Sección 3109F — TUBERÍAS Y DUCTOS

2. Petróleo dentro del MOT

3. Vapores, incluidos Compuestos Orgánicos Volátiles (COV)

4. Gases de inertización o enriquecimiento para sistemas de control de vapores

Adicionalmente, también se aplica a tuberías u oleoductos que proveen servicios, que incluyen despojo, muestreo, ventilación, control de vapores y agua contra incendios.

Ver Sección 3101F.3 para definiciones de “nuevo” (N) y “existente” (E).

2610 [9.1], ASME B31.3 [9.2] o B31.4 [9.3] según corresponda, incluyendo lo siguiente: 1. Todas las tuberías/oleoductos deberán estar documentados en P&ID actuales (N/E). 2. Los sistemas de tuberías y oleoductos deberán instalarse sobre cubierta (N). 3. Los sistemas deberán disponerse de manera que no obstruyan el acceso ni la remoción de otros componentes y equipos de tuberías (N). 4. La flexibilidad deberá lograrse mediante lazos o juntas de expansión adecuados (N/E). 5. Se deberá proveer una guía o restricción lateral justo después del codo donde la tubería cambia de dirección para minimizar el esfuerzo axial excesivo (N). 6. Las tuberías deberán ser encaminadas para permitir movimiento debido a la expansión térmica y desplazamiento sísmico, sin exceder los esfuerzos permisibles en los soportes y conexiones de anclaje (ver Sección 3109F.3) (N/E). 7. No se deberá usar tubería plástica a menos que esté designada para servicio de petróleo (N/E). 8. Si existe una conexión brida dentro de 20 diámetros de tubería desde el extremo de cualquier sección reemplazada, la tubería deberá reemplazarse hasta e incluyendo la brida. 9. Los oleoductos deberán ser sin costura, soldados por resistencia eléctrica o soldados por fusión eléctrica (N). 10. Las tuberías mayores de 2 pulgadas de diámetro deberán ser soldadas a tope. Las tuberías de 2 pulgadas y menores deberán ser soldadas a enchufe o roscadas. 11. Las conexiones de oleoductos directamente sobre el agua deberán ser soldadas (N). Las conexiones bridadas que no estén sobre el agua deberán contar con contención secundaria (N). 12. Los oleoductos que no tengan una Prueba de Presión Estática de Líquido (SLPT) válida y certificada [9.4] deberán estar marcados como “FUERA DE SERVICIO.” Las tuberías y oleoductos fuera de servicio deberán ser purgados, liberados de gas y físicamente aislados de fuentes de petróleo. 13. Si un oleoducto está “fuera de servicio” por 3 años o más, requerirá una Prueba de Presión Estática de Líquido (SLPT) válida y certificada y una inspección API 570 [9.4] antes de la aprobación de la División para su reutilización (E). 14. Los sistemas nuevos de tuberías y oleoductos requieren una Prueba de Presión Estática de Líquido (SLPT) válida y certificada [9.4] y la aprobación de la División, antes de su operación.

3109F.3 Análisis de esfuerzos en tuberías (N/E). Se deberá realizar un análisis de esfuerzos en tuberías para: 1. Tuberías y ductos nuevos 2. Reubicación/reconfiguración significativa de tuberías existentes 3. Cualquier reemplazo de tuberías “no idénticas” 4. Cualquier reordenamiento o reemplazo significativo de anclajes y/o soportes “no idénticos” 5. Desplazamientos sísmicos significativos calculados a partir de las evaluaciones estructurales y/o geotécnicas

El análisis de esfuerzos en tuberías se realizará conforme a ASME B31.4 [9.3], considerando todas las cargas relevantes y los desplazamientos correspondientes determinados a partir del análisis estructural y/o geotécnico descrito en las Secciones 3104F y 3106F, respectivamente. La carga sísmica de tuberías sobre el nivel del suelo podrá analizarse conforme a ASME B31.E [9.5] con cargas sísmicas calculadas según la Sección 3104F.5.4.1.

Para tuberías que abarquen estructuras aisladas sísmicamente (Sección 3104F.1.3) y/o condiciones geotécnicas variables, se deberá considerar la evaluación del movimiento relativo de tuberías y soportes y las aceleraciones sísmicas variables, incluyendo diferencias de fase.

El análisis de flexibilidad para tuberías, considerando los soportes, se realizará conforme a ASME B31.4 [9.3] utilizando la mayor diferencia de temperatura impuesta por operación normal, arranque, paro o condiciones anormales. Las cargas térmicas se basarán en las temperaturas locales máximas y mínimas; las tuberías con trazado térmico deberán usar la temperatura máxima alcanzable del sistema de trazado térmico.

