Sección 3101F — [SLC]—INTRODUCCIÓN

3101F.1 Autoridad. La Ley Lempert-Keene-Seastrand de prevención y respuesta a derrames de petróleo de 1990 (ley), en su versión enmendada, autoriza a la Comisión de Tierras del Estado de California (SLC, por sus siglas en inglés) a regular los terminales marinos, en adelante denominados terminales marinos de petróleo (MOTs), con el fin de proteger la salud pública, la seguridad y el medio ambiente. La autoridad para esta regulación se encuentra en las Secciones 8750 a 8760 del Código de Recursos Públicos de California. Esta ley define “petróleo” como cualquier tipo de petróleo, hidrocarburos líquidos o productos derivados del petróleo o cualquier fracción o residuo de los mismos, incluyendo, pero no limitado a, petróleo crudo, combustible bunker, gasolina, diésel, combustible para aviación, lodos de petróleo, residuos de petróleo, petróleo mezclado con desechos y destilados líquidos de gas natural no procesado. Las disposiciones de este capítulo regulan los MOTs terrestres y marítimos según se definen en esta ley, incluyendo terminales marinos que transfieren gas natural licuado (LNG).

La División de Protección Ambiental Marina (Division) administra este código en nombre de la SLC.

Cuando existan requisitos diferentes entre este código y/o las referencias citadas en el mismo, la elección de la aplicación estará sujeta a la aprobación de la División.

En circunstancias donde las tecnologías propuestas para su uso no estén cubiertas por este código y/o las referencias citadas en el mismo, se debe demostrar la prevención de derrames de petróleo y una protección equivalente o mejor de la salud pública, la seguridad y el medio ambiente, y la elección de la aplicación estará sujeta a la aprobación de la División.

Los requisitos Existentes (E) se aplican a MOT que estaban en operación en la fecha en que este código entró en vigor (6 de febrero de 2006). Para estos MOT, el reemplazo equivalente o en especie del equipo existente, secciones cortas de tuberías o modificaciones menores de componentes existentes también estarán sujetos a los requisitos existentes (E).

Los requisitos Nuevos (N) se aplican a:

1. Un MOT o sistema de atraque (Subsección 3102F.1.3) que inicie o reinicie operaciones con un manual de operaciones nuevo o modificado después de la adopción de este código.

2. Adición de nuevos componentes o sistemas estructurales en un MOT existente que sean estructuralmente independientes de los componentes o sistemas existentes.

3. Adición de nuevos equipos, tuberías, conductos, componentes o sistemas (no reemplazo) a un MOT existente.

4. Reparaciones mayores o sistemas sustancialmente modificados en sitio.

5. Cualquier instalación o modificación mayor asociada.

La Sección 3102F define los requisitos mínimos para la auditoría, inspección y evaluación de los sistemas estructurales, eléctricos y mecánicos en una base periódica prescrita, o tras un evento significativo que pueda causar daños.

Las Secciones 3103F, 3104F y 3107F proporcionan criterios para la carga estructural, deformación y evaluación basada en desempeño considerando los efectos de terremotos, viento, olas, corrientes, seísmos y tsunamis.

La Sección 3105F establece los requisitos para el amarre y atraque seguros de buques tanque y barcazas.

La Sección 3106F describe los requisitos para peligros geotécnicos y análisis de cimentaciones, incluyendo la consideración de la estabilidad de taludes y fallas del suelo.

La Sección 3108F establece los requisitos para la prevención, detección y supresión de incendios, incluyendo los volúmenes apropiados de agua y espuma.

Las Secciones 3109F a 3111F establecen los requisitos para tuberías/pipelines, equipos mecánicos y eléctricos, y sistemas eléctricos.

La Sección 3112F establece los requisitos específicos para terminales marinas que transfieren GNL.

Generalmente, las unidades en inglés son las prescritas aquí; sin embargo, las unidades del Sistema Internacional (SI) se utilizan en la Sección 3112F y en muchas de las referencias.

