Capítulo 31F — TERMINALES MARÍTIMAS DE PETRÓLEO

(Las Tablas de Adopción de Matrices no son normativas, están destinadas únicamente como una ayuda para el usuario del código.
Consulte el Capítulo 1 para la autoridad de las agencias estatales y las aplicaciones de construcción.)

La agencia estatal no adopta las secciones identificadas con el siguiente símbolo: La adopción de este capítulo o de secciones individuales por parte de la Oficina del Jefe Estatal de Bomberos es aplicable a las estructuras reguladas por otras agencias estatales conforme a la Sección 1.11.

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31F-2 CÓDIGO DE CONSTRUCCIÓN DE CALIFORNIA 2025

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31F [SLC] TERMINALES MARÍTIMAS DE PETRÓLEO

DIVISIÓN I

3103F.4 se utilizará en lugar de las especificadas en ASCE/SEI 7 [4.1].

3104F.5.6 Estructuras de edificios. Para edificios permanentemente unidos a la estructura MOT, se utilizará la Sección 3104F.5.4.1 para calcular las cargas sísmicas. El cálculo de los efectos sísmicos deberá considerar: 1. La amplificación de la aceleración desde el suelo hasta el punto de unión del edificio a la plataforma debido a la flexibilidad de la estructura MOT, y

2. La amplificación de la aceleración debido a la flexibilidad del edificio.

Para edificios permanentemente unidos al suelo, las cargas sísmicas se calcularán utilizando los procedimientos en ASCE/SEI 7 [4.1], según las enmiendas de los requisitos de la agencia local de aplicación, sujeto a la aprobación de la División.

a = Factor de clase del sitio

a p = Factor de amplificación para componente no estructural o estructura no edificatoria A x = Factor de amplificación torsional

C 1 = Factor de modificación para relacionar el desplazamiento inelástico máximo esperado con el desplazamiento calculado para respuesta elástica lineal

C 2 = Factor de modificación para representar los efectos de la forma de histéresis pinzada, degradación cíclica de rigidez y deterioro de resistencia en la respuesta de desplazamiento máximo

e = Excentricidad entre el centro de masa y el centro de rigidez F d, i = Fuerza en el paso i de la iteración F d, j = Fuerza en el paso j de la iteración F p = Fuerza sísmica horizontal sobre componente no estructural, estructura no edificatoria o estructura edificatoria soportada en MOT F v = Fuerza sísmica vertical sobre componente no estructural, estructura no edificatoria o estructura edificatoria soportada en MOT F y = Resistencia efectiva al rendimiento H = Distancia desde el momento máximo en el terreno hasta el centro de gravedad de la plataforma I p = Factor de importancia para componente no estructural o estructura no edificatoria k e = Rigidez lateral elástica efectiva k eff, i = Rigidez lateral secante efectiva en el paso i de la iteración k eff, j = Rigidez lateral secante efectiva en el paso j de la iteración L l = Longitud longitudinal entre juntas de expansión del muelle

m = Masa sísmica

R p = Factor de modificación de respuesta para componente no estructural o estructura no edificatoria S A = Aceleración espectral de respuesta en T

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TERMINALES MARÍTIMOS DE PETRÓLEO

S xs = Aceleración espectral en la Sección 3103F.4.2.4 o Sección 3103F.4.2.5

S 1 = Aceleración espectral de respuesta a 1 segundo

T = Período fundamental de la estructura elástica

T e = Período estructural elástico efectivo T eff, i = Período estructural efectivo en el paso i de la iteración T p = Período de componente no estructural flexible o estructura no edificatoria T 0 = Período en el pico del espectro de respuesta de aceleración

V = Resistencia al corte basal de la estructura obtenida mediante análisis plástico

V sk = Fuerza cortante a través de llaves de corte

V Δ T = Fuerza lateral total del segmento

W = Carga muerta del marco

W p = Peso del componente no estructural o estructura no edificatoria Δ d = Demanda de desplazamiento objetivo Δ d, i = Demanda de desplazamiento objetivo en el paso i de la iteración Δ d, j = Demanda de desplazamiento objetivo en el paso j de la iteración α 1 = Relación de pendiente positiva post-rendimiento igual a rigidez positiva post-rendimiento dividida por la rigidez efectiva

α 2 = Relación de pendiente negativa post-rendimiento igual a rigidez negativa post-rendimiento dividida por la rigidez efectiva

α e = Relación de pendiente negativa post-rendimiento efectiva igual a rigidez negativa post-rendimiento efectiva dividida por la rigidez efectiva

α P- Δ = Relación de pendiente negativa causada por efectos P- Δ _ Δ avg = Promedio de desplazamientos, Δ 1 y Δ 2 , en extremos del MOT transversal a un eje Δ d = Desplazamiento objetivo

