEO, EXCEPTO PARA GAS LICUADO DE PETRÓLEO

PREFACIO

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

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

Dirección General de Petrolíferos.

  1. Comisión Ambiental de la Megalópolis.
  2. Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias.
  3. Aeropuertos y Servicios Auxiliares.
  4. Grupo Aeroportuario de la Ciudad de México.
  5. Instituto Mexicano del Petróleo.
  6. b)Organizaciones Industriales y Asociaciones del Ramo:
  7. Asociación Mexicana de Distribuidores de Energéticos.
  8. Asociación Mexicana de Distribuidores de Combustibles.
  9. Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos.
  10. Asociación Nacional de Distribuidores en Combustibles y Lubricantes.
  11. Asociación Mexicana de Proveedores de Estaciones de Servicio.
  12. Grupo Nacional de Mayoristas en Combustibles y Lubricantes.
  13. Organización Nacional de Expendedores de Petróleo.
  14. Rockwell Automation de México, S.A. de C.V.
  1. VOPAK México, S.A. de C.V.
  2. Instalaciones de Gas SIGMA, S.A. de C.V.
  3. Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas, A. C.
  4. c)Instituciones de investigación científica y profesionales:
  5. 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 NormativoSistema de Recuperación de Vapores

Apéndice B NormativoAlmacenamiento de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustiblesvinculados al procesode mezclado o preparación de gasolinas

  1. Bibliografía
  2. Objetivo

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

  1. Campo de Aplicación

La presente Norma Oficial Mexicana aplica en todo el territorio nacional y las zonas sobre las que laNación ejerce su soberanía y jurisdicción, es de observancia general y obligatoria para los Regulados querealicen las etapas de Diseño, Construcción, Pre-Arranque, Operación, Mantenimiento, Cierre yDesmantelamiento de instalaciones terrestres de almacenamiento, las cuales deben contar con áreasdestinadas a la Recepción, almacenamiento y Entrega de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) yPetróleo, así como de los Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, vinculados al proceso demezclado 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 tanquessubterráneos 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 instalaciónterrestre de almacenamiento de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo,vinculados al proceso de mezclado o preparación de gasolinas, descritos en el Apéndice BNormativo, y
  3. e)Las áreas de Recepción y Entrega dentro de las instalaciones terrestres de almacenamiento dePetrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo), Petróleo, Aditivos, Componentes Oxigenantes yBiocombustibles, vinculados al proceso de mezclado o preparación de gasolinas, en las siguientesmodalidades de operación:

1)Punto dentro de las instalaciones terrestres de almacenamiento para conectividad con unsistema de transporte por ducto o una instalación terrestre que recibe o Entrega por víaBuque-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 lanecesaria para la continuidad del mismo;
  2. b)Almacenamientos de sustancias químicas que no estén indicados en el Apéndice B Normativo deesta Norma Oficial Mexicana;
  3. c)Almacenamiento de Petrolíferos en Estaciones de Servicio para auto consumo y expendio de Diésely Gasolinas, y
  4. d)Almacenamiento de Petrolíferos y de Petróleo utilizado dentro del proceso de una refinería, de unainstalación 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 parala 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
  1. Definiciones

Para efectos de la aplicación e interpretación de la presente Norma Oficial Mexicana, se aplican ensingular o plural los conceptos y definiciones previstos en la Ley de la Agencia Nacional de SeguridadIndustrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, el Reglamento Interior de la AgenciaNacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, la Ley deHidrocarburos, 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 Lineamientospara la conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de SeguridadIndustrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividades del SectorHidrocarburos que se indican o aquella que la modifique o sustituya, emitidas por la Agencia Nacional deSeguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos aplicables y a lasdefiniciones siguientes:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.10Cierre:Etapa de desarrollo de un Proyecto del Sector Hidrocarburos, en la cual una Instalación dejade 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 concentraciónestablecidos en la regulación correspondiente.

4.11Clasificación de Áreas Eléctricas:

4.11.1Clase 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 operiódicamente en el ambiente, bajo condiciones normales de operación.
  2. b)Zonas en las que la concentración de algunos gases o vapores puede existir frecuentemente porreparaciones de Mantenimiento o por fugas de combustible.
  3. c)Áreas en las cuales, por falla del equipo de operación, los gases o vapores inflamables pudieranfugarse hasta alcanzar concentraciones peligrosas y simultáneamente ocurrir fallas del equipoeléctrico.

4.11.2Clase 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 seencuentran dentro de recipientes o sistemas cerrados, de los que pueden escaparse sólo en caso deruptura accidental u operación anormal del equipo.
  2. b)Áreas adyacentes a zonas de la Clase I, Grupo D, División 1, en donde las concentracionespeligrosas de gases o vapores pudieran ocasionalmente llegar a comunicarse.

4.12Clasificación de Líquidos:

4.12.1Líquidos inflamables divididos en:

  1. a)Clase IA:cualquier líquido con punto de inflamación inferior a 22.78 °C (296 °K) y punto de ebullicióninferior a 37.78 °C (311 °K).
  2. b)ClaseIB:cualquier líquido con punto de inflamación inferior a 22.78 °C (296 °K) y punto de ebulliciónigual o superior a 37.78 °C (311 °K).
  3. c)Clase IC:cualquier líquido con punto de inflamación igual o superior a 22.78 °C (296 °K), pero inferiora 37.78 °C (311 °K).

4.12.2Líquidos combustibles divididos en:

  1. a)Clase II: Cualquier líquido con punto de inflamación igual o superior a 37.8 °C (373.15 °K) e inferior a60 °C (333.15 °K).
  2. b)Clase III: Cualquier líquido con un punto de inflamación igual o superior a 60 °C (333.15 °K).
  3. Clase IIIA: Cualquier líquido con punto de inflamación igual o superior a 60 °C (333.15 °K), peroinferior a 93.33 °C (366.48 °K).
  4. Clase IIIB: Cualquier líquido con punto de inflamación igual o superior a 93.33 °C (366.48 °K).

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

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

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

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

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

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

4.19Drenaje 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 noexiste la posibilidad de derrames de Productos.

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

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

4.22Entrega: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 terrestresde almacenamiento es entregado (carga) a un medio de transporte para distribución.

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

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

4.25Hallazgo tipo“A”:Desviaciones al cumplimiento de normas, códigos, procedimientos oespecificaciones, de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente, que almaterializarse un riesgo, pueden ocasionar pérdida de contención de materiales peligrosos, fuga, incendio y/oexplosión, que pueden derivar en lesiones y muertes de personal, daños a las instalaciones y al medioambiente, y que de acuerdo a la matriz utilizada de identificación de peligros, evaluación y jerarquización deriesgos, 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.

4.26Hallazgo tipo“B”:Desviaciones al cumplimiento de normas, códigos, procedimientos oespecificaciones, que al materializarse el riesgo, puede ocasionar lesiones moderadas al personal, a lasinstalaciones 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 delequipos o instalaciones nuevas, reparadas, modificadas, que han estado fuera de servicio, o en casosespecíficos, estos riesgos deberán disminuirse tan bajo como sea posible, requieren de la definición yprogramación de acciones de administración, prevención, control o mitigación de los riesgos e impactos.

4.27Hallazgo tipo“C”:Desviaciones al cumplimiento de normas, códigos, procedimientos oespecificaciones, que al materializarse el riesgo, puede ocasionar lesiones mínimas al personal, a lasinstalaciones 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 delequipo o instalaciones nuevas, reparadas, modificadas, que han estado fuera de servicio, o en casosespecíficos. El riesgo está bajo control; sin embargo, se deberán aplicar mejoras para minimizarlo o eliminarlo.

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

4.29Ingeniería de detalle:Etapa de la ingeniería que consiste en el Diseño definitivo y especificacionesdetalladas para cada componente del sistema de almacenamiento con base en la Ingeniería básica. Incluye lainformación definitiva sobre diagramas de flujo, diagramas de tuberías e instrumentación, y planos deconstrucción 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 deProducto.

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

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

4.32Muelle: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 atracanlas embarcaciones.

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

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

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

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

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

4.38Sistema de Recuperación de Vapores (SRV):Conjunto de accesorios, tuberías, conexiones yequipos 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 dealmacenamiento al Auto-tanque.

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

4.40Tanque superficial confinado:Es aquel tanque de almacenamiento de tipo horizontal de doblecontención colocado en bóvedas, con muros, piso y tapa de concreto armado, mampostería de piedra, braza otabique, 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 compactareficientemente el relleno de la bóveda.

4.41Tanque superficial no confinado:Es un tanque de almacenamiento de tipo horizontal de paredsencilla que debe cimentarse sobre silletas de concreto armado o de acero estructural recubiertasde materialanticorrosivo.

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

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

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

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

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

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

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

4.49Unidad de Control Local (UCL):Es el equipo encargado de controlar y registrar todas las variablesdel 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 derecoger y regresar vapores y gases de COV ´s, durante la carga de líquidos orgánicos en los Auto-tanques,denuevo a un tanque de almacenamiento estacionario, o a un sistema de proceso cerrado.

4.51Válvula de presión-vacío:Dispositivo de seguridad instalado en los tubos de venteo, o en la cúpulade 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, alpersonal y al medio ambiente.

  1. Ubicación del Predio.

La ubicación del predio donde se construirán las instalaciones terrestres de Almacenamiento, debeconsiderar 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 requeridosen 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 prediosadyacentes en donde existan centros de población.

En caso de instalaciones existentes que se ubiquen en sitios con predios adyacentes en donde existencentros de población, y que registren distancias menores a las establecidas en la presente Norma OficialMexicana, deben implementar las recomendaciones resultantes de las respectivas actualizaciones de losAnálisis 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 antescuando 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 procesosoriginalmente aprobados en la Asignación, Contrato o Permiso otorgado o cualquier otra modificaciónque 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 estaNorma Oficial Mexicana.

Para determinar la distribución de instalaciones terrestres de almacenamiento y sus áreas de Recepción yEntrega se deben tomar en cuenta las medidas de mitigación de riesgo derivadas del Análisis de Riesgos yAnálisis 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 aalmacenar, 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 operaciónsegura, el tamaño de predio disponible, características del terreno donde se ubicará, cantidad, tipo deinstalaciones y frecuencia de operaciones de Recepción y Entrega, la proximidad y densidad deasentamientos humanos, la proximidad de instalaciones especiales que contribuyan a incrementar el riesgo oen 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 dePetrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo debe incorporar el evento más severo o riesgomayor que se pueda presentar en la instalación. Dicho escenario debe determinarse mediante la aplicación detécnicas reconocidas de identificación de peligros, probabilidad, frecuencia de ocurrencia y estimación deconsecuencias, como el Análisis de Capas de Protección (LOPA), se debe dar seguimiento y cumplimiento alas 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 tipoatmosférico superficial (confinado y no confinado), y subterráneos los cuales podrán ser verticales yhorizontales, 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.

  1. Distanciamiento

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

En la localización y el Diseño para la Construcción de los equipos e infraestructura al interior de lainstalación terrestre de almacenamiento de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo, sedebe 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 lamínima 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 unescenario 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 lapresente Norma Oficial Mexicana.

En caso de que la distancia determinada por el Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias resulteser 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 deprotección que mitiguen los riesgos identificados en dichos análisis mediante un Análisis de CapasdeProtección (LOPA). Lo anterior para cumplir con las medidas de protección que prevén las Tablas de la1 a la6.

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

7.1Almacenamiento

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

Tabla 1. Localización de tanques sobre el suelo para almacenamientode 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 depropiedad que está opuede ser construido,incluyendo el lado opuestode una vía públicaa.

Desde el lado más cercanode cualquier vía pública odel edificio importante máscercano en la mismapropiedada.

Techo Flotante

Protección paraExposicionesb.

1/2 del diámetro deltanque.

1/6 del diámetro deltanque.

Ninguna

Diámetro del tanque, perono necesita exceder 54 m.

1/6 del diámetro deltanque.

Vertical con soldadura débiltecho a pared

Espuma aprobada osistema3de inertización entanques que no exceden45.72 m de diámetrod.

1/2 del diámetro deltanque.

1/6 del diámetro deltanque.

Protección de exposicionesb.

Diámetro del tanque.

1/3 del diámetro deltanque.

Ninguna

2 veces el diámetro deltanque, pero no necesitaexceder 110 m.

1/3 del diámetro deltanque.

Tanques horizontales yverticales con venteo dealivio emergente para limitarpresiones a 2.5 psi (presiónmano métrica a 17 kPa).

Sistema de inertizaciónaprobadoben 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.

aLa distancia mínima no puede ser menor de 1.5 m.

bProtección de exposiciones. (Ver definición).

cVer NFPA 69,“Sistema de Prevención de Explosiones”, vigente, equivalente o superior.

dPara 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 ellado opuesto de una víapública (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

Referencia Tabla 22.4.1.1 (b) de NFPA 30, Edición 2015.

Para unidades SI, 1 gal= 3.8 L

Los tanques que almacenan líquidos con características de Ebullición desbordante (Boil Over), debenubicarse de acuerdo con la Tabla 3. Estos líquidos no deben almacenarse en tanques de techo fijo mayoresde 45 m de diámetro, a menos que el tanque cuente con un sistema de inertización aprobado.

Tabla 3. Localización de tanques sobre el suelo para almacenamiento de líquidos con

Ebullición desbordante (Boil Over)

Tipo de
tanque

Protección

Distancia Mínima

Desde el límite de propiedad queestá o puede ser construido,incluyendo el lado opuesto de unavía públicaa.

Desde el lado más cercano decualquier vía pública o del edificioimportante más cercano en lamisma propiedada.

Techo
Flotante

Protección de
exposicionesb.

1/2 del diámetro del tanque.

1/6 del diámetro del tanque.

Ninguna.

Diámetro del tanque.

1/6 del diámetro del tanque.

Cualquier
tipo

Espuma aprobada o
sistema de
inertizaciónc.

Diámetro del tanque.

1/3 del diámetro del tanque.

Protección de
exposicionesb.

2 veces el diámetro del tanque.

2/3 del diámetro del tanque.

Ninguna.

4 veces el diámetro del tanque pero
no necesita exceder 105 m

2/3 del diámetro del tanque.

Referencia: Tabla 22.4.1.4 Localización de tanques sobre el suelo para almacenamiento de líquidos con ebullición
desbordante, NFPA 30, Edición 2015.

aLa distancia mínima no debe ser menor de 1.52 m

bProtección deexposiciones. (Ver definición).

cVer NFPA 69,“Sistema de Prevención de Explosiones”, vigente, equivalente o superior.

La separación entre Envolventes de dos tanques de almacenamiento debe determinarse de la siguientemanera:

Los tanques que almacenan líquidos inflamables Clase I, líquidos combustible Clase II o Clase IIIA debenestar separados por las distancias dadas en la Tabla 4.

En caso de que los tanques de almacenamiento para líquidos Clase IIIB, estén situados en la misma áreadel dique o línea de drenaje de un tanque de líquido Clase I o Clase II,éstos deben tener el espaciamientomínimo para líquidos Clase IIIA, indicado en la Tabla 4.

Los tanques de almacenamiento de combustóleo pesado con aislamiento térmico y con capacidadesindividuales que no exceden 480 m3(3019 barriles), deben estar separados por la distancia mínimaestablecida en la Tabla 4.

Tabla 4. Espaciamiento mínimo entre tanques superficiales (entre pared y pared)

Diámetro del Tanque

Tanque de Techo Flotante

Tanques Fijos u Horizontales

Líquidos Clase I o II

Liquido Clase III A

Todos los tanques nomayores a 45 m endiámetro.

1/6 de la suma de losdiámetros de tanquesadyacentes, pero no menora 0.9 m.

1/6 de la suma de losdiámetros de tanquesadyacentes, pero no menora 0.9 m.

1/6 de la suma de losdiámetros de tanquesadyacentes, pero no menor0.9 m.

Tanques mayores que 45 mde diámetro: El control devertimientos se hacemediante drenajes hasta unárea remota de desalojo, demanera que el líquidoderramado no se acumulealrededor de los tanques,deben aplicarse losrequerimientos descritos enel numeral 8.3.3Drenajes.

Si los Tanques están dentrode un dique abierto, estossistemas deben cumplir losrequerimientos descritos enel numeral 8.1.3 Diques decontención.

1/6 de la suma de losdiámetros de tanquesadyacentes.

1/4 de la suma de losdiámetros de tanquesadyacentes.

1/4 de la suma de losdiámetros de tanquesadyacentes.

1/3 de la suma de losdiámetros de tanquesadyacentes.

1/6 de la suma de losdiámetros de tanquesadyacentes.

1/4 de la suma de losdiámetros de tanquesadyacentes.

Referencia: Tabla 22.4.2.1 Espacio mínimo entre tanques sobre el suelo (entre pared y pared), NFPA 30,

Edición 2015.

Nota: La suma de los diámetros de tanques adyacentes: significa la suma de los diámetros de cada par de tanques quesean adyacentes unos a otros (entre sí).

Para los tanques ubicados en la línea de drenaje o en un área dentro del dique que contenga líquidosinflamables Clase I o líquidos combustibles Clase II y estén agrupados, se debe considerar un espaciamientomayor u otros medios para que los tanques interiores sean accesibles para propósitos de combate deincendios, de acuerdo al resultado del Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias.

7.2Recepción y Entrega

El área de Recepción y Entrega debe estar separada de los tanques, edificios o de cualquier límite depropiedad más cercana a la instalación, a una distancia mínima de 7.6 m punto 17.4.6 referenciado al punto17.4.3 de la NFPA 30 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, cuando se manejen líquidos inflamablesClase I, y para líquidos combustibles Clase II y Clase III manejados a temperaturas igual o mayor de suspuntos de inflamación, y a no menos de 4.6 m para líquidos combustibles Clase II y Clase III manejados atemperaturas menores de sus puntos de inflamación, medidos desde el punto de carga (Entrega) o conexiónde descarga (Recepción). Véanse las Tablas 1, 2, 3 y 4 de la presente Norma Oficial Mexicana.