3101F.5 Prevención de derrames. Cada MOT deberá utilizar resultados actualizados de Análisis de Riesgos y Peligros desarrollados conforme a las “Guidelines for Hazard Evaluation Procedures” del CCPS [1.1] y [1.2], para identificar los peligros asociados con las operaciones en el MOT, incluyendo error del operador, el uso de la instalación por diversos tipos de embarcaciones (p. ej., operaciones de transferencia de uso múltiple), fallas de equipo y eventos externos que probablemente causen un derrame de petróleo.

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Si se realizan cambios en el MOT construido o posteriormente se identifica algún nuevo peligro con impacto significativo, se deberá utilizar el Análisis de Riesgos y Peligros actualizado.

La magnitud evaluada de posibles liberaciones de derrames de petróleo y sus consecuencias se mitigará mediante la implementación de diseños apropiados utilizando las mejores tecnologías alcanzables, sujeto a la aprobación de la División. Los riesgos residuales se abordan por medios operativos y administrativos conforme a 2 CCR 2385 [1.3].

Los requisitos de Análisis de Riesgos y Peligros específicos para terminales marítimas que transfieren GNL se discuten en la Sección 3112F.2.

3101F.6 Clasificación de exposición a derrames de petróleo. Cada MOT deberá clasificarse en una de tres categorías de exposición a derrames de petróleo (alta, media o baja) como se muestra en la Tabla 31F-1-1, basada en todos los siguientes criterios: 1. Volumen total expuesto de petróleo (V T ) durante la transferencia. 2. Número máximo de operaciones de transferencia de petróleo por sistema de atraque (definido en la Sección 3102F.1.3) por año. 3. Tamaño máximo de buque (capacidad DWT) que puede atracar en el MOT.

Durante una fuga en un oleoducto, se asume que una cantidad de petróleo se derrama a la tasa máxima de flujo de carga hasta que el sistema de parada de emergencia (ESD) sea completamente efectivo. El volumen total (V T ) de petróleo potencialmente expuesto es igual a la suma de los volúmenes almacenados y en flujo (V s + V F ) en el MOT, antes de que el sistema(s) de parada de emergencia (ESD) detenga el flujo de petróleo. Se deberán evaluar todos los escenarios potenciales de derrame y se deberá identificar claramente el escenario que rige. El volumen almacenado (V s ) es el petróleo no en flujo. El volumen en flujo (V F ) se calculará como sigue: Ecuación 1-1 V F = Q C × Δ t × (1/3,600)

donde :

V F = Volumen en flujo de petróleo potencialmente expuesto [bbl]

Q C = Tasa máxima de transferencia de carga [bbl/hr]

Δ t = Para MOT que transfirieron petróleo por primera vez en o antes del 1 de enero de 2017, Δ t podrá tomarse como (tiempo ESD, 30 o 60 segundos). Para MOT que transfieran petróleo por primera vez después del 1 de enero de 2017, Δ t deberá tomarse como ((tiempo de cierre ESD) + (tiempo requerido para activar el ESD)) [segundos].

Si se adoptan estrategias de reducción de derrames, (por ejemplo, dispositivos de segmentación de oleoductos, flexibilidad del sistema y dispositivos de contención de derrames) tales que el volumen máximo de petróleo expuesto durante la transferencia sea menor a 1,200 barriles, la clasificación de derrame de la instalación podrá reducirse.

Esta clasificación no aplica a terminales marítimos que transfieren GNL.

3101F.8 Requisitos de revisión.

3101F.8.1 Aseguramiento de la calidad. Todas las auditorías, inspecciones, análisis de ingeniería o diseños deberán ser revisados por un profesional con calificaciones similares o superiores a las de la persona que realizó el trabajo, para garantizar el aseguramiento de la calidad. Esta revisión podrá realizarse internamente y deberá incluir una declaración final de cumplimiento con este código.

