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CURSO RM-CUR-010 “ TEORIA DEL BUQUE TANQUE ”

Programa de Entrenamiento de Cargo Loading Master, Coordinadores de Operaciones Marinas y Supervisores, para la Operación de Instalaciones

Portuarias Petroleras

CARTAGENA DE INDIAS, 2008

CURSO RM-CUR-010: “TEORIA DEL BUQUE TANQUE”

Elaborado por: Recumar Ltda. ®

Revisado por: Departamento de Proyectos

Aprobado por: Director de Proyectos

2

ÍNDICE

CURSO RM-CUR-010 “ TEORIA DEL BUQUE TANQUE”

PAG.

DEFINICIONES 8 CAPITULO I

1. PROPIEDADES BASICAS DEL PETROLEO

28

1.1 PRESIÓN DE VAPOR 28 1.2 INFLAMABILIDAD 30

1.3 DENSIDAD DE LOS GASES DE HIDROCARBUROS 38

CUESTIONARIO DE REPASO

40

CAPITULO II

2. PELIGROS DEL PETROLEO 42

2.1 INFLAMABILIDAD 42 2.2 DENSIDAD 42 2.3 TOXICIDAD 42 2.4 MEDICIÓN DE GASES 63

2.5 EVOLUCION Y DISPERSION DE GAS HIDROCARBURO 86 2.6 SULFURO DE HIERRO PIROFORICO 107 2.7 PELIGROS ASOCIADOS CON EL MANEJO,

ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES RESIDUALES

111

CUESTIONARIO DE REPASO 116

CAPITULO III

3. RIESGOS GENERALES PARA LA NAVE Y EL TERMINAL

119

3.1 PRINCIPIOS GENERALES 119 3.2 CONTROL DE FUENTES POTENCIALES DE IGNICION 120





3

3.3 EQUIPO ELECTRICO PORTATIL 123 3.4 MANEJO DEL EQUIPO ELECTRICO EN AREAS

PELIGROSAS 126

3.5 USO DE HERRAMIENTAS 128 3.6 EQUIPO HECHO DE ALUMINIO 129 3.7 ANODOS DE PROTECCION CATODICA EN LOS TANQUES

DE CARGA 129

3.8 EQUIPOS DE COMUNICACIÓN 130 3.9 COMBUSTION ESPONTANEA 135 3.10 AUTOIGNICION 136 3.11 ASBESTOS 136 CUESTIONARIO DE REPASO 137 CAPITULO IV