La Sección 3106F.12 proporciona consideraciones adicionales para tuberías submarinas en el lecho marino.

31F-84 CÓDIGO DE CONSTRUCCIÓN DE CALIFORNIA 2025

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TERMINALES MARÍTIMAS DE PETRÓLEO

Para determinar las fuerzas en superficies de deslizamiento, se deberán usar los coeficientes de fricción estática indicados en la Tabla 31F-9-1.

[9.2], ASME B31.4 [9.3], API Standard 2610 [9.1] y las Directrices ASCE [9.6] (N).

Se deberá realizar una evaluación sísmica de los soportes y fijaciones existentes utilizando las recomendaciones de la Sección 7 de CalARP [9.7], según corresponda (E).

Para la evaluación de resistencia de soportes y fijaciones, véase la Sección 3107F.7. Si se ha realizado un análisis del oleoducto y las reacciones de los soportes están disponibles, pueden usarse para determinar las fuerzas sobre la estructura de soporte.

3109F.5 Accesorios.

3109F.5.1 Válvulas y accesorios. Las válvulas y accesorios deberán cumplir con los siguientes requisitos: 1. Conformarse a ASME B31.3 [9.2], ASME B31.4 [9.3], API Standard 609 [9.8] y ASME B16.34 [9.9], según corresponda, en función de su servicio (N).

2. Conformarse a la Sección 10 de API Standard 2610 [9.1] (N/E). 3. Los vástagos deberán orientarse de manera que no representen un peligro durante la operación o mantenimiento (N/E). 4. No se deberán usar hierro no dúctil, hierro fundido ni metales de bajo punto de fusión en ningún servicio de hidrocarburos (N/E). 5. Se deberán usar válvulas de doble bloqueo y purga para las válvulas del colector (N/E).

6. Las válvulas de aislamiento deberán ser resistentes al fuego conforme a API Standard 607 [9.10] (N). 7. No se deberán instalar válvulas de retención de tipo péndulo en tuberías con flujo vertical descendente (N/E). 8. Se deberán usar dispositivos de alivio de presión en cualquier sistema de tuberías cerrado que pueda sobrepresionarse debido a un aumento de temperatura (válvulas de alivio térmico) (N/E). 9. Se deberán usar dispositivos de alivio de presión en cualquier sistema de tuberías que pueda sobrepresionarse debido a golpes de ariete, considerando todos los escenarios operativos normales y anormales plausibles conforme a ASME B31.4 [9.3] (N/E). 10. Los dispositivos de alivio de presión deberán dimensionarse conforme a API RP 520 [9.11] (N). Las presiones de ajuste y acumulación deberán estar conforme a API RP 520 [9.11] (N/E). 11. La descarga de las válvulas de alivio de presión deberá dirigirse a tuberías de menor presión para reciclaje o disposición adecuada. La descarga nunca deberá dirigirse al ambiente abierto, a menos que se proporcione contención secundaria (N/E). 12. Los accesorios roscados, soldados a tope, bridados y soldados deberán conformarse a la Sección 8 de API Standard 2610 [9.1] (N/E). 13. Las válvulas ESD y SIV también deberán cumplir con los requisitos de las Secciones 3108F.3.2.1 y 3108F.3.2.2.

3109F.5.2 Actuadores de válvulas (N/E).

1. Los actuadores deberán contar con un dispositivo de anulación manual de fácil acceso para operar la válvula durante una pérdida de energía. 2. Los interruptores de torque deberán ajustarse para detener la operación de cierre del motor a un valor de torque especificado. 3. Los interruptores de límite deberán ajustarse para detener la operación de apertura del motor a un valor de interruptor de límite especificado. 4. Las válvulas críticas deberán contar con aislamiento térmico. El aislamiento deberá inspeccionarse y mantenerse en intervalos periódicos. Los registros de inspección y estado del aislamiento térmico deberán conservarse por al menos 6 años. 5. El aislamiento eléctrico de las válvulas críticas deberá medirse para resistencia después de la instalación y reevaluarse periódicamente. Estos registros deberán conservarse por al menos 6 años. 6. Los actuadores de válvulas ESD y SIV también deberán cumplir con los requisitos de la Sección 3108F.3.2.

Las tuberías para despojo y muestreo deberán cumplir con la Sección 3109F.2 (N/E).

Las líneas de retorno de vapor y las tuberías para inertización y enriquecimiento de vapores VOC (gas natural) deberán cumplir con 33 CFR 154.2100(b) [9.12] (N/E).