La distancia entre el área de Almacenamiento y el límite de las áreas para las operaciones de Entrega yRecepción, deben cumplir con las medidas de mitigación y capas de protección de cada área, y contemplarlos riesgos combinados entre ambas áreas, de los cuales puedan resultar incremento en distancias o capasde protección adicionales.

Con el propósito de evitar daños a las instalaciones, se deben considerarse todas las medidas demitigación y/o distanciamientos que amortigen las afectaciones por radiación térmica o sobrepresión.evitando daños a las instalaciones hacía el interior y exterior de la misma La distancia horizontal mínima entrelas instalaciones de recepción y entrega; y los Tanques de Almacenamiento debe definirse conforme a lodispuesto en el numeral 7 de la presente Norma Oficial Mexicana.

Para instalaciones terrestres de almacenamiento que colinde con una planta de proceso o instalaciónpetroquímica; las áreas de Recepción, almacenamiento y Entrega, deben cumplir con los distanciamientosmínimos establecidos en las Tablas 5 y 6.

Además, se deben realizar los Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias, para obtener el radio deafectación por radiación térmica, toxicidad o sobrepresión y las distancias de amortiguamiento para evitardaños a las instalaciones aledañas en el interior, exterior y a la población, debiendo prevalecer estasdistancias obtenidas sobre las referidas en las Tablas de la 1 a la 6, según corresponda, en caso de sermayores éstas.

Si las distancias obtenidas en el Análisis de Consecuencias rebasan los límites de las instalación terrestrede almacenamiento, se deben implementar las medidas de protección que mitiguen los riesgos identificadoshacia las plantas de proceso e instalaciones petroquímicas con las que colinde mediante un Análisis deCapas de Protección (LOPA).

Tabla 5. Requerimientos de distancia entre tanques superficiales por su tipo y capacidad deinstalaciones terrestres de almacenamiento con planta de proceso e instalaciones petroquímicas

Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (1)

D = Diámetro más grande del tanque a Para Clase II, Producto III, Espacio Aceptable de 1.525 metros

Unidades =metrosb Clase II o III, Temperatura de Operación > 93.24 °C

(Video) NOM 005 ASEA 2016 SIGEM PRIMERA SESIÓN

barriles (litros)*

Referencia: Figura 8.2.3 de NFPA Fire Protection Handbook,Twentieth Edition 2008.

Tabla 6. Requerimientos de distanciamiento para instalaciones terrestres de almacenamiento con planta de
proceso e instalaciones petroquímicas

Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (2)

Unidades en pies (metros)

/ No requiere distancia

Referencia: Figura 8.2.1 de NFPA Fire Protection Handbook,Twentieth Edition 2008.

  1. Diseño

El Diseño de las instalaciones terrestres de almacenamiento, objeto de la presente Norma OficialMexicana, debe desarrollarse conforme a una Ingeniería Básica Extendida, que comprenda como mínimo, conlo 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)Descripción del proceso;
  6. f)Condiciones de operación;
  7. g)Inventario de Productos manejados;
  8. h)Especificaciones de los Productos;
  9. i)Estudios de mecánica de suelos y topográfico;
  10. j)Estudio hidrológico, hidráulico y de socavación;
  11. k)Análisis de Riesgos y consecuencias, debiendo contener como mínimo lo que a continuación seindica:

1)Descripción detallada del proceso;

2)Condiciones de operación;

3)Histórico de accidentes e incidentes en instalaciones similares;

4)Justificación técnica de la metodología de riesgos empleada;

5)Desarrollo y resultados de la o las metodologías de riesgos;

6)Evaluación y jerarquización de riesgos;

7)Identificación de escenarios más probables y catastróficos;

8)Determinación de radios potenciales de afectación;

9)Interacciones de riesgos al interior y al exterior de la instalación, y

10)Dispositivos, medidas y sistemas de seguridad para la prevención, control y mitigaciónderiesgos.

  1. l)Bases de diseño;
  2. m)Hojas de datos y memorias de cálculo;
  3. n)Requerimientos de servicios auxiliares;
  4. o)Lista de equipo principal y auxiliar;
  5. p)Balance de materia y energía (proceso y servicios auxiliares);
  6. q)Planos como mínimo los siguientes:

1)Ingeniería de procesos

  1. Diagrama de Flujo del Proceso y de servicios auxiliares;
  2. Plano de Localización General (Plot Plant);
  3. Diagrama de Tubería e Instrumentación (proceso y sistemas auxiliares)
  4. Esquema de Drenaje Aceitoso;
  5. Esquema de Drenaje Pluvial, y
  6. Lista de líneas de proceso y servicios auxiliares.

2)Arquitectura

  1. Anteproyecto arquitectónico de barda perimetral y localización de puertas de acceso;
  2. Anteproyecto arquitectónico de caseta de vigilancia, control de acceso, etc.(en caso deaplicar);
  3. Anteproyecto arquitectónico de subestación eléctrica (en caso de aplicar);
  4. Anteproyecto arquitectónico de taller mecánico y eléctrico;
  5. Anteproyecto arquitectónico de cuarto de control (en caso de aplicar);
  6. Anteproyecto arquitectónico de cuarto de cambios (baños generales y regaderas);
  7. Anteproyecto arquitectónico de almacén de materiales;
  8. Anteproyecto arquitectónico de almacén de residuos peligrosos, y
  9. Anteproyecto arquitectónico de cobertizo contra incendio.

3)Seguridad industrial

  1. Diagrama General de Sistemas de Seguridad (sistema de agua contra incendio, sistema deespuma contra incendio, sistema de detección y alarma);
  2. Diagrama de Tubería e Instrumentación del sistema de agua contra incendio y sistema deespuma contra incendio (cuando aplique);
  3. Lista de líneas del sistema de agua contra incendio;
  1. Plano de localización del Sistema de Gas y Fuego, y
  2. Plano de localización de letreros de seguridad, puntos de reunión y rutas de evacuación.

Durante el Diseño de las instalaciones de almacenamiento, Recepción y Entrega, se deben aplicar almenos lo siguiente:

  1. a)Realizar un Análisis de Riesgos y un Análisis de Consecuencias para identificar, analizar, evaluar,jerarquizar, dar seguimiento a las recomendaciones resultado de los mismos y mitigar los riesgosrelacionados con las actividades propias del proyecto, empleando metodologías aceptadas nacionale internacionalmente;
  2. b)Para los elementos y equipos que componen la instalación, se debe observar una distribución acordea los Productos que se almacenen, cumpliendo con los espaciamientos mínimos establecidos en elCapítulo 7“Distanciamientos”de esta Norma Oficial Mexicana;
  3. c)Los equipos, materiales y accesorios eléctricos deben cumplir con la clasificación de áreas eléctricasa la que correspondan, de acuerdo a la Norma NOM-001-SEDE-2012,“Instalaciones Eléctricas(Utilización)”, vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, y
  4. d)Los sistemas de protección contra incendio, deben cubrir todos los escenarios de riesgo identificadosen el diseño, el Análisis de Riesgo y Análisis de Consecuencias.

8.1Almacenamiento

En el Diseño del área de almacenamiento, el Regulado puede optar por la integración de tanquessuperficiales y/o subterráneos. Los tanques superficiales podrán ser verticales y/u horizontales y debeconsiderar como mínimo lo siguiente:

  1. a)Las dimensiones necesarias para que se cumplan los distanciamientos mínimos entre los tanques dealmacenamiento y entre los elementos o equipos que integran la instalación;
  2. b)En un dique compartido, no deben almacenarse Productos que por sus características generenreacciones químicas y requieran condiciones de altas temperatura, que signifiquen riesgos deignición con otros Productos almacenados en el mismo dique.

El área de almacenamiento, debe contar como mínimo con lo siguiente:

  1. a)Instrumentación de control y medición en tanques;
  2. b)Sistema de tierras;
  3. c)Pararrayos/Apartarrayos;
  4. d)Diques de contención;
  5. e)Drenajes;
  6. f)Instalación eléctrica;
  7. g)Sistema de detección y alarma de gas y fuego;
  8. h)Sistema contra incendio;
  9. i)Frentes de ataque, y
  10. j)Vialidades y accesos.

8.1.1Tanques superficiales

El Regulado puede optar por la integración de tanques superficiales y/o subterráneos. Los tanquessuperficiales podrán ser verticales y/u horizontales (no confinados y/o confinados).

8.1.1.1Tanques verticales

Para el diseño de tanques verticales de techo fijo, techo flotante interno y techo flotante externo, elRegulado debe cumplir con el código API 650, vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, y considerar lossiguientes aspectos:

  1. a)La carga muerta;
  2. b)La presión de diseño interna;
  3. c)Las cargas del techo flotante interno;
  4. d)La carga viva del techo;
  1. e)Verticalidad;
  2. f)Redondez;
  3. g)La actividad sísmica;
  4. h)El Producto almacenado;
  5. i)Agitadores;
  6. j)Serpentines de calentamiento;
  7. k)Las presiones de pruebas hidrostáticas e hidroneumáticas;
  8. l)Diseño por viento y sismos;
  9. m)Las cargas externas;
  10. n)La tolerancia por corrosión;
  11. o)Estudios topográficos;
  12. p)Mecánica de suelos;
  13. q)La capacidad del tanque;
  14. r)La Instrumentación;
  15. s)Sistemas de tierras y pararrayos;
  16. t)Dispositivos para centrar y evitar el giro del techo flotante;
  17. u)Tubo difusor de entrada al tanque;
  18. v)Diques de contención;
  19. w)Válvulas de presión-vacío;
  20. x)Sistemas de drenajes, y
  21. y)Protección catódica.

Adicionalmente y cuando resulte necesario conforme a los requerimientos térmicos que arroje la ingenieríarealizada, el Diseño debe considerar la implementación de infraestructura de calentamiento de Producto delos siguientes tipos:

  1. a)Resistencia eléctrica (traza eléctrica), compuesto de uno o más conductores metálicos o un materialconductor de electricidad, apropiadamente protegido y aislado térmicamente, apegados al estándarIEEE 515 y UL 515 vigentes, equivalente, superior o aquel que la sustituya;
  2. b)Aceite térmico en fase líquida, en circuito cerrado, circulación forzada y con suministro de calor. Elaceite térmico debe ser tipo orgánico-sintético, comportarse estable en un intervalo de temperatura93 a 343 °C (366 a 616 °K) y una temperatura ambiente mínima de 7 °C (280 °K);
  3. c)Sistema de tuberías (serpentín) en interior de los tanques y venas de vapor sobre tuberíasdeProducto, con aislamiento, alimentadas por un flujo de vapor constante y sistemas decontrol-regulación, purgado y liberación controlada de vapor y agua condensada, y
  4. d)Aislamiento para conservar la temperatura.

El Diseño de tanques verticales sin techo que estén sometidos a cargas de viento, debe considerar anillosatiesadores a fin de mantener su redondez, los cuales se deben colocar en la parte superior de la envolventepor la parte exterior del tanque.

8.1.1.2Tanques horizontales

Los tanques horizontales deben ser diseñados y certificados de acuerdo al código UL 142, UL 58, 1746 y/oUL 1316 vigentes, equivalentes, superiores o aquellos que los sustituyan y de acuerdo con el procesooperativo que desempeñarán, y cumplir con las características del sitio de ubicación.

8.1.1.2.1Tanques superficiales no confinados

Los tanques superficiales no confinados deben de ser diseñados y certificados bajo el estándar de UL 142o cualquier otra certificación equivalente o superior. En ellos se debe contar como mínimo con los accesoriosindicados en la siguiente Tabla 7:

Tabla 7. Accesorios

No.

Accesorio

Tanques horizontales
superficiales

1

Venteo.

2

Sistema de Medición y monitoreo de nivel e inventarios, agua ytemperatura*.

3

Ranura (slot) de sobrellenado.

4

Entrada Hombre.

5

Escalera interna (de la entrada hombre al piso del tanqueinterior).

6

Conexión de tierra física.

7

Escaleras y plataformas de acceso a domo del tanque.

8

Purga para remover agua y Producto fuera de especificacióndel fondo del tanque.

9

Alarmas (bajo-alto nivel, detección de fugas).

10

Recuperación de vapores (cuando aplique).

11

Sistema de venteo.

12

Bomba (cuando aplique).

13

Sensor de sobrellenado y Alarma sonora y visual

* De acuerdo a lo indicado en la RES/811/2015, RESOLUCIÓN por la que la Comisión Reguladora de Energía expidelas disposiciones administrativas de carácter general en materia de medición aplicables a la actividad de almacenamientode petróleo, petrolíferos y petroquímicos.

8.1.1.2.2Tanques superficiales confinados

Los tanques superficiales confinados tendrán las mismas características que los tanques subterráneos, esdecir de doble contención para mantener la construcción inherentemente segura.

El Diseño de estos tanques debe cumplir los requerimientos de los Códigos NFPA 30, UL 58, UL 1316 yUL 1746 vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan.

En los tanques de almacenamiento superficiales confinados, se deben instalar los accesorios que seindican en la Tabla 8, con excepción del Accesorio No. 1 Válvula de Sobrellenado, ya queéstas son paradescarga de Producto por gravedad en tanques subterráneos; el tanque debe estar equipado por un sistemade medición de alto nivel independiente, el cual automáticamente parará la bomba o cerrará la válvula deentrada, desviará el flujo de acuerdo a los procedimientos de operación establecidos, como máximo al 95%dela capacidad nominal del tanque. Los demás accesorios deben cumplir con las Certificaciones UL,ULC o decualquier otro organismo certificador equivalente.

8.1.1.2.3Tanques subterráneos

Los tanques subterráneos deben estar diseñados por un contenedor primario y un contenedor secundario,fabricado, inspeccionado y probado desde fábrica, contando con certificado UL 58, UL 1746 y/o UL 1316, ocualquier otra certificación equivalente o superior.

El contenedor primario debe ser diseñado y fabricado en acero al carbono.

El contenedor secundario dependiendo del tipo de material utilizado, puede ser de acero al carbón oplástico reforzado con fibra de vidrio.

Los tanques subterráneos de almacenamiento tendrán instalados los siguientes accesorios:

Tabla 8. Accesorios

No.

Accesorio

Tanques subterráneos

1

Válvula de sobrellenado (1).

2

Bomba sumergible.

3

Sistema de control de inventarios (2).

4

Detección electrónica de fugas en espacio anular.

5

Dispositivo para la purga.

6

Recuperación de vapores.

7

Entrada hombre.

8

Venteo normal.

9

Conexión para protección catódica (cuando aplique) *.

10

Conexión de tierra física.

(1) El cierre debe de ser al 95% de la capacidad total del tanque.

(2) Debe ser electrónico y registrar el nivel de agua, de Producto y temperatura como mínimo.

*Cuando las condiciones de humedad del suelo se combinan para producir una corriente eléctrica subterráneaque genera la pérdida de electrones (material), produciendo corrosión en los metales, por lo que, dependiendo deesta humedad, se debe integrar un sistema de protección catódica según las siguientes Figuras 1 y 2.

Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (3)

Figura 1. Sistema de protección catódica por ánodos de sacrificio

Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (4)

Figura 2. Sistema de protección catódica por corriente impresa

8.1.2Cimentación

La cimentación de los tanques de almacenamiento de líquidos inflamables y combustibles, debe sercalculada con base al estudio de mecánica de suelos, peso muerto del tanque a soportar y el peso delProducto a contener al 100% de su capacidad, por viento y sismo, así como un factor de seguridad conformea la zona geográfica.

Las bases de los tanques deben ser diseñadas considerando medidas que atenúen la corrosión de laspartes del tanque que se apoyen sobre tales bases.

En casos especiales de acuerdo al estudio de mecánica de suelos y de ambiente, el Diseño yConstrucción de las bases metálicas de los tanques, deberán ser provistos de un mecanismo deproteccióncatódica.

En los tanques verticales, la base de anillo de concreto sobre la que descansará el fondo del tanque, seconstruirá como mínimo 0.30 m arriba de la superficie del terreno circundante, considerando una pendientedel 2% o un drenaje que permita mantener libre el fondo del tanque de una inundación de agua.

En los tanques horizontales, las bases de los mismos, deben ser desplantadas sobre soportes o mochetasconstruidos en la parte superior de piso terminado.

Los tanques se deben instalar sobre cimientos diseñados y construidos de acuerdo con las prácticasreconocidas de la ingeniería estructural.

Con base al Análisis de Riesgos e impacto ambiental, en los tanques verticales, la instalación degeo-membranas, entre la base de cimentación del tanque y el fondo del mismo, deben contar con un recubrimientointerno sobre la placa del fondo de material con características para abatir la corrosión interna o en su caso,incrementar el espesor de la placa de acuerdo al historial de velocidad de corrosión de tanques similares queoperen con el Producto en el sitio,éstos como medidas alternas para mitigar fugas potenciales por falla odeterioro de la integridad mecánica del tanque.

8.1.3Diques de contención

El área donde se instalarán los tanques de almacenamiento, debe contar con pisos y diquesimpermeables, con cajas de registro de drenaje industrial que evite la filtración de derrames al subsuelo,además deben de contar con un pendiente del 1%, para permitir el libre escurrimiento de líquidos hacia losregistros de Drenaje aceitoso; diseñado para soportar la carga hidrostática considerando el tipo de suelo y lazona sísmica del lugar.

La disposición o ubicación de cada dique, debe permitir un acceso fácil y expedito al sistema de combatecontra incendios y otorgar las condiciones que permitan su operación normal y las labores de mantenimientoyverificación.

Cada dique debe contar con accesos peatonales que permitan el acceso y salida de la zona por encimadel muro del dique de contención.