4. CONTRAICENDIO 139 4.1 TEORIA DE CONTRAINCENDIO 139 4.2 TIPOS DE FUEGOS Y AGENTES EXTINTORES

APROPIADOS 139

4.3 AGENTES EXTINTORES 142 CUESTIONARIO DE REPASO 150 CAPITULO V

5. PROTECCION 152

5.1 GENERALIDADES 152

5.2 EVALUACION DE PROTECCION 152

5.3 RESPONSABILIDADES DE ACUERDO AL CODIGO ISPS 153

5.4 PLANES DE PROTECCION 154


CAPITULO VI

6. SISTEMAS A BORDO 158

6.1 SISTEMAS FIJOS DE GAS INERTE 158

6.2 SISTEMAS DE VENTILACION 183





4

6.3 CARGA Y SISTEMAS DE LASTRE 188

6.4 SISTEMAS DE POTENCIA Y PROPULSION 190

6.5 SISTEMAS DE CONTROL DE EMISIONES DE VAPOR (VEC) 191


CAPITULO VII

7. EQUIPOS A BORDO DEL BUQUE TANQUE 194

7.1 EQUIPO DE LUCHA CONTRA INCENDIOS A BORDO 194

7.2 EQUIPO DE PRUEBA DE GAS 197

7.3 EQUIPO DE MANEJO DE CARGA 203


SECCION VIII

8. MANEJO DE SEGURIDAD Y EMERGENCIAS 207

8.1 CODIGO INTERNACIONAL DE SEGURIDAD MARITIMA (ISM) 207

8.2 SISTEMAS DE DIRECCION DE LA SEGURIDAD 208

8.3 SISTEMAS DE PERMISO DE TRABAJO 210

8.4 TRABAJO CALIENTE 211

8.5 OTRAS TAREAS PELIGROSAS 215

8.6 DIRECCION DE LA EMERGENCIA A BORDO 216


SECCION IX

9. MANEJO DE LA SEGURIDAD INDUSTRIAL 224

9.1 CONDICIONES CLIMATICAS 224





5

9.2 SEGURIDAD DEL PERSONAL 226

9.3 LISTA DE CHEQUEO DE SEGURIDAD 228

9.4 MEDIDAS DE EMERGENCIA 232


SECCION X

10. OPERACIONES A BORDO 245

10.1 OPERACIONES DE CARGA 245

10.2 CONSIDERACIONES DE ESTABILIDAD, TENSION, ASIENTO Y GOLPETEO

292

10.3 LIMPIEZA DE TANQUES 294

10.4 LIBERACION DE GASES 296

10.5 LAVADO CON PETROLEO CRUDO (COW) 299

10.6 OPERACIONES DE LASTRE 300

10.7 FUGA DE CARGA A LOS TANQUES DE DOBLE CASCO 306

10.8 MEDICION DE LA CARGA, MEDICION DEL ESPACIO VACIO, SONDEO Y MUESTREO

311


SECCION XI

11. TIPOS DE BUQUES ESPECIALIZADOS 328

11.1 BUQUES COMBINADOS 328

11.2 BUQUES LPG 344


SECCION XII

12. COMUNICACIONES 352





6

12.1 PROCEDIMIENTOS Y PRECAUCIONES 352

12.2 INTERCAMBIO DE INFORMACION SOBRE LA PRE-LLEGADA

355

12.3 INTERCAMBIO DE INFORMACION PREATRAQUE 359

12.4 INTERCAMBIO DE INFORMACION PARA LA PRETRANSFERENCIA

360

12.5 PLAN DE CARGUE/ DESCARGUE CONVENIDO 361

12.6 ACUERDO PARA REALIZAR OPERACIONES 364


SECCION XIII

13. AMARRE DEL BUQUE TANQUE 369

13.1 SEGURIDAD DEL PERSONAL 369

13.2 SEGURIDAD DE LOS AMARRES 369

13.3 PREPARACIONES PARA LA LLEGADA 370

13.4 AMARRE PARA LA INSTALACION PORTUARIA 371

13.5 AMARRE A UNA MONOBOYA 374


SECCION XIV

14. PRECAUCIONES EN LA NAVE Y EN EL TERMINAL DURANTE LA OPERACIÓN DE

CARGUE

378

14.1 APERTURAS EXTERNAS EN SUPERESTRUCTURAS 378

14.2 SISTEMAS DE VENTILACION Y AIRE ACONDICIONADO CENTRAL

379

14.3 APERTURA DE LOS TANQUES DE CARGA 380





7

14.4 INSPECCION DE LOS TANQUES DE CARGA DEL BUQUE ANTES DE CARGAR

381

14.5 TAPAS DE LOS TANQUES DE LASTRE SEGREGADO 381

14.6 CONEXIONES ENTRE LA NAVE Y LA INSTALACION PORTUARIA

381

14.7 VERTIMIENTO ACCIDENTAL DE HIDROCARBURO 383

14.8 EQUIPO DE LCUHA CONTRA EL FUEGO 385

14.9 PROXIMIDAD A OTROS MUELLES 385

14.10 AVISOS 386

14.11 REQUISITOS PARA EL SERVICIO 388

14.12 CONTROL DE VEHICULOS Y OTROS EQUIPOS 388 14.13 OPERACIONES EN HELICOPTERO 388


BIBLIOGRAFIA 391





8

DEFINICIONES

Administración

Significa el gobierno del estado donde se le asignó la bandera al buque.