Δ m = Máximo de desplazamientos, Δ 1 y Δ 2 , en extremos del MOT transversal a un eje Δ y = Desplazamiento en la resistencia al rendimiento Δ 1 , Δ 2 = Desplazamiento en extremos del MOT transversal a un eje δ d = Demanda de desplazamiento de diseño en un elemento δ x = Desplazamiento de un elemento en dirección X δ y = Desplazamiento de un elemento en dirección Y δ xx = Desplazamiento en X bajo excitación en dirección X δ xy = Desplazamiento en X bajo excitación en dirección Y δ yx = Desplazamiento en Y bajo excitación en dirección X δ yy = Desplazamiento en Y bajo excitación en dirección Y λ = Factor de efecto de campo cercano

μ max = Relación máxima de resistencia μ strength = Relación de demanda de resistencia elástica a resistencia al rendimiento μ Δ,ι = Nivel inicial de ductilidad ξ eff,i = Amortiguamiento estructural efectivo en el paso i de la iteración

[4.1] American Society of Civil Engineers (ASCE), 2016, ASCE/SEI 7-16 (ASCE/SEI 7), “Minimum Design Loads and Associated Criteria for Buildings and Other Structures,” Reston, VA.

[4.2] American Society of Civil Engineers (ASCE), 2014, ASCE/COPRI 61-14 (ASCE/COPRI 61), “Seismic Design of Piers and Wharves,” Reston, VA.

[4.3] American Society of Civil Engineers (ASCE), 2017, ASCE/SEI 41-17 (ASCE/SEI 41), “Seismic Evaluation and Retrofit of Existing Build- ings,” Reston, VA.

[4.4] Federal Emergency Management Agency (FEMA), junio 2005, FEMA 440, “Improvement of Nonlinear Static Seismic Analysis Procedures,” Redwood City, CA.

[4.5] Priestley, M.J.N., Seible, F., Calvi, G.M., 1996, “Seismic Design and Retrofit of Bridges,” John Wiley & Sons, Inc., Nueva York.

[4.6] Kowalsky, M.J., Priestley, M.J.N, MacRae, G.A., 1994, “Displacement-Based Design – A Methodology for Seismic Design Applied to Single Degree of Freedom Reinforced Concrete Structures,” Report No. SSRP – 94/16, University of California, San Diego.

[4.7] Ferritto, J., Dickenson, S., Priestley N., Werner, S., Taylor, C., Burke, D., Seelig, W., y Kelly, S., 1999, “Seismic Criteria for Cali- fornia Marine Oil Terminals,” Vol. 1 y Vol. 2, Technical Report TR-2103-SHR, Naval Facilities Engineering Service Center, Port Hueneme, CA.

31F-46 2025 CALIFORNIA BUILDING CODE

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TERMINALES MARÍTIMAS DE PETRÓLEO

[4.8] Comité de Orientación Sísmica del Programa CalARP, diciembre 2013, “Guidance for California Accidental Release Prevention (CalARP) Program Seismic Assessments,” Sacramento, CA.

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

[4.10] Goel, R. K., 2017, “Estimating Seismic Forces in Ancillary Components and Nonbuilding Structures Supported on Muelles , [Wharves, and Marine Oil Terminals,” Earthquake Spectra] [, https://doi.org/10.1193/041017EQS068M.]

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

Referencia: Secciones 8750, 8751, 8755 y 8757, Código de Recursos Públicos.

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TERMINALES MARÍTIMAS DE PETRÓLEO

División 5

El espesor extremo del aislamiento en tuberías criogénicas deberá ser tomado en cuenta durante el diseño de las tuberías._ 2. Todos los materiales de tubería, incluyendo empaques y compuestos para roscas, deberán ser seleccionados apropiadamente para el rango de temperaturas a las que estarán expuestos. Las tuberías que puedan estar expuestas a la baja temperatura del GNL o al calor de un derrame encendido, durante una emer- gencia en la que dicha exposición pueda resultar en una falla de la tubería, deberán cumplir al menos con una de las siguientes: (a) Estar hechas de material(es) que puedan soportar tanto la temperatura normal de operación como la temperatura extrema a la que la tubería pueda estar sometida durante la emergencia.

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TERMINALES MARÍTIMAS DE PETRÓLEO