No se deben utilizar bardas de colindancia como muros de los diques de contención. Para el caso dediques junto a bardas,éstos deben tener su contrabarda, que funcione como muro del dique.

La capacidad volumétrica del dique de contención que en su interior albergue un solo tanque dealmacenamiento de Producto, debe ser como mínimo 1.1 veces la capacidad del tanque, incluyendomochetas, tuberías, válvulas y escaleras.

Para el dique de contención que en su interior albergue varios tanques de almacenamiento, su volumen decontención debe ser la capacidad nominal del mayor tanque, más la cantidad de agua anticipada ante unmayor evento pluvial típico en la zona.

La altura de los muros de los diques debe considerar un promedio de 1.8 m, por encima del nivel interior,cuando se tomen las precauciones necesarias para permitir el acceso normal y el acceso en caso deemergencia hacia los tanques, válvulas y demás equipos, permitiendo así una salida segura de la instalación.

En caso de que la altura promedio del muro del dique, que contiene tanques con líquidos Clase I, seamayor de 3.6 m, medidos desde el nivel interior, o cuando la distancia entre cualquier tanque y el bordesuperior interno del dique sea menor que la altura del muro del dique, deben tomarse las medidas necesariaspara permitir la operación normal de las válvulas y el acceso al techo(s) de los tanques sin ingresar por debajode la parte alta del dique. El cumplimiento de estos requerimientos se llevará a cabo mediante el uso deválvulas operadas a control remoto, pasarelas elevadas, entre otros.

La distancia mínima entre los tanques y el pie de los muros interiores del dique debe ser de 1.5 m.

El dique debe contener y resistir la presión lateral que le pueda ejercer el Producto almacenado en casode un derrame.

La agrupación de los tanques de almacenamiento debe realizarse de acuerdo con las característicasfísico-químicas de los Productos objeto de la presente Norma Oficial Mexicana, cumpliendo con lasrecomendaciones resultantes del Análisis de Riesgos y el Análisis de Consecuencias.

No deben compartir un mismo dique de contención, tanques que contienen Producto que puedan producirreacciones peligrosas entre sí.

Cada dique que contenga dos o más tanques debe ser subdividido, por muretes intermedios no menoresde 0.45 m de altura para evitar que derrames menores desde un tanque pongan en peligro los tanquesadyacentes dentro del área de dique, teniendo en cuenta las capacidades individuales de los tanques. Estosdiques deben tener drenajes aceitosos y pluviales independientes.

En caso de cruzamiento de tuberías por los muros de un dique, deben realizar el emboquillado, sellando elclaro alrededor de las tuberías, así como de las juntas de unión o de expansión en el caso de muros decontención, con materiales resistentes al efecto del Producto manejado y al fuego.

Las tuberías de proceso que pasan a través de los muros del dique deben diseñarse para evitar tensionesexcesivas resultantes de asentamientos o exposición al fuego.

Asimismo, el Regulado debe asegurarse que ninguna tubería ajena a los tanques de almacenamientopase a través del patio interior del dique de contención.

Los muros del dique deben ser diseñados con materiales impermeables y herméticos, para soportar lacarga hidrostática total.

El cableado eléctrico y de control que se integre en el área de diques, debe ser a través de canalizacionessuperficiales y/o subterráneas, cumpliendo en ambos casos con la clasificación eléctrica del área ynormatividad aplicable nacional e internacional vigente.

Para la canalización subterránea,ésta se diseñará conforme a un estudio hidrológico, resistividad delsuelo, tipo de terreno y ubicación geográfica.

Para las canalizaciones superficiales no se deben utilizar los soportes de tuberías de los Productos y decontra incendio, ni cruzar a través del muro del dique de contención u obstruir el paso de personal.

8.2Recepción y Entrega

El Diseño de las instalaciones para la Recepción y Entrega debe cumplir con los distanciamientosindicados en el Capítulo 7“Distanciamientos”de la presente Norma Oficial Mexicana. Asimismo, durante eldiseño se deben considerar los sistemas y equipos que le permitan al Regulado medir y controlar lasoperaciones que serán realizadas en la instalación, cumpliendo con la normatividad nacional y/o internacionalvigente y aplicable para cada sistema de Recepción y Entrega.

  1. a)Recepción:

1)Sistema de recepción por Ducto;

2)Sistema de medición** (cuando aplique), y

3)Sistema de descarga* por Auto-tanques, Carro-tanques y/o Buque-tanques.

  1. b)Entrega:

1)Sistema de envío por Ducto;

2)Equipo de bombeo;

3)Sistema de Medición**(cuando aplique), y

4)Sistema de carga* por Auto-tanques, Carro-tanques y/o Buque-tanques.

*Para el manejo de los combustibles de aeronaves, los filtros deben ser tipo coalescedor-separador deacuerdo con el estándar EI 1581 Specifications and laboratory qualificaction procedure for aviation fuelfilter/water separators, vigente equivalente, superior o aquel que lo sustituya, para los sistemas deRecepción y Entrega.

**De acuerdo a lo indicado en la RES/811/2015, RESOLUCIÓN por la que la Comisión Reguladora deEnergía expide las disposiciones administrativas de carácter general en materia de medición aplicables ala actividad de almacenamiento de petróleo, petrolíferos y petroquímicos.

Las instalaciones para la Recepción y Entrega de Producto deben estar diseñadas en un áreaindependiente, con pendientes que direccionen cualquier escurrimiento hacia un sistema de Drenaje aceitosoque asegure la contención y tratamiento por derrame de Producto.

Para el caso de combustibles de aviación, en las instalaciones de Recepción por Auto-tanque, se debecontar con un sistema de filtración, el cual realiza la funcionalidad de separación de los sólidos y coalescenciade contaminantes de agua.

Cuando se opte por un sistema de tuberías flexibles y mangueras para la conexión de la Recepción yEntrega entre la instalación y el Auto-tanque y/o Carro-tanque estas últimas deben cumplir con:

  1. a)Conexiones de tubería flexible:

1)Cada conexión de tubería flexible debe ser diseñada de acuerdo al circuito al que estéintegrado,y

2)El equipo empleado tal cómo: válvulas, mangueras y cables deben cumplir con la normatividadnacional e internacional vigente aplicable.

  1. b)Mangueras:

1)Las mangueras deben diseñarse de materiales resistentes al Producto manejado, y

2)Estar diseñadas de conformidad con los estándares ISO 2929 y EN 1765 vigentes, equivalentes,o aquellos que los sustituyan.

Las instalaciones de Recepción y Entrega por medio de Auto-tanques pueden ser diseñadas para estarbajo techo, pero la altura deéste debe ser mayor a la altura del brazo de carga extendido en el plano vertical.

Para el caso de líquidos inflamables Clase I, la Recepción y Entrega por medio de Auto-tanque, serealizará únicamente por el fondo.

Las instalaciones de Recepción y Entrega por medio de Auto-tanques para líquidos inflamables Clase I,deben contar con los accesorios necesarios para la integración de un (SRV), conforme se describe en elApéndice A Normativo.

Para el caso de los líquidos combustibles Clase II, la Recepción y Entrega por medio de Auto-tanques, sellevará a cabo por el fondo y sólo se realizará por el domo cuando se cumpla con lo establecido en la NFPA407 vigente, equivalente o aquella que la sustituya, cumpliendo con las protecciones de seguridad queresulten del Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias.

Tratándose de Productos para aeronaves, la Entrega debe realizarse por el fondo en Auto-tanques.

En particular para líquidos combustibles Clase III para Auto-tanques, se debe contar con un Análisis deRiesgos, 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 que resulten.

Los sistemas de conexión instalados en la Recepción y Entrega, deben ser compatibles con los requeridospara Carro-tanques con los que se realizarán las actividades de manejo del Producto, de acuerdo con lanormatividad aplicable vigente.

Las instalaciones para Recepción y Entrega de Producto en Carro-tanques, deben estar diseñadas en unárea independiente con pendientes que direccionen cualquier escurrimiento de combustible hacia un sistemade Drenaje aceitoso donde se asegure la contención y manejo del mismo.

Para el Diseño del sistema de Recepción y Entrega por Buque-tanque en una instalación marítima, elRegulado debe contar al menos con los siguientes requerimientos:

  1. a)Muelle;
  2. b)Sistema de barreras de protección ambiental;
  3. c)Brazos de conexión y/o mangueras de Recepción y Entrega;
  4. d)Tuberías, válvulas y accesorios;
  5. e)Protección con sistemas contra incendio de la instalación marítima y Buque-tanque;
  6. f)Instalaciones de Recepción para decantados y mezclas (aceitosas) en su caso;
  7. g)Almacenamiento temporal y manejo de residuos peligrosos;
  8. h)La provisión de equipo de salvavidas fijo, y
  9. i)Sistema de drenaje del Muelle incluyendo separación de agua y eliminación.

Para cada línea flexible de Producto, para detener el flujo en caso de ruptura, se deben proveer válvulasde aislamiento o de corte en la base del equipo donde se realice la operación de Trasvase de Recepción yEntrega o cerca de la aproximación al Muelle, pudiendo incluir válvulas activadas por presión que se cierrenautomáticamente en caso de una fuga y de válvula de no-retorno u otras maneras de prevenir el contraflujo enlíneas de carga que se dedican al servicio de descarga.

En el Diseño, los arreglos de amarre para todos los tamaños de Buque-tanque, deben ser determinadospor un análisis de ingeniería (amarre y defensa).

En las instalaciones marítimas donde los Buque-tanques son atracados al costado de las instalaciones deRecepción y Entrega, incluyendo las terminales de manejo de barcazas, deben tener provisiones para elacceso seguro.

Para las instalaciones marítimas que operen con Monoboyas el Diseño debe contar como mínimo conlosiguiente:

  1. a)Diseño y arreglo de mangueras de Monoboya;
  2. b)Equipo de amarre y calabrotes, y
  3. c)Área para mantenimiento y operaciones.

El Regulado que cuente con instalaciones terrestres de almacenamiento para manejo de líquidosinflamables Clase I, debe verificar que los Buque-tanques cuenten con un sistema de inertización. En casocontrario, podrá instalar un Sistema de Recuperación de Vapores (SRV), de acuerdo con lo descrito en elApéndice A Normativo.

8.2.1Recepción

8.2.1.1Recepción y medición por ducto

En el sistema de Recepción y medición por medio de ducto para Petrolíferos (excepto Gas Licuado dePetróleo) y Petróleo, las conexiones deben ubicarse al interior de los linderos de la propiedad de la instalaciónterrestre de almacenamiento y deben disponer de sistemas de contención de posibles derrames, no sepermite el uso ni la interrupción de la vía pública para este tipo de instalaciones.

Dentro de su funcionalidad el sistema debe tener la capacidad de comunicarse en forma bidireccional conlos sistemas para medición de flujo, temperatura, presión y densidad, para la Transferencia de custodia eninstalaciones terrestres de almacenamiento a través de la Recepción por ducto.

De acuerdo a lo establecido en el alcance del Diseño de la instalación terrestre de almacenamiento,Entrega y Recepción, debe definirse el punto de ubicación del sistema de medición del proceso operativo dela Transferencia de custodia.

El Diseño del sistema de Recepción de Petrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo) y Petróleo, pormedio de ducto, podrá contar con trampas de diablos y un Sistema de Recepción y/o medición, los cualesdeben apegarse a lo establecido por el ASME B31.3 Process Piping su equivalente, superior o aquel que lo

sustituya, a las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los lineamientos en materiade Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente, para el transporte terrestre pormedio de Ductos de Petróleo, Petrolíferos y Petroquímicos, emitidas por la Agencia o aquella que lamodifique, o sustituya y a la RES/811/2015 RESOLUCIÓN por la que la Comisión Reguladora de Energíaexpide las Disposiciones administrativas de carácter general en materia de medición aplicables a la actividadde almacenamiento de petróleo, petrolíferos y petroquímicos o aquella que la modifique, o sustituyarespectivamente.

Dentro de este numeral de Diseño, el Regulado debe evidenciar el cumplimiento de las Disposicionesadministrativas 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 dePetróleo, Petrolíferos y Petroquímicos, mediante el dictamen técnico que le corresponda; asimismo, elRegulado debe evidenciar que cuenta con el certificado de cumplimiento al que se refieren las Disposicionesadministrativas de carácter general en materia de medición aplicables a la actividad de almacenamiento depetróleo, petrolíferos y petroquímicos, para confirmar que el sistema de medición cumple con las mismas.

Para el caso de combustibles de aeronaves, la Recepción por ducto debe contar con un sistema defiltración, para la separación de sólidos y coalescencia de contaminantes de agua.

ElRegulado debe implementar los arreglos necesarios para que la instalación terrestre dealmacenamiento cuenta con el control final de llenado del tanque. La instalación debe ser capaz de terminar odesviar de forma segura una Transferencia de custodia (para evitar la pérdida de contención u otrascondiciones peligrosas), sin depender de las acciones de un tercero ubicado remotamente. Estos arreglosdeben considerar las implicaciones aguas arriba para la red de ductos, otras instalaciones en el sistemayrefinerías.

8.2.1.2Recepción por Auto-tanques

El área de Recepción por medio de Auto-tanques, debe estar conformada como mínimo por: manguera dedescarga, sistema de filtrado, sistema de bombeo, válvulas, conexiones, sistemas de seguridad (incluyemonitor de tierra), Unidad de Control Local (UCL), tuberías y/o mangueras y dispositivo para la eliminacióndeaire.

El sistema de Recepción de lasinstalaciones debe contemplar la instalación de instrumentación propiapara la medición del Producto, temperatura, flujo, densidad y presión; así como, para el control de la descargade Producto, en lo que se denomina“sistema de medición”, el cual se conforma de unidad de control local,pinza de conexión a tierra física, filtro, bomba principal, filtro tipo“Y”, bomba auxiliar, tanque eliminador deaire, válvula check, válvula electrohidráulica u otra válvula de funcionalidad similar, sistema de medición ycontrol que incluye elemento primario de medición, transmisor y computador de flujo u otro equipo similar,para temperatura, densidad y flujo, válvula de bloqueo a tanque con indicador de posición (abierta-cerrada) yválvula de bloqueo de Auto-tanques. Los equipos y sistemas deben cumplir con las medidas de seguridadrequeridas para los procesos de medición y Transferencia de custodia.

Adicionalmente, para control de la Recepción de Producto en cada posición de descarga se debe instalaruna Unidad de Control Local (UCL).

El sistema de Recepción puede interactuar con los requisitos y validaciones de un sistema de control deacceso vehicular.

8.2.1.3Recepción por Carro-tanques

Para el caso de las instalaciones que cuenten con infraestructura para realizar operaciones internas deRecepción por Carro-tanques, el Diseño de estructuras de anclaje, soportes de tuberías, conexiones,accesorios y bridas, deben cumplir con la normatividad nacional y/o internacional, vigente y aplicable.

El sistema de Recepción (descarga) debe disponer de la instrumentación propia por posición o grupo deCarro-tanques, para la medición y control del Producto en todas las variables del proceso, así como para elcontrol de la descarga de Productos en lo que se denomina“sistema de medición”. El sistema debecontemplar la instalación de instrumentos y equipos en las posiciones de descarga y contar con lainstrumentación propia para la medición del Producto, densidad y temperatura, el cual se conforma de unidadde control local, pinza de conexión a tierra física, filtro, bomba principal, filtro tipo“Y”, bomba auxiliar, tanqueeliminador de aire, válvula check o de retención, válvula electrohidráulica u otra válvula de funcionalidadsimilar, sistema de medición y control que incluye elemento primario de medición, transmisor y computador deflujo u otro equipo similar, para temperatura, densidad y flujo, válvula de bloqueo a tanque con indicador deposición (abierta-cerrada) y válvula de bloqueo de Carro-tanque. Los equipos y sistemas de Recepción debencumplir con las medidas de seguridad requeridas, para la medición y Transferencia de custodia.

El Regulado debe instalar una Unidad de Control Local (UCL), para el control de la descarga y registro detodas las variables del sistema de medición en cada posición.

Todas las Unidades de Control Local (UCL) envían sus señales directamente al subsistema deControlSupervisorio.

El sistema de Recepción, debe tener capacidad para que en caso de que alguna de las Unidades deControl Local (UCL) llegara a fallar, no debe interrumpirse el funcionamiento de las otras, ni la comunicacióndeéstas con el subsistema de Control Supervisorio.

8.2.1.4Recepción por Buque-tanques

El área de Recepción de Productos, por medio de Buque-tanques debe estar conformada por válvulas,conexiones, tuberías, brazos de descarga y/o mangueras, las cuales deben diseñarse bajo la normatividadvigente y ser compatibles con el Producto a manejar.

Para este sistema de Recepción por Buque-tanques, el Regulado debe cumplir con las Normas, Códigos yEstándares nacionales o internacionales, aplicables a la materia como: ISGOTT (International Safety Guide forOil Tankers and Terminals), OCIMF (Design and Construction Specification for Marine Loading Arms),SIGTTO (ESD, Arrangements & linked ship shore systems), vigentes o aquellas que los sustituyanomodifiquen.

Los brazos y/o las mangueras de descarga deben diseñarse de conformidad con la especificación deDiseño y Construcción para Áreas de Cargado Marino de la Oíl Companies International Marine Forum(OCIMF) vigente o cualquier otra equivalente.

8.2.2Entrega

Para la Entrega de Productos, el Regulado debe contar con un sistema de bombeo y su correspondientesistema de Entrega por medio de ducto, Auto-tanques, Carro-tanques y Buque-tanques.

8.2.2.1Equipo de bombeo

Para el Diseño de las instalaciones de bombeo de Productos, el Regulado debe cumplir con losdistanciamientos señalados en el numeral 7.2“Recepción y Entrega”y las especificaciones señaladas en elnumeral 8.3.5“Tuberías”de la presente Norma Oficial Mexicana.