ALARP Tan bajo como sea razonablemente posible.

Aditivo Antiestático

Sustancia agregada a un producto petrolífero para aumentar su

conductividad eléctrica a un nivel seguro por encima de 50

picoSiemens/metro (pS/m) para prevenir la acumulación de electricidad

estática.

Equipo Aprobado Equipo de un diseño que ha sido probado y aprobado por una autoridad

apropiada, como un departamento de gobierno o una sociedad de

clasificación. La autoridad debe certificar el equipo como seguro para el uso

en un área riesgosa o peligrosa.

Auto Ignición





9

La ignición de un material combustible sin iniciación por una chispa o llama,

cuando el material ha sido aumentado a una temperatura en la cual ocurre

la combustión sosteniéndose por sí misma.

Bonding

La unión o conexión de partes de metal que aseguran la continuidad

eléctrica.

Protección Catódica Prevención de la corrosión por técnicas electroquímicas. En tanqueros,

puede ser aplicada tanto externamente en el casco como internamente a

las superficies de los tanques. En los terminales, es frecuentemente

aplicada a pilotes de acero y a paneles (o tableros ) de defensa.

Remanente Petróleo que queda adherido en las paredes de un tubo o en las superficies

internas de los tanques después que ha sido descargado.

Operaciones cerradas

Operaciones de lastre, cargue o descargue que se realizan sin abrir los

puntos de medición o las mirillas. Durante las operaciones cerradas, los

buques requieren medios para permitir el monitoreo cerrado del contenido

de los tanques, ya sea con sistemas fijos de medición o mediante el uso de

equipos portátiles a través de tubos con bloqueo de gases.

Trabajo en frío

Trabajo que no puede crear una fuente de ignición





10

Buque Combinado (también llamado OBO (Oil/Bulk/Ore) y O-O

(Oil/Ore)

Un barco que está diseñado para cargue tanto de petróleo como carga seca

a granel, en viajes separados.

Combustible (también se refiere a “inflamable”)

Sustancia capaz de ser encendida y quemada. Para el propósito de esta

guía, los términos “combustible” e “inflamable” son sinónimos.

Indicador de gas combustible (también llamado “Explosímetro”) Instrumento para medir la composición de las mezclas de gas hidrocarburo

y aire, usualmente dando los resultados como un porcentaje del Límite

Inferior de Flamabilidad (LFL).

Compañía El propietario de un barco o alguna otra organización o persona, como el

gerente o el armador, quien ha asumido la responsabilidad por la operación

del buque, incluyendo los deberes y responsabilidades impuestas por el

código ISM.

Persona competente Persona que ha sido adecuadamente entrenada para asumir las tareas que

se requieren llevar a cabo dentro de la descripción de su trabajo. El

personal de la industria marítima debe poder demostrar su competencia

mediante la expedición de certificados reconocidos por la administración del

buque.

Área Peligrosa





11

Área de un tanquero la cual es considerada como peligrosa para el

propósitos de la instalación y uso de equipos eléctricos,. (Para el Terminal,

vea “área riesgosa”)

Polvo seco químico

Es un polvo que inhibe la llama, usado en combate contra-incendio.

Aterrizar (también llamado “hacer tierra”)

La conexión eléctrica del equipo al cuerpo principal de la “tierra” para

asegurar que éste está aterrizado. A bordo de los buques, las conexiones

están hechas a la estructura metálica principal del buque, la cual está al

potencial de la tierra por la conductividad del mar.

Espacio confinado

Espacio que tiene limitaciones en sus aperturas de entrada y salida, tiene

una ventilación natural desfavorable, y no está diseñado para la ocupación

continua de trabajadores.

Esto incluye espacios para carga, doble fondos, tanques de combustible,

tanques de lastre, cuartos de bombas, cofferdams, espacios vacíos,

conductos de las quillas, espacios entre barreras, espacios en el motor

principal y tanques de aguas residuales.