(b) Estar protegidas por aislamiento u otros medios para retrasar la falla debido a temperaturas extremas hasta que el operador pueda tomar acción correctiva. (c) Ser capaces de ser aisladas y detener el flujo cuando la tubería esté expuesta únicamente al calor de un derrame encendido durante la emergencia. 3. Las tuberías de GNL deberán ser diseñadas para enfriamiento con nitrógeno líquido cuando el uso de GNL no sea posible. 4. Todos los drenajes de GNL deberán ubicarse dentro de un área de contención o conectados a un sistema de recolección o área de contención. 5. Las líneas de GNL deberán ser analizadas para un caso de arranque donde la parte superior de la tubería esté 90 grados F más caliente que la parte inferior de la tubería. La flexión hacia arriba de la tubería deberá limitarse a 1.25 pulgadas. 6. Los soportes de tubería, incluyendo cualquier sistema de aislamiento utilizado para soportar tubería cuya estabilidad sea esencial, deberán ser resistentes o protegidos contra la exposición al fuego, líquido frío escapando, o ambos si están sujetos a dicha exposición. 7. Los soportes para tuberías frías deberán ser diseñados para minimizar la transferencia excesiva de calor, lo que puede resultar en falla de la tubería por formación de hielo o fragilización del acero de soporte. Si la formación de hielo en tuberías y componentes es inevitable, el peso del hielo acumulado deberá considerarse durante el diseño de tuberías y soportes. 8. Las válvulas deberán cumplir con ASME B31.5 [12.5]. 9. Las válvulas criogénicas en servicio con líquido criogénico no deberán instalarse en líneas verticales. Las válvulas en servicio con líquido criogénico deberán instalarse en líneas horizontales con el vástago en posición vertical o al menos 45 grados verticalmente desde la línea central horizontal de la tubería. 10. Todas las válvulas criogénicas (excepto válvulas mariposa, válvulas de retención y válvulas globo) deberán tener un alivio en la cavidad del cuerpo hacia el lado “seguro” de la válvula. Todas las válvulas criogénicas con alivio en la cavidad del cuerpo deberán estar marcadas en el exterior del cuerpo con una letra “V” y una flecha que indique la dirección del lado de ventilación. 11. Se deberán instalar válvulas de alivio térmico para proteger el equipo y la tubería de sobrepresión como resultado de la entrada de calor ambiental a GNL bloqueado u otros líquidos hidrocarburos ligeros. 12. Los diseños de tuberías criogénicas submarinas deberán ser calificados por una agencia certificadora, aceptable para la División, en un programa de calificación que demuestre que el sistema ha sido diseñado, fabricado y puede funcionar según lo previsto con las salvaguardas proporcionadas según se determine necesario.

1. El análisis CEA se utilizará para recomendar duraciones aceptables de exposición criogénica para Componentes Críticos de Seguridad con el fin de producir planos CEA. 2. Los componentes del sistema ESD, que estén expuestos a efectos criogénicos, deberán evaluarse para confirmar que los actuadores no se verán afectados por las exposiciones potenciales, evitando así que los componentes fallen a una posición segura. 3. Los soportes estructurales críticos y el equipo dentro de las áreas expuestas criogénicamente deberán contar con aislamiento criogénico. El aislamiento criogénico y la protección pasiva contra incendios deberán diseñarse para una duración incidente suficiente. 4. Para brazos de carga marítimos en servicio de GNL, se debe tener en cuenta la formación de hielo en brazos y mangueras no aislados. Los mecanismos para ventilación, ventilación en el ápice, purga y enfriamiento de los brazos de carga marítimos deberán identificarse en los P&ID. 5. Las áreas debajo de los brazos marítimos tendrán acceso restringido durante y después de la transferencia del producto, hasta que ya no exista peligro de caída de hielo.

[12.1] Oil Companies International Marine Forum (OCIMF), 2008, “Mooring Equipment Guidelines (MEG3),” 3.ª ed., Londres,
Inglaterra.

[12.2] American Petroleum Institute (API), 2001 (Reafirmado 2007), API Recommended Practice 14C (API RP 14C), “Recommended
Practice for Analysis, Design, Installation, and Testing of Basic Surface Safety Systems for Offshore Production Platforms,”
7.ª ed., Washington, D.C.

[12.3] National Fire Protection Association (NFPA), 2012, NFPA 59A, “Standard for the Production, Storage, and Handling of Lique-
fied Natural Gas (LNG),” ed. 2013, Quincy, MA.

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

[12.5] American Society of Mechanical Engineers (ASME), 2013, ASME B31.5-2013 (ASME B31.5), “Refrigeration Piping and Heat
Transfer Components,” Nueva York.

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

Referencia: Secciones 8750, 8751, 8755 y 8757, Código de Recursos Públicos.

31F-94 CÓDIGO DE CONSTRUCCIÓN DE CALIFORNIA 2025

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CÓDIGO DE CONSTRUCCIÓN DE CALIFORNIA – TABLA DE ADOPCIÓN DE MATRIZ

CAPÍTULO 32 – INVASIONES AL DERECHO DE VÍA PÚBLICO

(Las Tablas de Adopción de Matriz no son regulatorias, están destinadas únicamente como ayuda para el usuario del código.
Consulte el Capítulo 1 para la autoridad de las agencias estatales y aplicaciones de construcción.)

La agencia estatal no adopta las secciones identificadas con el siguiente símbolo: La adopción de este capítulo o secciones individuales por parte de la Oficina del Jefe Estatal de Bomberos es aplicable a estructuras reguladas por otras agencias estatales conforme a la
Sección 1.11.

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32-2 CÓDIGO DE CONSTRUCCIÓN DE CALIFORNIA 2025

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