Los motores, componentes eléctricos y las instalaciones eléctricas deben cumplir con la clasificación deárea, establecida en la normatividad nacional o internacional aplicable y vigente.

El sistema de bombeo, debe incorporar en su Diseño un medio para interrumpir de forma rápida y efectivael flujo de Productos en caso de una emergencia.

Las bombas, deben tener instalado un instrumento indicador de presión en la tubería de descarga.

Los sistemas de bombeo, deben diseñarse de forma que impidan o restrinjan incrementos de presión, quepongan en riesgo la integridad de las instalaciones, cuando el flujo en cualquiera de sus direccionesseasuspendido.

El arreglo de tuberías a las bombas debe diseñarse para que permitan el retiro y el mantenimiento de lasbombas. Cada una de las bombas debe contar con válvulas de aislamiento y válvulas de retención.

Las boquillas bridadas integradas y las conexiones de las bombas deben ser de la misma clase, tipo y ensu caso cara de brida, que la del sistema de tuberías con que se interconecta, en cumplimiento con laespecificación de materiales de la tubería correspondiente.

Las bombas para tanques subterráneos, deben ser diseñadas para instalarse dentro de un contenedorhermético fabricado en fibra de vidrio, polietileno de alta densidad o de otros materiales, certificados por UL,ULC, o de otro organismo certificador equivalente que garantice la contención y manejo de los Productos.

Para el caso de bombas instaladas en forma unitaria o agrupada fuera de edificaciones (casa de bombas)y en área abierta, debe cumplir con la clasificación de áreas eléctricas.

8.2.2.2Entrega y medición por ducto

El Diseño del sistema de Entrega y medición por medio de ducto para Petrolíferos (excepto Gas Licuadode Petróleo) y Petróleo, debe estar conformado por válvulas, tuberías, accesorios, instrumentación y bombas,que cumplan con lo establecido dentro del ASME B 31.3 Process Piping vigente, equivalente o aquel que losustituya, y las DISPOSICIONES administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos enmateria de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente, para el transporte

terrestre por medio de Ductos de Petróleo, Petrolíferos y Petroquímicos, emitidas por la Agencia, vigente oaquella que la modifique, o sustituya.

Dentro de este numeral de Diseño, el Regulado debe evidenciar el cumplimiento de las Disposicionesadministrativas de carácter general emitidas por la Agencia, que se mencionan en el párrafo precedente,mediante el dictamen técnico que le corresponda.

Las conexiones del sistema de Entrega y medición por medio de ducto para Petrolíferos (excepto GasLicuado de Petróleo) y Petróleo, deben ubicarse al interior de los linderos de la propiedad de la instalaciónterrestre de almacenamiento y debe disponer de sistemas de contención de posibles derrames, no se permiteel uso ni la interrupción de la vía pública para este tipo de instalaciones.

El sistema debe tener la capacidad de comunicarse en forma bidireccional con los sistemas de medición ycontrol para la Transferencia de custodia y con instalaciones del sistema de transporte por ducto queesténcomunicadas.

De acuerdo a lo establecido en el alcance de Diseño de la instalación terrestre de almacenamiento, debedefinirse el punto de ubicación del sistema de Entrega y medición del proceso operativo de Transferenciadecustodia.

8.2.2.3Entrega por Auto-tanques

El área de Entrega de Productos por medio de Auto-tanque, debe estar conformada como mínimo portuberías, válvulas, filtro, sistema de medición y control que incluye elemento primario de medición, transmisory computador de flujo u otro equipo similar, para temperatura, densidad y flujo, válvula de doble paso,conexiones, tuberías, mangueras, las cuales deben diseñarse bajo la normatividad nacional e internacionalvigente aplicable y ser compatibles con el Producto a manejar.

Dentro de su funcionalidad, el sistema debe contemplar la instalación de instrumentos y equipos en el áreade Entrega de Auto-tanques de la instalación, la cual agrupa las posiciones de carga en islas de llenado, cadaisla o punto de llenado puede tener una o más posiciones con Productos diferentes.

Todas las posiciones de Entrega (carga), debe estar conformada por: brazo de carga y/o manguera,sistema de filtrado, sistema de bombeo, válvulas, conexiones, sistema de seguridad (incluye monitor de tierray sobrellenado), Unidad de Control Local (UCL), tuberías y/o mangueras, dispositivo para la eliminación deaire, permisivo a tierra y sistemas de seguridad, como mínimo.

Para combustibles de aviación, el llenado debe realizarse por el fondo.

Cada posición de Entrega (carga) podrá manejar uno o varios Productos, cuando la (UCL) cuente con lacapacidad de manejo de más de un Producto, se podrá utilizar solo una (UCL) por cada posición.

Todos los equipos e instrumentación deben cumplir con las medidas de seguridad y condiciones eléctricasrequeridas por esta área del proceso.

El sistema de Entrega podrá interactuar con el subsistema de acceso a las instalaciones cumpliendo losrequisitos y validaciones. El sistema debe disponer de medios de protección (interlocks) lógicos y físicos.

8.2.2.4Entrega por Carro-tanques

El área de Entrega por Carro-tanques debe contemplar la instalación de instrumentos y equipos, todas lasposiciones de Entrega deben contar con la instrumentación propia para la medición y temperatura delProducto, así como para el control de la carga de Producto, en lo que se denomina“sistema de medición”elcual se conforma de válvula de bloqueo, filtro, conexiones y tuberías, medidor de flujo, válvulaelectrohidráulica u otra válvula de funcionalidad similar, sensor de temperatura, Unidad de Control Local (UCL)y pinza de conexión a tierra. Los equipos e instrumentos deben cumplir con las mejores prácticas nacionales einternacionales en materia de Seguridad Operativa.

El sistema de Entrega debe tener capacidad para que en caso de que alguna de las Unidades de ControlLocal (UCL) llegaraa fallar, no se interrumpa el funcionamiento de las otras, ni la comunicación deéstas conlos servidores.

8.2.2.5Entrega por Buque-tanques

Los brazos y/o las mangueras de Entrega (carga) deben ser diseñados de conformidad con laespecificación de Diseño y Construcción para Áreas de Cargado Marino de la Oíl Companies InternationalMarine Forum (OCIMF por sus siglas en inglés) vigente o cualquier otra equivalente o superior.

Para detener el flujo en caso de ruptura, en las líneas de carga de Producto, se deben proveer válvulas deaislamiento o de corte en la base del equipo donde se realice la operación de transferencia de custodia ocerca de la aproximación al Muelle, pudiendo incluir válvulas activadas por presión que se cierrenautomáticamente en caso de una fuga y de válvula de no-retorno u otras maneras de prevenir el contraflujo en

líneas de carga que se dedican al servicio de descarga.

8.3Sistemas adicionales de seguridad

Las instalaciones terrestres de almacenamiento, deben contar con los sistemas adicionales de seguridadque se describen a continuación:

8.3.1Sistema de tierras

A fin de evitar riesgos por la electricidad estática generada y acumulada, se debe diseñar un sistema dered de tierras que permita la conexión a tierra de los equipos que forman parte de las áreas de Recepción yEntrega, tanques de almacenamiento, tuberías, bombas, Auto-tanques, Carro-tanques, Buque-tanques yducto, para ello, de conformidad con la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012, InstalacionesEléctricas (Utilización) y NOM-022-STPS-2008, Electricidad estática en los centros de trabajo-Condiciones deseguridad, vigentes, equivalentes o aquellas que las modifiquen o sustituyan, el Regulado debe evidenciarque cuenta con el dictamen emitido por una Unidad de Verificación acreditada, y aprobada de InstalacionesEléctricas (UVIE) acreditada y aprobada en términos de la LFMN, donde demuestre que el sistema de red detierras cumple con lo establecido en las normas en mención.

8.3.2Pararrayos/Apartarrayos

Para dar protección en las áreas de Recepción, almacenamiento, Entrega y otras instalaciones que selocalicen en sitios expuestos a descargas eléctricas atmosféricas y sobre voltajes en líneas de transmisión yequipo eléctrico, de acuerdo a un estudio de ingeniería eléctrica, el Regulado debe contar con un Diseño deconformidad con la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización) yNOM-022-STPS-2008, Electricidad estática en los centros de trabajo-Condiciones de seguridad, vigentes,equivalentes o aquellas que las modifiquen o sustituyan, el Regulado debe evidenciar que cuenta con eldictamen emitido por una Unidad de Verificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE) acreditada y aprobada entérminos de la LFMN, donde demuestre que el diseño cumple con lo establecido en las normas en mención.

8.3.3Drenajes

El Diseño de los drenajes, debe considerar la captación de aguas en patios de maniobra, calles, áreas deRecepción, almacenamiento, Entrega, casa de bombas y áreas adyacentes, como se muestra en la Figura 3.

Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (5)

Figura 3. Sistema de Drenaje pluvial y aceitoso

Las áreas Recepción, almacenamiento y Entrega, deben contar con drenajes independientes: pluvialyaceitoso.

8.3.3.1Drenaje pluvial

La capacidad del Drenaje pluvial se debe calcular en función del mayor volumen que resulte de la cantidadde agua colectada de las áreas clasificadas como pluviales o de áreas libres de contaminación de Productosmanejados en la instalación, durante la máxima precipitación pluvial anual registrada en la zona por laComisión Nacional del Agua (CONAGUA), además debe tener la capacidad de conducir las aguasrecuperadas a un punto de descarga autorizado, evitando la entrada a los cuerpos naturales de agua.

8.3.3.2Drenaje aceitoso

El Drenaje aceitoso debe conducir el Producto o agua aceitosa captada a un separador de aceite.

El sistema de Drenaje aceitoso debe diseñarse para evitar que el Producto proveniente de derramesaccidentales, purgado de tanques de almacenamiento y lavado de áreas penetre a los cuerpos de aguanatural, al suelo, subsuelo y manto acuífero.

8.3.3.3Drenajes en área de almacenamiento

En el área de almacenamiento cada dique debe contar con dos drenajes: un Drenaje pluvial que capte laprecipitación pluvial dentro del dique del tanque y un Drenaje aceitoso que capte y dirija el agua de desalojohacia el separador de aceites.

Los sistemas de drenajes de cada dique deben tener válvulas de bloqueo para cada drenaje, localizadafuera del dique de contención, las cuales deben permanecer normalmente cerradas.

Estas válvulas deben contar con una clara indicación de “abierto” o “cerrado”; así como con letrerosindicativos que permitan identificar a cuál drenaje pertenece dicha válvula y a que tanque presta servicio.

La ruta del drenaje debe tener una pendiente no menor al 1%, alejándose del tanque cuando menos 15 mhacia el área de desalojo. El área de desalojo debe tener una capacidad no menor a la del tanque mayor quepueda drenar en ella.

8.3.3.4Drenajes en área de Recepción y Entrega

Cada isla y el espacio entre ellas deben contar con registros para Drenajes aceitosos (provistos de selloshidráulicos) que capten posibles derrames de Productos, mediante pendientes diseñadas para este fin.

8.3.3.5Drenajes en casa de bombas

Todo equipo de bombeo ya sea que se encuentre unitario o agrupado debe estar desplantado sobre unpiso impermeable de concreto, el cual debe estar delimitado por un sardinel o dique de contención y cuyasuperficie tenga una pendiente que direccione cualquier escurrimiento de Producto a un Drenaje aceitoso concapacidad suficiente para contener y drenar, además de la posible sustancia derramada, el volumen de aguaaplicado en una situación de emergencia por fuego.

8.3.4Separador de aceite

El Drenaje aceitoso deberá descargarse a una fosa separadora aceite-agua para la separación de grasa yaceite que se encuentre emulsificado en el agua hasta separarlo completamente y evitar que cualquierderrame de hidrocarburos salga de las instalaciones. Para esta función, se debe contar con un separador deaceite y su diseño debe realizarse conforme a lo establecido en el código API 421 vigente, equivalente o aquelque lo sustituya.

Dependiendo del tipo de Producto que se derrame al Drenaje aceitoso, en caso necesario se requerirá untratamiento adicional o diferente, que pudiera ser físico, químico o un proceso térmico que reduzca el volumeno la toxicidad del agua tratada.

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8.3.5Tuberías

Para las tuberías utilizadas en el manejo de los Productos líquidos, se debe considerar el ASME B31.3vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

Para la instalación de tuberías y conexiones de tanques subterráneos el Regulado debe referirse alANEXO 1,“Descripción de los accesorios y dispositivos”, de la Norma Oficial Mexicana NOM-005-ASEA-2016,Diseño, construcción, operación y mantenimiento de Estaciones de Servicio para almacenamiento y expendiode diésel y gasolinas o aquella que la modifique o sustituya.

8.3.6Válvulas

Las válvulas de compuerta, globo, macho y bola, deben cumplir con el ANSI B16.34, API 600, API 602, elASME B16.10 para dimensiones entre caras, el ASME B16.5, ASME B16.47 serie A para extremos bridados,el ASME B16.11 para dimensiones de caja para soldar, el API 598/API 6D para inspecciones y pruebas y el

API-607/6FA vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan. En ningún caso deben usarse válvulascomúnmente denominadas WOG, de hierro gris o dúctil.

Las válvulas de relevo de presión y su instalación deben cumplir con lo establecido en las NormasOficiales Mexicanas, Códigos y Estándares referidos en el contenido de la presente Norma Oficial Mexicana.

8.3.7Soportes

Toda la tubería deberá ser adecuadamente soportada, guiada y anclada, de tal manera que durante suoperación no se presenten afectaciones por vibración, deflexión o esfuerzos excesivos sobre la misma línea oequipo al que se conecte. La soportería deber ser acorde a los estudios de análisis de flexibilidad y a losestudios de mecánica de suelos, para solucionar posibles problemas de hundimientos que a futuro podríanprovocar esfuerzos en la tubería.

Los soportes y muñones de las tuberías de ser del mismo material para evitar el fenómeno depargalvánico.

Las estructuras de anclaje y los soportes de tuberías deben diseñarse para prevenir el desgaste y lacorrosión de las tuberías de forma tal que permitan el ajuste del soporte, aplicando el código B31.3 de ASMEvigente, equivalente o aquel que lo modifique o sustituya.

En sitios de alta probabilidad de ocurrencia de sismos y/o fenómenos meteorológicos de alto impacto, losrecipientes superficiales que almacenan Productos deben ir anclados a la cimentación o al soporte, a fin deevitar la flotación o el desplazamiento.

Las estructuras de los soportes de tuberías, deben diseñarse para soportar o controlar el movimiento delas tuberías en donde sea apropiado; y por ende, proteger al equipo como: las bombas, tanques y válvulas encontra de una carga mecánica excesiva.

Los soportes para tuberías deben diseñarse considerando el peso muerto de la tubería, el peso delProducto transportado, condiciones ambientales y sismológicas de lugar, así como la resistencia del terreno.

Los soportes de tuberías y su sistema de aislamiento usados para sostener tuberías cuya estabilidad esesencial para la seguridad de la instalación terrestre de almacenamiento, deben ser resistentes o estarprotegidos contra la exposición al fuego o al escape de líquidos fríos, o a ambos, en caso de estar expuestosa dichos peligros.

La separación longitudinal entre marcos estructurales que soportan tuberías en corredores debe serde4 a6 m.

De acuerdo con las características climáticas y consideraciones especiales del área donde se ubique elalmacenamiento, los tanques y tuberías que manejen Productos calientes podrán estar protegidos con unsistema de aislamiento para conservar la temperatura, realizar el manejo seguro del Producto y disminuir laspérdidas de energía, así como evitar el contacto directo con el personal operador de la instalación.

Las características y materiales de tuberías, codos, coples, tees, válvulas y sellos flexibles, y demásaccesorios empleados en tanques subterráneos deben cumplir con los requisitos establecidos en lanormatividad nacional e internacional vigente y aplicable.

8.3.8Conexiones, bridas y accesorios

Los materiales y dimensiones de las conexiones de tuberías y boquillas con bridas para los tanques,deben ser de cuello soldable y deben tener el mismo diámetro, cédula o espesor que el tubo donde se instala.

Las bridas ciegas deben ser forjadas y de fábrica.

Las conexiones bridadas para uniones de tuberías, deben considerar bridas soldables clase ANSI/ASME oequivalente, de acuerdo al Diseño y a las condiciones de operación.

Las conexiones roscadas, no podrán ser utilizadas para diámetros mayores a 2 plg, deben ser clase ANSI3000 o 6000, la rosca deberá ser NPT, los tubos de acero al carbón a unir deben ser cédula 160.

Los tapones, deben ser de acero sólido y no huecos, deben ser de cabeza hexagonal o redonda.

Los materiales de las juntas o empaques entre bridas deben ser diseñados de acuerdo con el fluido acontener y deben satisfacer las propiedades de resistencia al fuego.

Los espárragos y las tuercas a utilizar en las conexiones bridadas para tuberías y accesorios, debenserde acero al carbón y de fábrica, el Regulado debe evidenciar queéstos cumplen con la especificación B18.2.1de ASME y con las especificaciones A193, A194 o A325 de ASTM vigentes, equivalentes o aquellos quelossustituyan.