Permiso de entrada

Documento emitido por una persona responsable para permitir el ingreso a

un espacio o compartimiento durante un intervalo específico de tiempo.

Explosímetro

Ver “indicador de gas combustible”





12

A prueba de explosión (también llamado a “prueba de llama”)

Un equipo eléctrico es definido y certificado como a prueba de explosión

cuando éste está contenido en un estuche capaz de resistir una explosión

en su interior de una mezcla de gas hidrocarburo y aire u otra combinación

de gas inflamable. También debe prevenir la ignición de dicha mezcla fuera

del estuche, como consecuencia de una la chispa o llama de una explosión

interna ó producida por el incremento de la temperatura del estuche

seguida de una explosión interna. El equipo debe operar a una temperatura

externa tal que una atmósfera inflamable que lo circunde no se encienda.

Rango explosivo

Ver “rango inflamable”.

Supresor de llama Molde permeable de metal, cerámica u otro material resistente al calor, que

puede enfriar incluso una llama intensa, y cualquier producto combustible,

por debajo de la temperatura requerida para la ignición del gas inflamable al

otro lado del supresor de llamas.

A prueba de llama Ver “A prueba de Explosión”

Malla para llama

Elemento fijo o portátil, elaborado con hilos resistentes a la corrosión y

entretejidos en forma de malla muy fina, usado para impedir el ingreso de

chispas a un tanque o a una abertura de ventilación o, por un corto tiempo,

evitar el paso de una llama. (no confundir con “el supresor de llamas”)

Inflamable (también se refiere a “combustible”)





13

Capacidad de prender y quemar. Para el propósito de esta guía, el término

“inflamable” y “combustible” son sinónimos.

Rango de inflamabilidad (también llamado “rango explosivo”)

El rango de concentración de gases de hidrocarburo en el aire, entre el

límite inferior y superior de inflamabilidad (explosión). Las mezclas dentro

de estos rangos son capaces de prenderse y quemarse.

Linterna Lámpara portátil operada con baterías. Una linterna aprobada es aquella

aprobada por una autoridad competente para ser utilizada en una atmósfera

inflamable.

Punto de inflamación La temperatura más baja a la cual un líquido produce suficiente gas para

formar una mezcla de gas inflamable cerca de la superficie del líquido. Se

mide en un laboratorio con aparatos estándares usando un procedimiento

prescrito.

Rata de flujo

La velocidad lineal del flujo del liquido en una tubería, usualmente medida

en metros por segundo (m/s). La determinación de la rata de flujo en ciertos

puntos del sistema de la tubería es esencial cuando se manejan cargas

acumuladoras de electricidad estática.

Espuma (también llamada “Froth”) Una solución aireada que es usada para la prevención del fuego y en

combate contra-incendio.





14

Espuma concentrada (también llamada “compuesto de espuma”)

El producto puro recibido del proveedor el cual es diluido y procesado para

producir espuma.

Solución de espuma

La mezcla producida al diluir el concentrado de la espuma con agua antes

de procesarse para hacer espuma.

Caída Libre La caída sin restricción del liquido en un tanque.

Libre de Gas Un tanque, contenedor o compartimiento está libre de gas cuando se ha

introducido suficiente aire fresco en él para bajar el nivel de cualquier gas

inflamable, tóxico o inerte al nivel requerido para un propósito específico, ej.

trabajo caliente, entrada, etc.

Certificado de libre de Gas

Es un certificado expedido por una persona responsable y autorizada,

confirmando que, al momento de la prueba, el tanque, contenedor o

compartimiento estaba libre de gas para un propósito específico.

Grounding (Earthing) Ver “Aterrizar”

Halon

Hidrocarburo halogenado que inhibe la propagación del fuego y se utiliza en

contraincendio.