3101F.8.2 Revisión por pares. La División podrá requerir revisión por pares de análisis y diseños de ingeniería avanzados, incluyendo, pero no limitándose a, análisis estructurales dinámicos no lineales, procedimientos alternativos de fuerzas laterales, evaluaciones geotécnicas complejas, análisis y diseños de oleoductos submarinos y análisis de fatiga. La revisión por pares deberá ser realizada por una fuente externa e independiente para mantener la integridad del proceso.

Los revisores por pares y su organización afiliada no deberán tener otra participación en el proyecto, excepto en calidad de revisión.
Los revisores por pares deberán ser ingenieros registrados en California, familiarizados con las regulaciones que rigen el trabajo y contar con experiencia técnica en la materia en un grado al menos igual al requerido para el trabajo original. Las credenciales de los revisores por pares deberán ser presentadas a la División para su aprobación antes del inicio de la revisión.

Al concluir el proceso de revisión, los revisores por pares deberán presentar un informe escrito directamente a la División que cubra todos los aspectos del proceso de revisión, incluyendo, pero no limitándose a:
1. Alcance, extensión y limitaciones de la revisión.
2. Estado de los documentos revisados en cada etapa (es decir, número de revisión y fecha).
3. Hallazgos.
4. Acciones correctivas recomendadas y resoluciones, si es necesario.
5. Conclusiones.
6. Certificación por parte de los revisores por pares, incluyendo si el trabajo final revisado cumple o no con los requisitos de este código.

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7. Documentación formal de la correspondencia importante de la revisión por pares, incluyendo solicitudes de información y respuestas escritas.

El propietario y el operador deberán cooperar en el proceso de revisión, pero no deberán influir en la revisión por pares. Si el trabajo original requiere modificaciones después de la revisión por pares, los análisis y diseños finales deberán ser presentados a la División.

3101F.8.3 Revisión por la División. Los siguientes estarán sujetos a revisión para cumplimiento con este código por parte de la División o sus representantes autorizados:
1. Cualquier auditoría, inspección, análisis o evaluación de los MOT.
2. Cualquier cambio significativo, modificación o rediseño de un sistema estructural, de amarre, contra incendios, de tuberías/oleoductos, mecánico o eléctrico en un MOT, antes de su uso o reutilización.
3. Análisis y diseño de ingeniería para cualquier nuevo MOT antes de la construcción. Véase también la Sección 3102F.3.3.1.
4. Equipo de inspección de construcción y el(los) informe(s) de inspección de construcción.

una protección igual o mejor para la salud pública, la seguridad y el medio ambiente estarán sujetas a la aprobación del Jefe de División con la concurrencia del ingeniero principal responsable de la División.

DWT = Tonelaje de peso muerto

Q C = Tasa máxima de transferencia de carga [bbl/hr]

V F = Volumen en flujo de petróleo potencialmente expuesto [bbl]

V S = Volumen almacenado de petróleo potencialmente expuesto [bbl]

V T = Volumen total de petróleo potencialmente expuesto [bbl]

Δ t = Tiempo de cierre y activación de ESD (si aplica) [sec]

3101F.11 Referencias.

[1.1] Center for Chemical Process Safety (CCPS), 2008, “Guidelines for Hazard Evaluation Procedures”, 3 [ra] ed., Nueva York.

[1.2] Código de Regulaciones de California (CCR), Título 14, División 1, Capítulo 3, Planes de Contingencia para Derrames de Petróleo (14 CCR 815.01 a 818.03), Sección 817.02(c)(1) – Análisis de Riesgos y Peligros.

[1.3] Código de Regulaciones de California (CCR), Título 2, División 3, Capítulo 1, Artículo 5 – Inspección y Monitoreo de Terminales Marinas (2 CCR 2300 y siguientes)

[1.4] American Petroleum Institute (API), 2005, API Standard 2610 (R2010), “Design, Construction, Operation, Maintenance, and Inspection of Terminal and Tank Facilities,” 2 [da] ed., Washington, D.C.

Autoridad: Secciones 8750 a 8760, Código de Recursos Públicos.

Referencia: Secciones 8750, 8751, 8755 y 8757, Código de Recursos Públicos. Sección 8670.28(a)(7), Código de Gobierno.

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