El Diseño para las válvulas seleccionadas para la instalación en tanques y en el sistema de tuberías, deberealizarse conforme a la siguiente Tabla:

Tabla 9. Diseño para las válvulas seleccionadas según norma o código

Tipo de válvula

Norma o código vigente,
equivalente o aquel que lo
sustituya

Válvula Compuerta

ASTM B16.34

ANSI B31.3 y ANSI B31.4

ISO 10434

API 600

Válvula de Bola

ANSI B31.3 y ANSI B31.4

ISO 14313

Válvula Mariposa

ANSI B31.3 y ANSI B31.4

API 609

Válvula Check (retención)

ANSI B31.3 y ANSI B31.4

API 594

Válvula Macho

ANSI B31.3 y ANSI B31.4

API 599

Válvula de Control (globo)

API 623

API 602

Válvulas de Presión-Vacío

API 2000

Válvula de Alivio de Presión

Norma Oficial Mexicana NOM-093-SCFI-1994

API RP 520

API 521

Válvula de carga y descarga de Auto-
tanques

API RP 1004

Bloqueo y Purga

(Transferencia de custodia)

API 6D

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

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

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

8.3.9Recubrimiento 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 deoperación, tipo de Producto que se recibe, almacena y distribuye, la instalación, el manejo y el escenarioparticular de exposición de las instalaciones por proteger, así como la compatibilidad con la proteccióncatódica 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 ambientehúmedo salino.

8.3.10Protección 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 quelossustituyan.

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

  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.

8.3.11Instalación eléctrica

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

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

El Diseño del o los cuartos de control donde se instalen los controles y/o tableros centrales de distribucióneléctrica, deben cumplir con las distancias indicadas en el Capítulo 8“Distanciamiento”y laclasificacióneléctrica apropiada.

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

8.3.12Vialidades, accesos y estacionamientos

El Diseño debe estar orientado a que las operaciones con Auto-tanques y/o Carro-tanques se realicen enforma secuencial, eficiente y segura desde su ingreso y hasta la salida de la instalación, cumpliendo comomínimo 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 yEntrega de acuerdo a las Normas, Códigos y Estándares referidos en el contenido de la presenteNorma 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.

8.3.12.1Vialidades

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

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

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

8.3.12.2Accesos

Deben ser rectos, sin obstrucciones y localizados de manera simétrica, para cumplir con las actividadesdel 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 alacceso de la instalación, debe considerarse una distancia del acceso a la vialidad externa, equivalente a lalongitud del Auto-tanque y/o Carro-tanque más largo que va a ingresar.

Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (6)

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

Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (7)

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 parapermitir 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 normativasde 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 códigoAPI 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 tenerun 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 vehiculardeben contar con un pasillo que permita el tránsito seguro del trabajador, delimitado o señalado encumplimiento la normatividad en materia de seguridad;
  5. e)Medidas en accesos de emergencia conforme a las Normas, Códigos y Estándares referidos en elcontenido de la presente de Norma Oficial Mexicana;
  6. f)Características de puertas de acceso considerando mecanismos de apertura y cierre seguros y en sucaso 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 lasmaniobras 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 yresistencia a las cargas y maniobras como giros del Auto-tanque y/o Carro-tanque con pendiente quepermita el drenado de aguas pluviales a sistema que eviten inundación, y
  4. d)No serán utilizadas como zonas de estacionamiento.

8.3.12.3Estacionamientos

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 lasdistancias especificadas en el Capítulo 8“Distanciamiento”de la presente Norma Oficial Mexicanaequivalente, superior o aquellos que la sustituyan;
  4. d)La superficie unitaria para estacionamiento de un Auto-tanque, debe tener una longitud igual a la delvehículo a estacionar más la distancia de 3.00 m distribuida equitativamente en los extremosdelAuto-tanque, salvo que un extremo del Auto-tanque se ubique a la altura de una banqueta donde sereducirá a 1.50 m. El ancho mínimo del cajón de estacionamiento de 3.30 m distribuidosequitativamente 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 evitarinundación del área.

8.3.13Sistemas de control

Los sistemas de control deben diseñarse para monitorear todas las variables del proceso y permitir llevarregistros 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 losequipos 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 lasáreas de Recepción y Entrega de Productos por Auto-tanques, Carro-tanques y Buque-tanques, así como conlas 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 eldimensionamiento 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 dederrame 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 elprocesamiento de variables digitales y analógicas provenientes de campo, así como ejecutar las siguientesfunciones: 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 elsistema de control, deben cumplir con Normas, Códigos y Estándares nacionales e internacionalesreferenciados en la presente Norma Oficial Mexicana.

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

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

El sistema debe contar con una red de puesta a tierra de todos los equipos, la cual debe de ser suficientepara 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 losdispositivos de sobre corriente. La conexión a tierra debe ser totalmente efectiva para protección del personaly 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 unAnálisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias podrá determinarse que la instalación cuente con un sistemade 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 instalaciónpara la operación segura, preservando los siguientes objetivos:

  1. a)Monitorear y controlar (local y/o remotamente) las condiciones de operación y seguridad en elmanejo 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 lainstalación, se debe disponer de medios de comunicación, monitoreo y consulta con las operacionesde 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 serealizan en la instalación;
  1. g)Proveer el reporte de balance de Productos, manejados con objeto de preservar la contención yconfinamiento 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 deotros medios para el arranque y paro de la bomba.

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

8.3.14Paros de emergencia

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

El Análisis de Riesgos que realice el Regulado en la etapa de diseño de la instalación, debe incluir laidentificación de funciones de seguridad, entre ellas el paro de emergencia. El Análisis de Capas deProtección (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 tipohongo, color rojo), deben instalarse en las áreas de Recepción, almacenamiento y Entrega de combustibles yProductos inflamables.

8.3.15Sistema contra incendio

Las instalaciones terrestres de almacenamiento y sus respectivas áreas de Recepción, Almacenamiento yEntrega de Productos, deben contar con un sistema de protección contra incendio, diseñado acorde a losProductos 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 sistemacontra incendio siguientes:

  1. a)Suministro confiable de agua;

Debe disponer de una fuente confiable de suministro de agua, (cuerpo de agua, río, laguna, mar, redmunicipal, entre otros), que proporcione el caudal suficiente para atender los requerimientos de atención delriesgo mayor durante dos horas continuas o en su defecto, se debe instalar un depósito que permita elalmacenamiento 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 deagua que demanda la protección para el escenario crítico de la instalación para su atención durante dos horasininterrumpidas, considerando su reposición en menos de ocho horas; de no poder darse esta reposición sedebe 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 deafectaciones ocasionadas por: explosión, fuego, inundación, sismo, entre otros; en los que deben estarintegrados 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 laprotección para el escenario crítico de la instalación.

Se debe contar con un sistema de bombeo de agua contra incendio, constituido por bombas centrífugasde alimentación una principal y otra de relevo, accionando la primera con un motor eléctrico y la segunda conun motor de combustión interna. Como alternativa se puede configurar el sistema con motores de combustióninterna en su totalidad. Se pueden tener dos motores eléctricos, prescindiendo del de combustión interna encaso de existir planta eléctrica de emergencia exclusiva para la alimentación del sistema de bombeo de aguacontra 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, tancorto 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 incluircárcamos de filtrado con trampa de sólidos y un cárcamo específico para la succión, de tal forma que segarantice 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 lasuma 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 porla operación de las bombas y sus accesorios, y de diámetros para manejar el flujo máximo requerido paraatender el evento mayor por fuego.

  1. e)Instrumentación;

La red contra incendio debe instrumentarse y mantenerse empacada con agua, de tal forma que semantenga 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 presionesestablecidas en la filosofía de operación del arreglo de las bombas, las cuales deben accionarse a través detableros de control por la caída de presión ante la apertura de una válvula de suministro de agua oagua-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 siguientescomponentes: válvulas, hidrantes, hidrantes-monitores, válvulas de seccionamiento, toma siamesa, gabinetespara manguera, entre otros.

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

La red contra incendio debe ser diseñada para operar con una presión mínima de 7 kg/cm2(100 psi), lacual 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 elsistema contra incendio por arriba de ésta.

Las áreas de Recepción, almacenamiento y Entrega deben contar con sistemas de enfriamiento, loscuales 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 ubicadosde acuerdo al Diseño del proyecto, y a las recomendaciones resultantes del Análisis de Riesgo y Análisis deConsecuencias de la instalación.

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

2)Recepción y Entrega:

Las áreas de Recepción y Entrega deben contar con sistemas de aspersión de agua-espuma, de acuerdoa 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 elperímetro 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 diseñarun 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 aproteger, el tipo de tanque a proteger, el tipo de sistema de aplicación y el Producto que se almacena en elmismo. Las recomendaciones del código NFPA 11 y/o BS EN 13565-2, vigente, equivalente o aquel que losustituya, deben seguirse en el Diseño e instalación de sistemas de espuma para protección de tanques, ypara 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), debenestar 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 ProductosOxigenados y Aditivos Oxigenantes, debe usarse concentrado espumante resistente al alcohol Aqueous FilmFoming 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 elcual 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 reddel sistema de espuma debe contemplar el área total de éstas de acuerdo a sus dimensiones y debendiseñarse e instalarse un sistema de rociadores como medio principal y como sistemas de apoyo, losmonitores 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 travésde 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 deConsecuencias.

Los tanques de almacenamiento horizontales deben contar con sistemas de aplicación de espuma através 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 deapoyo 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 einstalación de los extintores fijos y portátiles,éstos deben cumplir con los requerimientos de los Productosmanejados en las instalaciones terrestres de almacenamiento y sus características establecidas de acuerdo alas 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 cuentaprincipalmente la generación de corto circuito y altas temperaturas en el cableado y los dispositivoscomplementarios, al operar equipos eléctricos y/o electrónicos ahí ubicados, de igual manera se debenconsiderar las propiedades combustibles de los materiales existentes de uso común y los utilizados en laconstrucción de estos cuartos.

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

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

8.3.16Sistema de detección de humo, gas y fuego

El Regulado debe implementar en sus instalaciones de áreas operativas, de almacenamiento yedificaciones, conforme aplique, un sistema de detección y alarma que debe contar como mínimo condetectores de humo, gas y fuego para monitorear, alertar, suprimir eventos y siniestros causados por fuga degases 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 estetipo 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 proyectoy 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 visualen el área y en el cuarto de control.

8.3.17Frentes de ataque

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

  1. a)Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias (por radiación de fuego, cantidad y tipo deProducto, vientos dominantes, efecto dominó por agrupación y distanciamiento entre tanques, entreotros);
  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 incendioingresar a las instalaciones en cualquier área afectada de acuerdo al de acuerdo al Análisis de Riesgos y alplan de respuesta a emergencias de la instalación.

8.3.18Sistema de Protección Ambiental

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

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

8.3.19Aire

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

8.3.20Agua

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

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

8.3.21Suelo, subsuelo y mantos acuíferos

En el Diseño, el Regulado debe especificar las medidas necesarias para prevenir la contaminación delsuelo, 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 contenciónpor fugas y derrames, entre otros, e
  2. b)Instalar sistemas y equipos de protección secundaria (geo-membrana en fondo de tanques verticalesy tanques horizontales de doble pared y/o mayor espesor de placa, y su respectivo monitoreo) de losequipos.

8.3.22Residuos peligrosos

En el Diseño de la instalación terrestre de almacenamiento, el Regulado debe disponer de un áreaexclusiva 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 elmanejo integral de los residuos de acuerdo con las Leyes, Reglamentos y Normas Oficiales Mexicanasvigentes.

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

8.4Dictamen de Diseño

El Regulado debe obtener un Dictamen de Diseño de una Unidad de Verificación acreditada, y aprobadaen el que conste que la Ingeniería de Básica Extendida de las instalaciones nuevas, ampliadas o conmodificaciones al proceso, se realizó conforme a lo establecido en la presente Norma Oficial Mexicana ypresentarlo en copia simple a la Agencia como parte de la solicitud de autorización del Sistema deAdministración 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 elCiclo de vida de la instalación terrestre de almacenamiento, para cuando dicha información sea requerida porla Agencia.

  1. Construcción

Las instalaciones terrestres de almacenamiento, sus áreas de Recepción, almacenamiento y Entrega deProductos por ducto, Auto-tanque, Carro-tanque y/o Buque-tanque, debe construirse en estricto apego a laingeniería 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 Ingenieríade detalle en su edición Aprobada Para Construcción (APC), memorias de cálculo, especificaciones técnicasde materiales, equipos e instrumentos, listas de materiales, Análisis de Riesgos elaborado con la ingeniería enAPC, 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 yaccesorios; así como los procedimientos de construcción, inspección y prueba revisados y aprobados.

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

Se deben implementar los procedimientos escritos para la ejecución de actividades de alto riesgo, comoson los trabajos en altura, espacios confinados, manejo de materiales y residuos peligrosos, bloqueo defuentes 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 deIngeniería de detalle Aprobados Para Construcción, se debe de aplicar el procedimiento de Administración delCambio, en el que se fundamente técnicamente el cambio, se deben consideren los impactos en la seguridadindustrial, 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 delcambio, incluyendo el cierre de recomendaciones emitidas durante la Administración del Cambio. Todo loanterior debe quedar documentado en el libro de proyecto.

Personal del Regulado o del Contratista deberá dar seguimiento a fin de que se cumplan los trabajospreparativos de embarque y puesta en sitio de la obra, de conformidad con las recomendaciones que losfabricantes proporcionen para que los materiales y equipos lleguen al sitio de la obra con todas suscertificaciones 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 deconstrucción 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 lasmedidas de seguridad establecidas para protección del personal y del medio ambiente, elaborando losinformes correspondientes.

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

Las instalaciones terrestres de almacenamiento, deben ser construidas de acuerdo a lo contemplado en elCapítulo 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.

9.1Almacenamiento

El área de almacenamiento debe ser construida con las dimensiones de acuerdo al Diseño y cumplir conlos distanciamientos mínimos entre los tanques de almacenamiento y entre los elementos o equipos queintegran la instalación, conforme a lo establecido en el Capítulo 7“Distanciamientos”de la presente NormaOficial Mexicana.

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

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

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

La Construcción de tanques debe estar en concordancia con el Diseño de la instalación terrestre dealmacenamiento 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 peligrosasociados a ellos, los Productos almacenados se deben clasificar, por su grado de riesgo y de acuerdo a suhoja de datos de seguridad (MSDS o equivalente) del Producto a almacenar, en cumplimiento con loestablecido en la normatividad nacional e internacional vigente aplicable.

9.1.1Tanques superficiales confinados

La Construcción de estos tanques deben cumplir los requerimientos de los Códigos NFPA 30, UL 58, UL1316 y UL 1746 vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan, contando con certificado UL, ULC, ocualquier otra certificación equivalente o superior.

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

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

9.1.1.1Tanques 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 materialque cumpla la función de impermeabilidad requerida de acuerdo a la normatividad nacional einternacional 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 oaquel 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 integridadmecánica 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 elcódigo API 650 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, mismas que estarán en función de su diámetro ocapacidad de almacenamiento. Las placas de los techos cónicos soportados, no deben fijarse a los elementosde soporte. Toda soldadura para Construcción de tanques verticales atmosféricos, debe realizarse utilizandolo establecido en la última edición del código API 650 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

9.1.1.2Tanques horizontales

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

Para la determinación de la resistencia de la cimentación, se debe considerar como mínimo el peso muertodel 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 presiónmanométrica 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.

9.1.1.2.1Tanques 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 estabilizarlos taludes de la fosa mediante la instalación de mallas geotextiles de poliéster para evitar la contaminacióndel material de relleno de la fosa.

Se deben proteger las construcciones adyacentes a la fosa donde se colocarán los tanques. La distanciaentre la colindancia del predio adyacente y el límite de la excavación para la fosa será de por lo menos1.50m.

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

Los tanques subterráneos, se localizarán con respecto a las bases o cimentación de éstos, de tal formaque no haya interferencias dañinas entre sí con los bulbos de presión, así como, la consideración dedistancias 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 seindiquen en el estudio de mecánica de suelos.

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

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

Los tanques subterráneos serán cubiertos con el material de relleno (gravilla, granzón, arena inerte u otromaterial recomendado por el fabricante del tanque), hasta el lecho bajo la losa tapa de la fosa de tanques, obien con material tepetate; tomando en cuenta que el cálculo de la losa tapa no transmita cargas a lostanques, 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 profundidadmínima de 0.80 m del nivel de piso terminado al lomo de tanque. Cuando no estén en áreas expuestas altránsito vehicular, la profundidad, debe ser por lo menos de 0.50 m a la misma referencia. La profundidadmínima podrá tener una tolerancia de ± 5%.

La profundidad máxima del tanque medida desde el nivel de piso terminado al lomo del mismo noexcederá de 2.00 m y la presión en el fondo del tanque de 0.70 kgf/cm2(10.01 psig), se consultará alfabricante 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 circulaciónvehicular 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 yentre 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 dondedescansarán 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 lomodel 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 requierapara 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 todolo 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 deanclaje 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 maneraque 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 librede cualquier fuente de ignición y a no menos de 1.50 m de cualquier apertura de los edificios.

9.1.2Cimentación y diques de contención

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

Sin embrago, cuando el Regulado opte por usar muros de contención en los diques, el espesor mínimoserá de 0.20 m, cuando se utilicen diques de terraplén revestido, la corona mínima del terraplén debe ser de0.90 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 diseñocorrespondiente.

9.2Recepción y Entrega

Las áreas de Recepción y Entrega de Productos en las instalaciones de almacenamiento deben contarcon la infraestructura necesaria para realizar las operaciones de carga y descarga por medio de las siguientesopciones: 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 salvaguardascorresponda 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 dealmacenamiento, se deben realizar las siguientes verificaciones:

  1. a)El sistema de contra incendio y los sistemas auxiliares deben estar completamente terminados ydisponibles;
  2. b)Todas las líneas de proceso y de servicios deben estar limpias e interconectadas cumpliendo con elvalor indicado en el diseño;
  3. c)Todas las válvulas de proceso deben operar correctamente (verificando previamente apertura ycierre total);
  4. d)Todos los dispositivos de seguridad e interlock se encuentren calibrados, alineados y que operencorrectamente;
  5. e)La instalación de todos los instrumentos debe estar de acuerdo con los diagramas, es decircolocados 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 porparte 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 elRegulado debe conservar durante la vida útil de la instalación.