15

Área riesgosa

Área en tierra considerada peligrosa para el uso e instalación de equipos

eléctricos. Se clasifican en zonas dependiendo de la probabilidad de

encontrar mezclas de gases inflamables en la atmósfera circundante. (Para

buques vea “Área peligrosa”)

Trabajo riesgoso

Un trabajo diferente a trabajo en caliente, que presenta un riesgo para el

buque, el Terminal o las personas, cuya ejecución requiere ser controlada

por medio de un proceso de análisis de riesgos, un sistema de permisos de

trabajo o un procedimiento controlado.

Zona riesgosa

Ver “Área riesgosa”

Trabajo en caliente Trabajo que involucra fuentes de ignición o temperaturas suficientemente

altas para causar el encendido de una mezcla de gases combustibles.

Incluye cualquier trabajo que involucre equipos de corte y soldadura,

quemadores, herramientas recargables, equipos eléctricos no

intrínsicamente seguros y motores de combustión interna.

Permiso para trabajo en Caliente Documento expedido por una persona responsable para permitir la

realización de un trabajo en caliente específico durante un intervalo de

tiempo determinado y en un área definida.

Gas hidrocarburo

Gas compuesto en su totalidad por hidrocarburos.





16

Condición inerte

Condición en la que el contenido de oxigeno en la atmósfera de un tanque

ha sido reducido a 8% o menos por volumen mediante la adición de gas

inerte.

Gas inerte

Gas o mezcla de gases, como el de la chimenea, que no contiene el

suficiente oxigeno para mantener la combustión del hidrocarburo.

Planta de gas inerte

El equipo instalado para suministrar, enfriar, limpiar, presurizar, monitorear

y controlar la entrega de gas inerte al sistema de tanques de carga.

Sistema de gas inerte (IGS) El conjunto de una planta de gas inerte y un sistema de distribución del gas

inerte, junto a los instrumentos fijos y portátiles de medición y los elementos

de control y los medios de prevención de contraflujos del gas hidrocarburo

de la carga a los espacios de la máquina.

Inertización Proceso de introducción de gas inerte en un tanque con el propósito de

obtener la condición de inerte.

Cabrestante aislante

Unión flanchada que utiliza sellos, arandelas y casquetes aislantes para

evitar la continuidad eléctrica entre el buque y el Terminal.





17

Detector de interfase

Es un instrumento eléctrico para detectar el límite entre el petróleo y el

agua.

Código Internacional para la Gestión de la Seguridad.

Es un estándar Internacional para la gestión de la seguridad y la prevención

de la contaminación en las operaciones de los buques. El Código establece

objetivos administrativos de seguridad y requiere que la Compañía

establezca un sistema de gestión de seguridad (SMS) que debe ser

revisado, auditado y aprobado por la administración de la bandera del

buque.

Intrínsecamente seguro

Un circuito eléctrico o parte de un circuito, es intrínsicamente seguro si

alguna chispa o efecto térmico producido normalmente (ej. Abriendo o

cerrando el circuito) o por accidente (ej. un corto circuito o falla de la tierra)

es incapaz de, bajo condiciones establecidas, encender una mezcla de gas.

Cargue desde arriba Es el cargue de producto o lastre a través de una tubería o manguera

abierta introducida al tanque a través una abertura en cubierta, resultando

en la caída libre del líquido.

Rata de cargue

La medida volumétrica del líquido cargado en un período dado, usualmente

expresada en metros cúbicos por hora (m3/h) o barriles por hora (bbls/h).





18

Límite inferior de flamabilidad

La concentración de gas de hidrocarburo en el aire bajo la cual hay

insuficiente hidrocarburo para soportar y propagar la combustión. Algunas

veces se refiere como el Límite inferior de explosividad (LEL)

Hoja de Datos de Seguridad del Material (MSDS)

Es un documento que identifica una sustancia y todos sus componentes.