Las tuberías y accesorios para aire comprimido, ventilación y nitrógeno deberán cumplir con ASME B31.3 [9.2] (N).

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TERMINALES MARÍTIMAS DE PETRÓLEO

1. Conformidad con NFPA 11 [9.13], NFPA 24 [9.14] y ASME B16.5 [9.15] (N/E). 2. Las tuberías principales contra incendios deberán ser de acero al carbono (N/E). 3. Se podrá utilizar tubería de polietileno de alta densidad (HDPE) para conductos enterrados (N/E). 4. Las tuberías y accesorios deberán estar codificados por colores según los requisitos de la jurisdicción local o conforme a ASME A13.1 [9.16] (N/E). 5. Se deberá realizar un análisis de esfuerzos en las tuberías y conductos de agua contra incendios conforme a la Sección 3109F.3 (N/E). 6. Los soportes y fijaciones de las tuberías y conductos de agua contra incendios deberán evaluarse conforme a la Sección 3109F.4. 7. Se deberá realizar una inspección visual externa conforme a la Sección 3102F.3.5.3 (N/E).

3109F.8 Referencias.

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

[9.2] American Society of Mechanical Engineers (ASME), 2015, ASME B31.3-2014 (ASME B31.3), “Process Piping,” Nueva York.

[9.3] American Society of Mechanical Engineers (ASME), 2012, ASME B31.4-2012 (ASME B31.4), “Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids,” Nueva York.

[9.4] California Code of Regulations (CCR), Title 2, Division 3, Chapter 1, Article 5.5 – Marine Terminal Oil Pipelines (2 CCR 2560 et seq.)

[9.5] American Society of Mechanical Engineers (ASME), 2008, ASME B31E, “Standard for the Seismic Design and Retrofit of Above-Ground Piping Systems,” Nueva York.

[9.6] American Society of Civil Engineers, 2011, “Guidelines for Seismic Evaluation and Design of Petrochemical Facilities,” 2da ed., Nueva York.

[9.7] CalARP Program Seismic Guidance Committee, diciembre 2013, “Guidance for California Accidental Release Prevention (CalARP) Program Seismic Assessments,” Sacramento, CA.

[9.8] American Petroleum Institute (API), 2009, API Standard 609, “Butterfly Valves: Double Flanged, Lug- and Wafer-Type,” 7ma ed., Washington, D.C.

[9.9] American Society of Mechanical Engineers (ASME), 2013, ASME B16.34-2013 (ASME B16.34), “Valves Flanged Threaded and Welding End,” Nueva York.

[9.10] American Petroleum Institute (API), 2010, API Standard 607, “Fire Test for Quarter-Turn Valves and Valves Equipped with Nonmetallic Seats,” 6ta ed., Washington, D.C.

[9.11] American Petroleum Institute (API), API Recommended Practice 520 P1 and P2 (API 520), “Sizing, Selection, and Installation of Pressure-relieving Devices, Part 1 —Sizing and Selection,” 2014, 9na ed., y “Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries – Part 2 – Installation,” 2015, 6ta ed., Washington, D.C.

[9.12] Code of Federal Regulations (CFR), Title 33, Section 154.2100 – Vapor Control System, General (33 CFR 154.2100)

[9.13] National Fire Protection Association (NFPA), NFPA 11, “Standard for Low-, Medium-, and High-Expansion Foam,” Quincy, MA. Para la edición, ver California Code of Regulations (CCR), Title 24, Part 2, Chapter 35 – Referenced Standards.

[9.14] National Fire Protection Association (NFPA), NFPA 24, “Standard for the Installation of Private Fire Service Mains and Their Appurtenances,” Quincy, MA. Para la edición, ver California Code of Regulations (CCR), Title 24, Part 2, Chapter 35 – Referenced Standards.

[9.15] American Society of Mechanical Engineers (ASME), 2013, ASME B16.5-2013 (ASME B16.5), “Pipe Flanges and Flanged Fittings,” Nueva York.

[9.16] American Society of Mechanical Engineers (ASME), 2007, ASME A13.1-2007 (R2013) (ASME A13.1), “Scheme for the Identification of Piping Systems,” Nueva York.

Autoridad: Secciones 8750 a 8760, Public Resources Code.

Referencia: Secciones 8750, 8751, 8755 y 8757, Public Resources Code.

31F-86 2025 CALIFORNIA BUILDING CODE

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TERMINALES MARÍTIMAS DE PETRÓLEO

División 10