9.2.1Auto-tanques

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

Las áreas para la Recepción y Entrega de Productos por Auto-tanques, deben contar con un sistema dellenado por el fondo, con tecnología para la Seguridad Operativa compuesto por una válvula de bloqueodecierre rápido, filtro y sistema de medición con control de la Recepción y Entrega, válvula de emergencia detipo brida en la parte que queda de forma externa y expuesta deberá presentar tornillo fusible u otrosdispositivos 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 entrelainstalación y el Auto-tanque, estas últimas deben cumplir con:

  1. a)Las mangueras deben fabricarse de materiales resistentes a los Productos, cuando se utilice cabletrenzado como refuerzo, dicho cable debe estar fabricado de materiales resistentes a la corrosióncomo el acero inoxidable, previendo que el cable se encuentre en contacto con las conexiones de losextremos 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(348.08psig) 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 deno 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 yEntrega entre la instalación y el Auto-tanque, deben cumplir con lo indicado en el estándar EI 1529vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

Además, el sistema debe contar con: válvula controladora de flujo, sistema de eliminación de aire, bombade bajo flujo para drenar el Auto-tanque en caso de requerirse, un brazo articulado metálico o sistema demangueras para Entrega con conexión hermética tipo API en el extremo. La instalación debe estar provistadeun 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 nomenor 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 buscade 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 1.5veces 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 normatividadaplicable 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 hayarealizado verificando que los sistemas de control operan adecuadamente. Dependiendo de lacapacidad de la instalación, y al nivel de automatización determinado en la Ingeniería básica y dedetalle, los sistemas de seguridad de la instalación deben ser certificados y cumplir con lanormatividad 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 áreasclasificadas 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.

9.2.2Carro-tanques

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

Los sistemas de Entrega (carga) deben disponer de medios para el llenado por el domo que incluyansistemas de corte rápido del flujo de carga, medios de conexión al Carro-tanque mediante sistemas detuberías con juntas herméticas giratorias o manguera especiales que garanticen además la conduccióndecargas 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 aplicandocomo 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 deRecepción y Entrega;
  8. h)Instalar sistemas que eviten el movimiento del Carro-tanque una vez posicionado en las áreas deRecepción y Entrega;
  9. i)Las mangueras especiales deben fabricarse de materiales resistentes a líquidos inflamables ycombustibles, cuando se utilice cable trenzado como refuerzo, dicho cable debe estar fabricado demateriales resistentes a la corrosión como el acero inoxidable. Deben mantener la marca de fábricade acuerdo al fluido que maneja;
  10. j)La conexión de tuberías y mangueras debe tener la capacidad de resistir una presión de prueba de1.5 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 enCarro-tanques estableciendo procesos y tecnologías para llenado por el fondo, para el caso de que latecnología no esté disponible y no exista otro opción para llevar a cabo el proceso de llenado por el domo, enparticular para líquidos combustibles Clase III para Carro-tanques, se debe de contar con un Análisis deRiesgos 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.

9.2.3Buque-tanques

Una instalación terrestre de almacenamiento que tenga áreas de Recepción y Entrega de Productos pormedio 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 dedescarga 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 instaladolocalmente;

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

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 dedistribución, 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 quellegarán 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 marítimainternacional aplicable;

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

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

(Video) Curso Obligaciones ASEA y CRE para Gasolineras.

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.

9.2.4Ducto

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

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

9.3Sistemas 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 decontrol, sistema contra incendio, sistema de protección ambiental, señalización.

9.3.1Sistema de tierras

El sistema de tierras debe estar construido y probado, conforme a los planos de construcción, el Reguladodebe evidenciar que cuenta con el dictamen emitido por una Unidad de Verificación de InstalacionesEléctricas (UVIE) acreditada y aprobada en términos de la LFMN, donde demuestre que cumple con loestablecido en las Normas Oficiales Mexicanas NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización) yNOM-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, cuartode máquinas, cuarto de controles eléctricos, deben estar conectados al sistema de tierras físicas de lainstalación.

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

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

9.3.2Pararrayos/Apartarrayos

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

9.3.3Drenajes

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 alsubsuelo y mantos friáticos, y debe nivelarse al menos 1% para 15 m alejados del tanque o lostanques 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 talforma que contengan o canalicen derrames dentro del perímetro del área al sistema de Drenajeaceitoso; para prevenir filtraciones al suelo, subsuelo y mantos friáticos las juntas de concreto debensellarse 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 yEntrega;
  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 ymantos 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 tenerderivaciones controladas mediante válvulas, que en su caso los deriven al sistema del separador deaceite, y
  8. h)Se deben realizar pruebas de hermeticidad después de la instalación de la tubería y conexiones.

9.3.3.1Drenaje pluvial

El Drenaje pluvial de las instalaciones terrestres de almacenamiento, deben de construirse de acuerdo alas especificaciones de diseño, el nivel inferior de la tubería del Drenaje pluvial, debe estar situado por lomenos 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 Drenajepluvial, en caso de estar contaminada con Hidrocarburo, se pueda derivar hacia el Drenaje aceitoso porgravedad.

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

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

9.3.3.2Drenaje aceitoso

Se debe construir con los diámetros indicados en el Diseño, para desalojar el volumen máximo deProducto 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 quepermitan la operación de la misma a una altura de 0.90 m de longitud, a partir del nivel de piso terminado, estoincluye 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.

9.3.4Separador de aceite API

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

9.3.5Tuberías

La soldadura debe aplicarse en las tuberías y a las estructuras de acero de acuerdo a lo establecido enASME 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 soldaduraa aplicar.

El Regulado debe contar con los reportes de inspección radiográfica y de prueba hidrostática de lastuberías, 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 estarcalificado.

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 equipoestático, dinámico, circuitos de tuberías y tanques de almacenamiento.

Todas las tuberías deben ser identificadas en función de los Productos manejados, condiciones operativasy tipos de peligros asociados a ellas, de acuerdo con lo establecido en la normatividad nacional e internacionalvigente 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 defácil mantenimiento.

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

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

9.3.6Válvulas

Todas las válvulas deben ubicarse en una posición adecuada para ser operadas (vigiladas o darlesmantenimiento) desde el nivel de piso o plataformas con acceso, con el volante o maneral, en posición tal queno obstruya los pasillos, quedando estos accesibles y transitables para operación.

9.3.7Soportes

Todos los soportes deben estar construidos de acuerdo a los típicos de Diseño y a las restriccionesresultado 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 anchode las camas para la adición de líneas futuras, siendo éste un mínimo de 20% y deben de llevar los soportesun sistema de tierra.

Se debe considerar espacio en los soportes elevados de tuberías para uso de instalaciones de tipoeléctrico 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 quecorren de este a oeste. Estas elevaciones se utilizarán preferentemente en toda la instalación, salvo en zonasde cruces o congestionadas.

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

  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 atemperaturas ambiente, y
  3. c)De acuerdo a lo descrito en a), b) y dependiendo del lado en que se tenga el mayor número deramales, la posición de las tuberías debe ser sobre la mitad izquierda o sobre la mitad derecha.

9.3.8Conexiones, bridas y accesorios

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

9.3.9Recubrimiento anticorrosivo

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

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 yaplicación 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 lainstalación terrestre de almacenamiento, los sistemas de protección anticorrosiva autoimprimantes, debencumplir con los requisitos que se establecen en la norma ISO 12944-5 vigente, equivalente o aquel quelosustituya.

9.3.10Protección catódica

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

9.3.11Bombas

Si se opta por un Diseño agrupado (casa de bombas) o bombas separadas, éstas no deben estar a nivelde piso y deben construirse sobre una superficie impermeable con pendiente hacia un Drenaje aceitoso ycumpliendo con los distanciamientos referidos en el Capítulo 8“Distanciamiento”, estas instalaciones debencontar 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 rociadoresagua âespuma definido en el Diseño, operado con sistema automatizado de detección mezclas explosivas ydetección de fuego. Adicionalmente debe contar con extintores a base de polvo químico seco calculados endimensión, capacidad y cantidad con base en un Análisis de Riesgos, apoyado con una red de aguacontraincendio.

El Regulado debe confirmar con el proveedor de las bombas, que estén completamente ensambladas ymontadas 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 fibrade vidrio, polietileno de alta densidad o de otros materiales certificados con código UL y/o ULC, o cualquiercertificado equivalente o superior, que garanticen la contención y manejo de los combustibles, con espesor depared de por lo menos 0.005 m.

Las bombas para Tanques subterráneos deben ser del tipo sumergible con arranque y paro remoto. Elmotor eléctrico será a prueba de explosión y los equipos contarán con certificados de cumplimiento de losrequisitos establecidos por el Código UL y/o ULC, o cualquier certificado equivalente o superior deconformidad 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 almacenamientohasta la base del cabezal de la bomba sumergible, separada a 10 cm. Como mínimo del fondo del tanque, detal 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 dedispensarios que abastecerá y con base en los cálculos realizados.

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

  1. a)Certificado con código Unidad Local (UL) y/o ULC, o cualquier certificado equivalente de conformidadde 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, eliminadorade 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.

9.3.12Instalación eléctrica

Las instalaciones eléctricas, el equipo eléctrico y electrónico de la instalación terrestre de almacenamientolocalizado en áreas clasificadas como peligrosas, deben contar con el Dictamen emitido por una Unidad deVerificación 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 instalaciónterrestre 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, debencumplir 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 Reguladodebe evidenciar que cuenta con el dictamen donde demuestre que el diseño fue verificado por una Unidad deVerificación de Instalaciones Eléctricas (UVIE) acreditada y aprobada en términos de la LFMN.

9.3.13Vialidades, accesos y estacionamientos

La Construcción de los accesos a las instalaciones en general y áreas operativas deben corresponder a laIngeniería 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 lasvialidades 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 lainstalación, y
  14. n)Estacionamiento apropiado en el exterior de la instalación terrestre de almacenamiento paravehículos de los trabajadores y visitas.

9.3.14Sistema de control

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

9.3.15Sistema contra incendio

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

Durante la Construcción, se deben realizar todas las pruebas necesarias, antes, durante y después de suinstalación, para comprobar que los sistemas de contra incendio funcionan adecuadamente como fuerondiseñados, tanto en tanques de almacenamiento (cámaras de espuma e inyección subsuperficial) como lossistemas 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 flujoy presión disponibles para propósitos de combate de incendios:

  1. a)A las tuberías de agua y espuma deben realizarse las pruebas hidrostáticas y firmarse loscertificados 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, debelavarse 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 debemantenerse 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 ytotalmente cerrado;
  5. e)Todas las válvulas de control deben probarse con la presión de agua del sistema abriendo y cerrandototalmente para confirmar su operación apropiada;
  6. f)Las bombas de agua contra incendio, deben ser verificadas en sus características de operación conpruebas 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 deenfriamiento.

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

Deben realizarse todas las pruebas necesarias, antes, durante y después de su instalación, para que lossistemas 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 losrequerimientos del código NFPA 30 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya, debe satisfacer lo instruidopor el fabricante de los equipos y componentes, para lograr el funcionamiento de acuerdo a susespecificaciones 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 normatividadnacional vigente y aplicable.

Con base al Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias, en las áreas donde exista la probabilidad deriesgo 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.

9.3.16Extintores

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

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 unaunidad de verificación acreditada y aprobada en términos de la Ley Federal de Metrología y Normalización olas actas y minutas correspondientes a la verificación satisfactoria del cumplimiento de la presente Norma, porparte de la inspección federal del trabajo, en el marco de las evaluaciones integrales del Programa deAutogestión en Seguridad y Salud en el Trabajo, o las actas circunstanciadas expedidas por la autoridad localde protección civil de acuerdo a los numerales 13.1, 13.4 y 13.5 de la Norma en mención.

9.3.17Sistemas de detección de humo, gas y fuego

La selección, instalación, uso y mantenimiento de detectores para humo, gas y fuego deben cumplir con lanormatividad 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 paraoperar en áreas clasificadas, éste debe ser intrínsecamente seguro y cumplir con el código IEC 60079 parte11, vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.

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

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

Se debe contar con un sistema de señalización (audible/visible) del sistema de alarmas que permita alpersonal identificar la ubicación de una emergencia de manera rápida y precisa, e indicar el estado del equipode 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 losequipos, de acuerdo con los requisitos establecidos en la filosofía de operación del sistema.

9.3.18Frentes 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 equipocontra incendio ingresen a las instalaciones a cualquier área afectada por el fuego. Estos frentes de ataquedeben considerar la protección de la radiación térmica al personal y equipo.

9.3.19Sistema de protección al medio ambiente

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

9.3.20Señalización

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

9.4Conclusión de la Construcción de la instalación

Una vez terminada la construcción de la instalación el Regulado debe contar con un libro de proyectoejecutivo, en el que se incluya cada uno de los elementos que componen las instalaciones, dicho proyectodebe contener la ingeniería de detalle en su edición“Como Quedó Construido”(As-Built);que comprendacomo 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. Índicede 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;
  1. Especificación del sistema de paro de emergencia;
  2. Hojas de especificación de instrumentos;
  3. Matriz de paro por emergencia;
  4. Plano de localización y rutas eléctricas SDMC;
  5. Plano de localización y rutas eléctricas del sistema de paro de emergencia;
  6. Cédula de conductores de Instrumentos de proceso, y
  7. 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 detecciónyalarma;
  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 orehabilitadas, es decir, antes de la carga de Productos en las tuberías y equipos, debe aplicar la Revisión deSeguridad 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 presentealguno de los siguientes escenarios: equipos o Instalaciones nuevas, reparadas, modificadas, que han estadofuera de servicio durante un periodo mayor o igual a 6 meses, o cuando la Agencia lo solicite por motivos deSeguridad 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 lorequieran.

Cuando el Regulado realice la RSPA por etapas o secuenciada de los equipos y/o Instalaciones, debeobtener un solo Dictamen que valide la totalidad de las revisiones que fueron necesarias para el inicio oreinicio 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:

  1. a)Conformar el grupo responsable de llevar a cabo la RSPA, de conformidad con lo establecido en elnumeral 10.1.1;
  2. b)Designar un coordinador;
  3. c)Proporcionar los recursos técnicos, humanos y los que sean necesarios para llevar a cabola RSPA,y
  4. 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 laconstrucción, reparación, modificación o rehabilitación de los equipos o Instalaciones, así como aquellos queoperarán, darán mantenimiento y ejecutarán las funciones de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa yProtección 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 losprocesos, Instalaciones o equipos, deben integrarse especialistas en materias tales como: civil, eléctrico,mecánico, ya seaéste estático o dinámico, instrumentos, áreas internas y externas, fabricantes, licenciadores,o cualquier otro personal propio, contratista, subcontratista, proveedor o prestador de servicio que, por surelación 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 informaciónnecesaria;
  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 medioambiente 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, entregándolosal 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 lafinalidad de verificar que los requisitos y especificaciones técnicas de Diseño, Construcción, así como aquellascondiciones en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al medio ambientenecesarios 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, debellevarse a cabo utilizando las listas de verificación que permitan la Identificación, verificación, control yseguimiento de Hallazgos de Pre-arranque, considerando como mínimo los siguientes elementos del Sistemade Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al medio ambiente de losRegulados:

  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 inicioo 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 talescomo: revisión física, entrevistas, pruebas, reportes de campo, registros u otros medios de verificación, quepermitan 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 almedio ambiente su integridad, operatividad, repetitividad;
  4. d)Cumplimiento de los requisitos legales y documentales de Seguridad Industrial, Seguridad Operativay 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 yprestadores 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 deverificación 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, loscuales 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 yplanteados en un escenario de riesgo. Para jerarquizarlos el grupo responsable de llevar a cabo la RSPAdebe desarrollar una matriz de riesgo de frecuencia y consecuencia, tomando como base información dedatos propios o de bibliografía especializada, para definir los valores que se asignarán a la frecuencia yconsecuencia de los Hallazgos identificados, justificando la información presentada y/o indicando las fuentes oreferencias 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 periodo³2 yâ¤5 años.

2

El evento ha ocurrido alguna vez en los equipos e Instalaciones delmismo tipo o similar, en un periodo³5 yâ¤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 menosuna de las consecuencias de la filacorrespondiente)

Personas

Instalaciones y
producción

Medio Ambiente

4

Una o más
fatalidades.

Daño a lasinstalaciones yproducción que serestablecería enmás de unasemana.

Impacto al medioambiente externo.

3

Lesiones no
reversibles.

Daño a lasinstalaciones yproducción que serestablecería entre1 y 5 días.

Impacto al medioambiente al interiorde la instalación, queafecta a más de unárea interna.

2

Lesiones
reversibles con
incapacidades y
tratamiento
médico.

Daño a lasinstalaciones yproducción que serestablecería en undía o menos.

Impacto al medioambiente al interiorde la instalación quetiene impacto sólo enel área donde segenera.

1

Sin lesión.

La continuidadoperativa no sepierde.

Las consecuenciasserían menores acualquiera de lasanteriores.

Tabla 12. Calificación

Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (8)

El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe elaborar y ejecutar los programas de atención a losHallazgos tipo“A”, los cuales se atenderán antes del inicio o reinicio de operaciones, así mismo, debenelaborar los programas de atención a los Hallazgos tipo“B”y“C”, los cuales estipularán los plazos para sucumplimiento.

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

  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 oreinicio de operaciones.
  6. f)Escrito bajo protesta de decir verdad en donde se mencione que los equipos e Instalaciones han sidorevisados y las condiciones de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al medioambiente, 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 lavalidación 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 porla Unidad de Verificación, en el que conste que la Construcción y los equipos son acordes a la ingeniería dedetalle, a las modificaciones incorporadas en dicha ingeniería durante la Construcción, y que lasrecomendaciones tipo“A”fueron atendidas.