Provee toda la información necesaria para manejar la sustancia con

seguridad. El formato y el contenido de un MSDS para las cargas

estipuladas en el anexo I de MARPOL y los combustibles marinos, están

prescritos en la resolución IMO MSC. 150 (77)

Mercaptanos Es un grupo de sustancias químicas orgánicas naturales que contienen

sulfuro. Están presentes en algunos petróleos crudos y cargas con

pentanos. Tienen un olor fuerte.

Luces descubiertas Las llamas o los fuegos abiertos; cigarrillos, cigarros, pipas o materiales

similares para fumar y encendidos; toda otra fuente de ignición sin

protección, equipos eléctricos o de otro tipo que causen chispas mientras

están en uso, las bombillas desprotegidas o alguna superficie con una

temperatura igual o superior que la temperatura de ignición de los

productos manejados en la operación.

Petróleo no-volátil Petróleo que tiene un punto de inflamación de 60 °C o superior, según se

haya determinado por el método de la copa cerrada.





19

Umbral de olor

La menor concentración de vapor en el aire que puede ser detectado por el

olfato.

Oil/Bulk/Ore (OBO), Oil/Ore (O/O)

Ver “Buque combinado”

Analisador o medidor de oxigeno Instrumento utilizado para determinar el porcentaje de oxígeno en una

muestra de atmósfera tomada de un tanque, tubo o contenedor.

Carga embalada

Es el petróleo u otra carga embalada en barriles, paquetes u otros

contenedores.

Pellistor Sensor eléctrico del explosímetro usado par medir los gases de

hidrocarburos y las mezclas de gases para determinar si están dentro del

rango de flamabilidad.

Permiso (para trabajo) Es un documento expedido por una persona responsable para permitir

realizar los trabajos de acuerdo al Sistema de Gestión de la Seguridad del

buque.

Sistema de permiso de trabajo Sistema para controlar las actividades que exponen al buque, el Terminal,

el personal o el medio ambiente a riesgos. El sistema emplea técnicas de

análisis de riesgos y las aplica a los diferentes niveles de riesgo que se





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pueden encontrar. El sistema debe adherirse a una guía reconocida en la

industria.

Petróleo

Es el petróleo crudo y productos de hidrocarburo líquido derivados de él

Gas de Petróleo

Gas emanado del petróleo. Los componentes principales de los gases del

petróleo son hidrocarburos, pero también contienen otras sustancias, tales

como sulfuro de hidrógeno o alkys de plomo como componentes menores.

Estados del petróleo

Se considera que el petróleo tiene tres estados en los cuales éste puede

existir dependiendo del grado y su temperatura. Los tres estados son:

sólido, líquido y vapor. Estos estados no existen solos y los operadores

deben manejar su transporte entendiendo las combinaciones de estos

estados en la carga que se está transportando.

Punto de resbalamiento La menor temperatura a la cual un petróleo permanecerá fluido.

Contrapresión (Pressure Surge) Aumento repentino en la presión del líquido en un oleoducto causado por

un cambio abrupto en la rata de flujo.

Válvula de alivio de presión/vacío (válvula P/V)

Dispositivo que permite el flujo de pequeños volúmenes de vapor, de

mezclas de aire o gas inerte causadas por variaciones de la temperatura en

el tanque de carga.





21

Purgado de la bomba

La operación de limpieza de las bombas sumergidas

Purgar

La introducción del gas inerte en un tanque en condición inerte con el objeto

de reducir aún más el contenido de oxigeno existente y/o el gas del

hidrocarburo existente hasta un nivel bajo el cual la combustión no pueda

darse si se introduce aire posteriormente en el tanque.

Sulfuro de hierro pirofórico Sulfuro de hierro capaz de producir una oxidación exotérmica rápida con

incandescencia cuando está expuesto al aire, con riego de ignición de

gases de hidrocarburos o mezclas inflamables de aire.

Presión de vapor Reid (RVP) La presión del vapor de un líquido determinada de una manera estándar en

el aparato de Reid en una temperatura de 37.8a.C. y con un cociente del

gas al volumen líquido de 4:1. Utilizado para los propósitos de comparación

solamente. Ver “presión de vapor verdadera”

Tiempo de disipación El tiempo tomado por una carga electrostática para disiparse en un líquido.