Una vez obtenido el Dictamen de Pre-arranque favorable, establecido en el párrafo anterior, el Reguladodeben autorizar la puesta en operación de equipos o Instalaciones nuevas, reparadas, modificadas, que hanestado fuera de servicio, o cuando la Agencia lo solicite; una vez cumplidas las recomendaciones derivadasde los Hallazgos tipo“A”.

El Dictamen, debe ser presentado a la Agencia, en copia simple, por los medios que establezca, en unplazo 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, elRegulado debe hacerlo constar mediante un acta de cierre.

  1. 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 deImpacto Ambiental y sus correspondientes Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias y demostrar elcumplimiento 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 delos diferentes sistemas que componen la instalación (iniciando con los tanques) mismos que deben estarelaborados a partir de las especificaciones e instructivo de los fabricantes. En dichos procedimientos se debeespecificar 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 realizarlas pruebas individuales que se requieran, las pruebas de los subsistemas y las pruebas de lasinstalaciones terrestres de almacenamiento completo;
  5. e)Las variables que se deben medir durante las pruebas y los resultados que se deben obtener paraser aprobadas;
  6. f)Las actividades, responsabilidad y capacitación requerida del personal asignado a la realización delas pruebas pre-operativas;
  7. g)Los ajustes de los dispositivos de relevo de presión o vacío, o la presión de operación máxima omínima de cada componente;
  8. h)Los sistemas de seguridad de las instalaciones terrestres de almacenamiento y personal que debeestar 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 conProductos, deben realizarse pruebas de tipo dinámico a todos los equipos de bombeo del sistema dealmacenamiento, con objeto de verificar las especificaciones de potencia, capacidad de flujo, presiones ydemás parámetros nominales que los caracterizan. Para estas pruebas también deben especificarse porescrito los incisos anteriores y debe llevarse un control de las pruebas y de los resultados obtenidos de lasmismas en la bitácora de operaciones de la instalación terrestre de almacenamiento.

11.3Inicio de operación

Una vez concluidas las pruebas pre-operativas y operativas, se da el inicio de operaciones, etapa en laque el Regulado debe contar con operadores capacitados. El Regulado debe elaborar el manual deoperaciones 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 medidasde seguridad.

11.4Procedimientos de operación normal

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

Se deben indicar los parámetros, los modos de control y los equipos principales que deben ser observadosdurante 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 lasinspecciones 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 comopuesta 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 dela 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 lostanques, Auto-tanques, Carro-tanques y/o Buque-tanques;
  2. g)Verificación de condiciones de integridad mecánica de equipos a cargar, así como la verificación delProducto a manejar;
  3. h)Calificación del personal(la Operación de los subsistemas que integran el sistema dealmacenamiento 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 oinstalación, y
  5. j)Las actividades de operación durante la Recepción y Entrega deben estar contenidas dentro delmanual de operaciones de las instalaciones terrestres de almacenamiento motivo de la presenteNorma Oficial Mexicana.

11.5Procedimientos de emergencia operacional

En estos procedimientos se debe señalar lasecuencia lógica de los mismos. En caso que los parámetrosde control de proceso se encuentren fuera de suslímites seguros de Operación, éstos deben determinarsehasta llevar a la instalación a una condición segura; estos procedimientos deben llevarse a cabo, al menos, enlos 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 laatención de emergencias al interior y al exterior de la instalación terrestre de almacenamiento, determinadosen 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 almenos 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 yEntrega, se debe cumplir lo siguiente:

  1. a)Se deben incluir las acciones necesarias para controlar el Incidente o Accidente y llevar acondiciones 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 seainterno o externo, manteniéndose los registros de todos los Incidentes o Accidentes que se presentendurante la Operación y el Mantenimiento;
  3. c)Se debe contar con un programa de capacitación y adiestramiento para los escenarios de riesgoincluyendo simulacros operacionales y de contra incendio, debiendo existir un registro y un programade 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 daratención inmediata y notificar a la Agencia, de acuerdo a lo establecido por las DISPOSICIONESadministrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para Informar la ocurrencia deincidentes y accidentes a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al MedioAmbiente 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 lascontingencias 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, seencuentran 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 porescrito las prácticas de trabajo seguro. Estas prácticas deben ser conocidas y aplicadas por el personaloperativo en general, y se refieren a la recopilación de recomendaciones de fabricante y buenas prácticasnacionales e internacionales para la ejecución de trabajos esporádicos de operación, verificación, reparación ymantenimiento que impliquen un riesgo para las operaciones, el personal, las instalaciones y/o el medioambiente 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 seadministren los cambios del personal y se asegure que el personal operacional que ocupará puestos críticospara 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 laslíneas 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 techoflotante externo y membrana interna de techo fijo deben ser registradas y firmadas por el operadorresponsable; 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 debajodel nivel“bajo”de Operación, de tal forma que el techo flotante o la membrana se mantenga siempreflotando, 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 contarcomo mínimo con los aspectos siguientes:

  1. a)Las actividades de Recepción y Entregadeben estar contenidas dentro del manual de operación, delas instalaciones terrestres de almacenamiento;
  1. b)Mantener el registro diario de las condiciones operativas de los Productos almacenados, comopresión, temperatura y flujo, entre otros;
  2. c)Proteger al personal operativo de posibles caídas durante las actividades de Recepción empleandoplataformas provistas de escaleras y pasamanos de servicio a la estructura de carga, las cualesdeben mantenerse en óptimas condiciones;
  3. d)Emplear tubos sumergidos en el líquido para minimizar las salpicaduras, descarga estática ygeneración 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 inflamablesClase 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 cantidadde emisiones al ambiente del Producto almacenado, ya que los trabajos son realizados a un nivelque 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 debenpermanecer estables.

11.11.1.Bombas

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

  1. a)Las actividades de bombeodeben estar contenidas dentro del manual de operación, de lasinstalaciones terrestres de almacenamiento;
  2. b)Disponer de un manual de operación del equipo de bombeo de acuerdo con sus característicasespecíficas 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, placade 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 serdiseñados para minimizar la contaminación del Producto por humedad y polvo;
  6. f)Deben implementarse condiciones seguras de operación en los lugares confinados, gabinetes ycarcasas que mitiguen el ruido y vibración excesiva, reduciendo las posibilidades de ignición en casode 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 conuna Operación continua, y
  9. i)Se debe verificar periódicamente la alineación de la bomba-motor, para evitar la vibración y fugas delequipo.

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 manualde operación, de las instalaciones terrestres de almacenamiento;
  2. b)Sólo deben cargarse Productos en Auto-tanques cuyo material de Construcción sea compatible consus características químicas;
  3. c)El Producto cargado debe también ser compatible con aquel que haya sido cargado anteriormente amenos 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 medianteun tubo que se extienda hasta 150 mm del fondo del Auto-tanque, con el objeto de disminuir lageneración 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 formaruna mezcla inflamable;
  5. e)Cuando se usa la carga por el domo de los Auto-tanques deben contar con deflectores desalpicaduras 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 oEntrega, mantenerlo en un sitio seguro cerca de su unidad misma que debe permanecer apagadadurante 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 manualde operación, de las instalaciones terrestres de almacenamiento. Sólo deben cargarse Productos entanques de carga construidos de materiales compatibles con las características químicas deloslíquidos;
  2. b)Los Productos cargados también deben ser químicamente compatibles con el Producto de la cargainmediata 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 hacerseuna“conexión a tierra”antes de levantar las tapas del domo; esta conexión permanecerá en su sitiohasta 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 dentrodel rango de inflamabilidad, o cuando el Producto transferido a los tanques puede formar una mezclade estas características, debe hacerse mediante un tubo que se extienda hasta 150 mm del fondodeltanque;
  5. e)Cuando se carga un Carro-tanque por su parte superior con líquidos inflamables Clase I ocombustibles Clase II, sin un sistema de control de vapores, las válvulas usadas para el control deflujo final deben ser de cierre automático y mantenerse abiertas manualmente, excepto cuando seanprovistos 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 unadistancia 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 permitancargar una cantidad predeterminada de Producto y se opere con el control automático de cierresecundario para impedir sobre-llenado;
  8. h)Los componentes de la conexión entre el cabezal de carga y el Carro-tanque deben sercompatibles,y
  9. i)La conexión entre la manguera, la tubería de carga de Producto y la tubería del Carro-tanque debehacerse 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 sedescriben 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 atierra 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 lasNormas 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 oaquellas que las modifiquen o sustituyan.

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

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

11.12.2.Drenajes/separador de aceite

Como parte de la Operación de estos sistemas el Regulado debe realizar recorridos diarios, para verificarque 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 dealmacenamiento, se debe observar lo siguiente:

  1. a)Disponer de los documentos o manuales específicos sobre la adecuada Operación de los diversostipos de válvulas;
  2. b)Verificar la operatividad de las válvulas de relevo, seguridad y alivio; dicha actividad debeconsiderarse en el programa de Operación y Mantenimiento, y
  3. c)Verificar las condiciones operativas del Producto almacenado (presión, volumen, temperatura, flujo ycaracterísticas 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 deprotecciónanticorrosiva autoimprimantes, éstos deben cumplir con los requisitos que se establecen en loscapítulos 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 deacuerdo 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 paradar cumplimiento a los criterios de protección catódica establecidos durante la ingeniería del proyecto, verificarel funcionamiento adecuado del equipo y que se aplique el nivel apropiado de protección catódica paracontrolar 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 instalacionesmantengan 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 continuidadeléctrica y su resistividad, antes de empacar las tuberías y equipos con los Productos manejados en lainstalación. Este resultado se deberá evidenciar cuando la Agencia así lo requiera con la exhibición delDictamen emitido por una Unidad de Verificación de instalaciones Eléctricas (UVIE) acreditada y aprobada entérminos de la LFMN, donde demuestre que cumple con lo establecido en las Normas Oficiales MexicanasNOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización), NOM-022-STPS-2008, Electricidad estática enlos centros de trabajo-Condiciones de seguridad, vigentes, equivalentes o aquellas que las modifiquenosustituyan.

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 decirculación 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 demaleza, basura u otros materiales combustibles, y
  6. f)Las vías de acceso establecidas para movimiento del personal deben mantenerse libresdeobstrucciones para permitir la evacuación ordenada y fácil acceso para el combate manual deincendios 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 debenejecutar las subrutinas de simulacros operacionales, verificando la correcta Operación de la lógica de losprogramas, como lo es el paro de emergencia, activación de alarmas por alto o bajo nivel de Producto entanques, activación de alarmas audibles y visibles del sistema de gas y fuego para la entrada de operación delsistema 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, debeninspeccionarse y probar su óptimo funcionamiento, dando solución inmediata a aquellos hallazgos por malfuncionamiento 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 normatividadnacional vigente y aplicable.

Con base al Análisis de Riesgos y Análisis de Consecuencias, en las áreas donde exista la probabilidad deriesgo por incendio, los soportes y estructuras metálicas, deben contar con protección ignifuga en buen estadodurante 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 laInstalación de almacenamiento, el Regulado debe establecer un programa de revisión en el que determine losrecorridos a realizar con base en el diseño de la misma.

Tratándose de instalaciones en operación, la temporalidad del programa de revisión se determinará enfunción del estado operativo que guarden los techos externos flotantes y/o membranas internas flotantes encaso de aplicar SRV (cuando aplique), plantas de tratamiento de agua residual y separadores de aceite conque 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 yagua 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 equiposcomo: tuberías, válvulas, instrumentos, estructuras y edificios, incluyendo los sistemas de protección contraincendio, deben ser realizadas por personal capacitado y de conformidad con las recomendaciones delfabricante 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 siguienteinformación técnica:

  1. a)El programa de mantenimiento debe de contar con el censo de todos los equipos que integran lainstalación, 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 paracada componente del equipo crítico de la instalación terrestre de almacenamiento, Recepción yEntrega;
  3. c)La verificación, pruebas y el mantenimiento periódico, se debe programar de acuerdo a lasrecomendaciones del fabricante y las buenas prácticas reconocidas en la industria para sufuncionamiento adecuado;
  4. d)El programa de mantenimiento, debe estar desglosado mensualmente para controlar la realizaciónde los trabajos de verificación, pruebas y mantenimiento;
  5. e)Los procedimientos e instructivos para realizar los trabajos de verificación, pruebas y mantenimientoespecificados en los programas correspondientes;
  6. f)Los procedimientos de mantenimiento deben incluir instrucciones de seguridad relativas a laprotección 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 conprocedimientos 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 einstalaciones, 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 ala 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 trabajosriesgosos, de conformidad con los resultados obtenidos del Análisis de Riesgos en el que se incluya laSeguridad 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 deactividades no rutinarias.

Asimismo, el Regulado debe cumplir con lo relativo al Control de Actividades, Arranques y Cambios, deconformidad 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 Mantenimientorealizadas en cada componente de la instalación, durante el periodo de vida útil de la instalación terrestre dealmacenamiento.

Se debe contar con registros de cumplimiento del programa de mantenimiento, así como evidencias de laatención 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,Estándaresnacionales e internacionales aplicables, referidos en el contenido de la presente NormaOficial Mexicana;
  2. b)Deben inspeccionarse para identificar, en su caso, corrosión externa e interna, deterioro y daños quepuedan aumentar el riesgo de fuga o falla;
  3. c)La inspección del tanque de almacenamiento atmosférico debe de cumplir lo establecido en el códigoAPI 653 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya;
  4. d)Los intervalos entre verificaciones, así como las técnicas de verificación aplicadas, deben serconforme a las Normas, Códigos y Estándares nacionales e internacionales, aplicables y vigentes oaquellas que los sustituyan o modifiquen, referidos en el contenido de la presente Norma OficialMexicana;
  5. e)Se debe dar mantenimiento y probar periódicamente los instrumentos para monitorear y controlar laOperación 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, deventeo, presión-vacío, de seguridad y alivio de presión de los tanques y recipientes paraalmacenamiento;
  7. g)Mantenimiento y revisión periódica de Techo flotante externo y/o Techo flotante interno y suscomplementos de los tanques de almacenamiento verticales;
  8. h)Si derivado de los reportes de verificación históricos realizados al tanque, se requiere de unDictamen, 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 validadopor 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 alprograma que el Regulado establezca para realizarles el Mantenimiento, verificación y pruebas dehermeticidad 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 pruebasno destructivas necesarias en las uniones de soldadura de sus placas, antes de su puesta en Operación, deacuerdo con las recomendaciones del fabricante y/o a los códigos API 650, API 653 vigentes, equivalentes, oaquellos que los modifiquen o sustituyan.

Todos los tanques horizontales durante su vida útil, deben retirarse de operación acuerdo al programa queel Regulado establezca para realizarles el mantenimiento, verificación y pruebas de hermeticidad querequieran 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, debencumplir con un programa de verificación, pruebas y mantenimiento para que opere en forma segura, se debeincluir lo siguiente:

  1. a)El Regulado debe someter a revisión y pruebas los brazos de carga y las mangueras, y dependiendodel 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 deparámetros en función de las recomendaciones del fabricante;
  4. d)El Regulado debe dar Mantenimiento a los compresores siguiendo las indicaciones del manual delfabricante;
  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 diariode revisión de presión diferencial del sistema de filtrado, para que estos equipos funcionencorrectamente, y
  2. h)En caso de que las instalaciones terrestres de almacenamiento cuenten con Monoboyas para elTrasvase del Producto desde Buque-tanque, el Regulado debe considerar las medidas deMantenimiento correspondientes, establecidas en las Normas, Códigos y Estándares a nivel nacionaly/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 seguridaddescritos 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 demantenimiento 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, llevandosus registros correspondientes, cumpliendo con lo que establecido en las Normas, Códigos y Estándaresreferidos en el contenido de la presente Norma Oficial Mexicana.

El Regulado debe capacitar que al personal que realice el Mantenimiento al sistema de tierras, Pararrayosy 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 dealmacenamiento, 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 juntasverticales 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 integridadmecánica, se debe cumplir como mínimo con lo siguiente:

(Video) NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-005-ASEA-2016 (Mauricio Diaz)

  1. a)Las instalaciones superficiales que estén expuestas a la atmósfera, se deben limpiar y proteger conrecubrimientos anticorrosivo para prevenir la corrosión;
  2. b)Se debe implementar un mecanismo y programa de inspección periódica, para medir, registrar elhistórico 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 API570 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 dealmacenamiento y sus componentes;
  5. e)Cuando la instalaciones terrestres de almacenamiento presente un alto nivel de corrosión en algunode 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 lossistemas de anclaje, para su correcto funcionamiento.

12.6.5.Recubrimiento anticorrosivo

Se deben realizar inspecciones de acuerdo al programa establecido por el Regulado y recomendacionesdel fabricante del recubrimiento de los equipos estáticos y dinámicos que se encuentren expuestos a lacorrosión. Cuando el recubrimiento se encuentre evidentemente deteriorado, según pruebas realizadas, debeser 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 serinspeccionados antes, durante y después de la instalación del recubrimiento para detectar imperfecciones ofallas.

12.6.6.Protección catódica

Los registros de mantenimiento y la eficacia del sistema de protección catódica deben estar documentadosdentro del programa de mantenimiento, la información debe incluir las mediciones de potenciales, eficacia delos 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 almacenamientola instalación eléctrica.

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

Para el Mantenimiento de las instalaciones eléctricas se realizará el corte en el suministro de energíaeléctrica del circuito donde se llevarán a cabo los trabajos para la protección del trabajador que realice lostrabajos de Mantenimiento. El Mantenimiento de las instalaciones eléctricas debe ser realizado por lo menoscada 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 iluminacióndesde 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 deconservación y libre de desperdicios, desechos y otros materiales.

Las vías de acceso para los vehículos de control de incendios y rutas de evacuación, siempre debenconservarse 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 accionesmínimas siguientes:

  1. a)Probar los sistemas de control de las variables del proceso de Recepción, almacenamiento yEntrega, 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 desactivadopara mantenimiento o reparación, el componente puede ponerse fuera de servicio, siempre y cuandose 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 componentesoperables o efectuar reparaciones, para ello debiendo incluirlo en el programa de mantenimiento preventivo ycorrectivo, considerando también la verificación y pruebas periódicas. Con base en la frecuencia especificadapor el fabricante o del código NFPA 25 vigente, equivalente o aquel que lo sustituya y en función delcomponente considerado.

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

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

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

El Mantenimiento del sistema de protección contra incendio debe realizarse a todos los equipos, entreotros, 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 seanpuestos fuera de servicio en forma simultánea y que dichos equipos se vuelvan a poner en servicioen el menor tiempo posible);
  3. c)El mantenimiento de los equipos de bombeo de agua contra incendio, debe llevarse a cabo de formaalternada;
  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 ytratamiento 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 deequipos tales como: tanques, tuberías, equipos de bombeo, entre otros; evitando con ello la pérdidadecontención por fugas y derrames.

12.6.12.Señalización

Toda la señalización de las tuberías, equipos y componentes, así como vialidades, rutas y salidas deemergencia, entre otras, deben mantenerse visibles y en buen estado, cumpliendo con la normatividadnacional aplicable. Debiendo incluir en el programa de mantenimiento de la instalación terrestre dealmacenamiento 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 unaUnidad de Verificación acreditada, y aprobada en el que conste el cumplimiento de los requisitos establecidosen 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 tresmeses posteriores, una vez cumplido el primer año de operaciones; o de acuerdo con los programas deevaluación establecidos por la Agencia.

  1. Cierre y Desmantelamiento

Inicio de la etapa.

  1. a)Presentar a la Agencia los Programas de actividades de las DISPOSICIONES Administrativas decarácter general que establecen los Lineamientos para la conformación, implementación yautorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa yProtección al Medio Ambiente aplicables a las actividades del Sector Hidrocarburos que se indican,para el Cierre o Desmantelamiento, según corresponda, que contemplen el marco regulatorioaplicable, el análisis de riesgos actualizado, los términos y condicionantes de autorización delproyecto para esta etapa y las buenas prácticas internacionales; en un plazo máximo de 15 díashábiles posteriores al inicio del Cierre o del Desmantelamiento.
  2. b)Presentar a la Agencia la actualización del programa conforme a lo establecido en lasDISPOSICIONES Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para laconformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de SeguridadIndustrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividades delSector 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 deAbandono.

Conclusión de la etapa.

  1. a)Presentar a la Agencia el Reporte detallado de cumplimiento de los programas de actividades deCierre y Desmantelamiento, según corresponda, conforme a lo establecido en las DISPOSICIONESAdministrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la conformación,implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, SeguridadOperativa y Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividades del Sector Hidrocarburos quese indican, así como las actividades adicionales y condiciones en que queda la Instalación, en unplazo 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

14.1Objetivo

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

14.2Procedimiento

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

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

Tabla 10. Procedimiento por Etapas de Evaluación de la Conformidad

Etapa

Capítulo o
Numeral a
Verificar

Periodicidad de
Verificación

Vigencia

Tipo de
Verificación

Tercero
Aprobado

Documento
Emitido

Diseño

5, 6, 7 y 8

Verificar que el
diseño cuente
con las
evidencias de
cumplimiento.

Apéndice A
Normativo: 1, 2,
3, 4 y 6

Apéndice B
Normativo: 1, 2.1
y 5

Una vez por diseño
y cada vez que se
modifiquen las
instalaciones.

Vigente durante el
ciclo de vida de la
instalación, hasta
en tanto no se
modifiquen las
condiciones del
diseño, en este
caso su vigencia
termina.

Documental

Unidad de
Verificación
acreditada, y
aprobada

Dictamen

Pre-Arranque

10

Apéndice A
Normativo: 7.3

Apéndice B
Normativo: 2.2

Una vez al inicio de
operaciones, y en
cada inicio de
operaciones
después de un paro
total o parcial de la
instalación.

Vigente durante el
ciclo de vida de la
instalación, hasta
en tanto no se
presente un paro
total o parcial de
las operaciones
por adecuaciones
a la instalación,
en estos casos su
vigencia termina.

Documental y
en Campo
(verificación
física de la
instalación)

Unidad de
Verificación
acreditada, y
aprobada

Dictamen

Operación y
Mantenimiento

11y 12

Apéndice A
Normativo: A.7.4,
A. 7.5, A.8 y A.9

Apéndice B
Normativo: B.3 y
B.4

Anual

(en los primeros tres
meses de cada año
cumplido)

Vigencia anual.

Documental y
en Campo
(verificación
física de la
instalación)

Unidad de
Verificación
acreditada, y
aprobada

Dictamen

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

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

  1. Grado de Concordancia

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

  1. Vigilancia

La vigilancia del cumplimiento de la presente Norma Oficial Mexicana corresponde a la Agencia Nacionalde 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 supublicación en el Diario Oficial de la Federación.

SEGUNDO.-Las instalaciones terrestres de almacenamiento que se encuentren operando antes de laentrada 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 sidoaplicables 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 Reguladorade Energía para llevar a cabo el almacenamiento de Petrolíferos y Petróleo, excepto para Gas Licuado dePetróleo en instalaciones terrestres, con anterioridad a la entrada en vigor de la presente Norma OficialMexicana, que no estén operando y que se encuentren ejecutando o hayan concluido las etapas de Diseño oConstrucción, 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 Entregay 7. Distanciamiento. Les serán exigibles las normas y estándares de Diseño y Construcción que hubierensido aplicables al momento que se otorgó el permiso.

CUARTO.-Las instalaciones terrestres de almacenamiento que estén dentro del alcance indicado en elApéndice A Normativo, que estén operando a la entrada en vigor de la presente Norma Oficial Mexicana, yque 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 enlos 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 elApéndice A Normativo, que no cuenten con un (SRV), que se encuentren operando a la entrada en vigor de lapresente 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 transitorioanterior), Guanajuato, Querétaro, Sinaloa, Sonora, Tabasco, Tamaulipas, Veracruz, y Yucatán, contarán conun plazo de un año para instalar y operar sus (SRV).

SEXTO.-Las instalaciones terrestres de almacenamiento que estén dentro del alcance indicado en elApéndice A Normativo, que no cuenten con un (SRV), que se encuentren operando a la entrada en vigor dela 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 yoperar sus (SRV).

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

Apéndice A Normativo

Sistema de Recuperación de Vapores

A.1Generalidades

Las emisiones de COV ´s en instalaciones terrestres de almacenamiento y áreas de Recepción y Entregade 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 8.1.1.2de la presente Norma Oficial Mexicana.

A.1.1Tanques de almacenamiento verticales

Para los Tanques de almacenamiento verticales, la instalación de un sistema de control que evite ominimice 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 fijointegrados a una (URV), y
  3. c)El Diseño de tanques con techo flotante externo.

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

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

Para el caso de los Buque-tanques, se emplea el sistema de inertización propio del Buque-tanque, mismoque se ajusta a los requisitos establecidos en los estándares internacionales de USCG 33 CFR 154 y USCG46 CFR 39 vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan.

A.2Criterios de aplicación

El Apéndice A Normativo de la presente Norma Oficial Mexicana es aplicable a las instalaciones quecuentan 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 flotanteinterna) 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 a946353 l/día de gasolinas, equivalente a 5952 barriles por día, deben contar con un (SRV), que cumpla con losiguiente:

  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 sepodrá 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 a946353 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 lasalida 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 lassiguientes tecnologías.

A.3.1Techos flotantes externos

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

A.3.2Membranas flotantes internas

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

A.3.3Unidad de Recuperación de Vapores (URV)

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

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

Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (9)

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 almacenamientoal Auto-tanque. Los vapores recuperados son transferidos desde el Auto-tanque hacia la Unidad Recuperadora deVapores (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 Hidrocarburoscontenidos en los vapores, disminuyendo la cantidad de COV ´s emitidos a la atmósfera, para fines de estaNorma 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 debeverificarse semanalmente con pruebas de explosividad en tantos puntos como sea posible en la partesuperior del tanque, manteniendo registros y promedios. El valor de explosividad debe ser menor de5% 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 degasolina cargada (ppm).

A.6 Diseño

Los (SRV) deben ser automatizados, de tal manera que inicie, opere y pare automáticamente, de acuerdoal 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 laatmósfera.

A.6.1Tanques

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

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

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

A.6.2.1Análisis de Riesgos

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

A.6.2.2Requerimientos de ingeniería

La capacidad del (SRV) debe ser calculada y determinada por el fabricante de estos equipos y de acuerdoa las emisiones de los tanques de almacenamiento y operaciones de carga de Productos volátiles en lainstalación, en las condiciones extremas de manejo del Producto volátil y a las temperaturas ambientales másextremas 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 deacceso);
  5. e)Instalación de válvulas de presión-vacío y arrestado de flama en la tubería colectora y cabezal devapor, 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 laoperación 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 aliviopor expansión térmica en el punto de interconexión;
  10. j)Las conexiones hacia el (SRV) deben ser diseñadas herméticamente para prevenir escape de vapora 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 yalmacenarse en un tanque.

A.6.2.3Documentación

El Regulado debe mantener toda la documentación entregada por el contratista o licenciador del (SRV)ydebe 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 loslicenciadores, contratistas y el Regulado, y debe mantenerse en resguardo.

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

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

Debe contarse con los manuales de operación y mantenimiento del (SRV) y del monitoreo de la Emisióncontinua 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 formacontinua durante las 24 horas los 365 días del año, o de acuerdo al ciclo de operación de carga de gasolina yde los tanques de almacenamiento, respectivamente. Estos sistemas deben cumplir con los niveles límites deEmisión 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.7.1Tanques

Para los tanques de almacenamiento con membrana flotante interna y/o Techo flotante externo, laConstrucción, Pre-Arranque, Operación y Mantenimiento de tanques, deben estar conforme a lo establecido alcódigo 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 deflotar sobre el Petrolífero (excepto Gas Licuado de Petróleo), excepto en etapa previa a efectuar sumantenimiento.

A.7.2Sistema 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 certificadamediante registro, y
  3. c)Los materiales de construcción para recipientes, tuberías, válvulas y accesorios, deben ser deacuerdo a la especificación de los fabricantes y del Petrolífero manejado.

A.7.3Pre-Arranque

Previo al inicio de Operación de los equipos, se deben aplicar los protocolos de revisión de seguridad dePre-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 engeneral 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 deRecuperación de Vapores.

En el Pre-Arranque, las tuberías de servicio con vapores recuperados deben ser“barridas”o sopleteadascon aire a fin retirar posible material de desecho dentro de la tubería, después de efectuarles todas laspruebas de verificación y pruebas hidrostáticas necesarias y presurizarse con gas nitrógeno (para que nohaya niveles de explosividad cuando empiecen a entrar los vapores) para realizarle una prueba dehermeticidad verificando todos los puntos de conexión bridados y roscados.

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

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

A.7.4Operación

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

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

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

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

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

A.7.5Mantenimiento

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

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

A.7.5.1Mantenimiento a tanques

El Regulado debe elaborar y dar cumplimiento a un programa de verificación y Mantenimiento demembranas 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 flotanteexterno, así como la medición del nivel de explosividad dentro del tanque para un funcionamiento correcto yeficiencia de la membrana o techo.

El Mantenimiento general de los otros componentes de los tanques debe efectuarse conforme a loindicado 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.7.5.2Mantenimiento (SRV)

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

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

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

A.8 Bitácora de Registro

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

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

A.8.1Tanques

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

A.8.2Unidad de Recuperación de Vapores (URV)

Una vez instalado la (URV) y durante su Operación, el Regulado debe verificar y registrar diariamente elpromedio 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 inhabilitentemporalmente 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, asícomo 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 casonecesario, limpiarlo para evitar taponamientos que puedan causar presiones elevadas y mal funcionamientoen 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 losperiodos 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 deEmisión de vapores, el flujo de vapor que entra a la (URV), entre otros) por hora, día, semana, mes, año y lospromedios de las emisiones de vapor obtenidos en los tiempos establecidos.

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

La (URV) debe contar con gases de calibración de Hidrocarburos como referencia, recomendados por elfabricante de la (URV). Estos gases de calibración deben ser certificados, vigentes y capaces de proveer lacalibración 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 yexhibirlos 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 Biocombustiblesvinculados 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 deoctano; 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), ylos Biocombustibles (Bioetanol, Biodiesel y Bioturbosina), denominados ecológicos en sustitución del tetraetilode plomo (altamente contaminante).

B.2 Diseño y Construcción

B.2.1Diseño

El Regulado que realice actividades de almacenamiento de Aditivos, Componentes Oxigenantes yBiocombustibles 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 loespecificado 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 estostanques, 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 yBiocombustibles, éstos son considerados iguales a los tanques de almacenamiento de ProductosyPetrolíferos (excepto Gas Licuado de Petróleo), por lo que el Regulado debe cumplir con los Capítulos 7Distanciamiento, 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 dichoalcohol, 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

Metales

·Acero al carbono;

·Acero inoxidable, y

·Bronce.

Elastómeros

·Elastómero fluorado;

·Fluorosilicón;

·Neopreno;

·Acrilonitrila;

·Butadieno, y

·Espuma de polisufuro.

Polímeros

·Polipropileno;

·Polietileno;

·Teflón, y

·Acetales.

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

En el almacenamiento de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustibles, se deben prevenir ycontrolar los derrames, por lo que el Regulado tiene que considerar diques de contención en el área donde seubiquen los tanques de almacenamiento; para más detalle consultar los numerales 8.1.3 Diques decontención, 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 realizarseutilizando 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 lasinstalaciones, por ejemplo, como se muestra en la siguiente figura 7:

Norma Oficial Mexicana NOM-006-ASEA-2017 – Deisa (10)

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 paraser 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/oautomáticos.

Cualquier sistema de aditivación en línea requiere que el fluido a inyectar llegue presurizado, a una presiónsuficiente 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.2.2Construcción

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 Ingenieríade detalle con la edición Aprobada Para Construcción (APC).

Para la Construcción del sistema de inyección de Aditivos, Componentes Oxigenantes y Biocombustiblesla compatibilidad de los materiales del sistema de tuberías, válvulas, accesorios, sellos, juntas, bombas yotros equipos que se encuentran conectados para realizar la inyección a las gasolinas, deben estar conformea 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 ysistema de detección de humo, gas y fuego, acorde con la Ingeniería básica y de detalle, así como lasrecomendaciones del Análisis de Riesgos y el Análisis de Consecuencias. La Construcción se debe realizarcon la edición Aprobada Para Construcción (APC) y con lo establecido en los numerales 8.3.15 y 9.3.15Sistema contra incendio; 8.3.16 y 9.3.17 Sistema de detección de humo, gas y fuego de la presente NormaOficial Mexicana.

B.3 Operación

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

Para la Operación de los tanques de almacenamiento de Aditivos, Componentes Oxigenantes yBiocombustibles, el Regulado debe de contar con procedimientos operativos, en los cuales se deben incluirlos 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, ComponentesOxigenantes 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 medidasindicadas en sus procedimientos de operación para asegurar que la inyección se realice de forma segura parael personal y las instalaciones.

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

El Regulado debe constatar que los inventarios de los Aditivos, Componentes Oxigenantes yBiocombustibles 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, comomedida de seguridad y de acuerdo a las prácticas internacionales de transporte del etanol, este debe sertransportado por Auto-tanque o Carro-Tanque, y se debe realizar la mezcla con las gasolinas en lasinstalaciones terrestres de almacenamiento en el brazo de carga.

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

Para mayor detalle en la Operación de tanques de almacenamiento remitirse al Capítulo 11“Operación”dela 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 serealizan con la finalidad de determinar su estado físico y el ritmo de corrosión, así como determinar las causasde su deterioro.

El Regulado antes de realizar el Mantenimiento a los tanques de almacenamiento de AditivosComponentes 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 paraverificar la hermeticidad de las tuberías y conexiones.

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

(Video) Curso NOM-005-ASEA-2016 Operación y Mantenimiento a Estaciones de Servicio

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 deprotección ambiental, de la presente Norma Oficial Mexicana.

  1. Bibliografía
  • Ley de Hidrocarburos, fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 11 de agosto de2014.
  • Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en materia deevaluación del impacto ambiental, fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación30 demayo de 2000.
  • Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en Materia dePrevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera, fecha de publicación en el Diario Oficialde la Federación 25 de noviembre de 1988.
  • Reglamento de la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, fechadepublicación en el Diario Oficial de la Federación 30 de noviembre de 2006.
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  • 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 elDiario Oficial de la Federación 8 de diciembre de 1997.
  • Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012-Instalaciones Eléctricas (Utilización), fecha depublicación 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, fechade 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 proteccióncontra incendios en los centros de trabajo, fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación9 de diciembre de 2010.
  • Norma Oficial Mexicana NOM-005-STPS-1998-Relativa a las condiciones de seguridad e higiene enlos centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de sustancias químicaspeligrosas, 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 & TankFacilities.
  • 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 OutsideBuildings; Uniform Fire Code.
  • ASTM A-307-Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60,000 PSI Tensile Strengthbolts, carbon steel.
  • ASTM A-216-Standard Specification for Steel Castings, Carbon, Suitable for Fusion Welding, forHigh-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 FireProtection 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 AbovegroundTank Floors; Steel Tanks Institute.
  • R892-91-Recommended Practice for Corrosion Protection of Underground Piping NetworksAssociated 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 TanksInstitute.
  • RP-400-Recommended Procedure for Testing of Electrical Continuity of Fuel-Dispensing HangingHardware; Petroleum Equipment Institute.
  • SWRI 93-01-Testing Requirements for Protected Aboveground Flammable Liquid Fuel StorageTanks; 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.

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