Usualmente, este tiempo es de medio minuto para líquidos acumuladores

de estática. No confundir con “Tiempo de reposo” –ver definición.

Oficial responsable (o persona)

Es la persona designada por la Compañía o el Capitán del buque y

empoderada para tomar todas las decisiones relacionadas con una tarea





22

específica, quien tiene el conocimiento necesario y la experiencia para tal

propósito.

Resucitador

Es un equipo para asistir o restaurar la respiración de personas afectadas

por gases o insuficiencia de oxigeno.

Sistema de Gestión de la Seguridad (SMS)

Es un sistema formal y documentado requerido por el Código ISM, para

garantizar que todas las operaciones y actividades a bordo de una nave se

realicen de una manera segura.

Cabrestante auto estibante Un cabrestante de amarre provisto con un tambor sobre el cual se

aseguran un cabo o guaya de amarre las cuales se estiban

automáticamente.

Tiempo de reposo El tiempo requerido por el producto de un tanque para cesar su movimiento

una vez que el llenado ha terminado y con este la generación de

electricidad estática. Típicamente este tiempo es de 30 minutos. No

confundir con “Tiempo de disipación” – Ver definición.

SOLAS

Convención Internacional para la Seguridad de la Vida Humana en el Mar

de 1974 y sus protocolo de 1988, según se ha enmendado.





23

Tubería de sonda

Una tubería extendida desde la parte de arriba del tanque hasta el fondo del

mismo, a través de la cual se puede medir el contenido del tanque.

Generalmente la tubería está perforada para asegurar que el nivel del

líquido en la tubería sea igual que el nivel del líquido en el tanque y para

prevenir la posibilidad de derrames. El tubo debe aterrizarse eléctricamente

a la estructura de la nave en la cubierta y en su extremo inferior.

Petróleo o productos amargos Término usado para describir petróleo crudo o productos que contienen

cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno y/o mercaptanos

Combustión espontánea

La ignición del material debida al calor que origina una reacción química

exotérmica dentro del material sin la exposición a una fuente externa de

ignición.

Cargue separado La práctica de cargar un número de tanques simultáneamente para evitar la

generación de electricidad estática cuando se esta cargando productos

acumuladores de estáticas.

Petróleo acumulador de estática

Petróleo con una conductividad eléctrica de menos de 50 picos

Siemens/metro (pS/m), de modo que es capaz de conservar una carga

electrostática significativa.





24

Electricidad estática

La electricidad producida por movimientos entre materiales disímiles a

través del contacto físico y la separación.

Petróleo no acumulador de estática

Petróleo con una conductividad eléctrica mayor de 50 pico Siemens/metro

(pS/m), de modo que es incapaz de conservar una carga electrostática

significativa.

Achique La operación final en el drenaje del líquido de un tanque o de una tubería.

Limpieza del tanque

El proceso de quitar los vapores, el líquido o el residuo del hidrocarburo de

los tanques. Realizado generalmente de modo que se pueda entrar a los

tanques para ser inspeccionados o realizar trabajo en caliente o evitar

contaminación entre productos diferentes.

Petrolero Buque diseñado para transportar carga líquido de petróleo al granel,

incluyendo buques combinados cuando se utilizan con este propósito.

Cabrestante de tensión (Sistema automático o auto-tensor) Un Cabrestante de amarre con un dispositivo que se puede fijar para

mantener la tensión automática en una línea de amarre.

Terminal

Lugar en donde los buques petroleros se atracan o se amarran con el fin

de cargar o de descargar petróleo.





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Representante del Terminal

Persona designada por el Terminal marítimo para tomar la responsabilidad

de una operación.

Valor umbral límite (TLV)

Concentración de sustancias en el aire, de bajo de la cual se estima que la

mayoría de los trabajadores pueden ser expuestos día tras día sin

efectos nocivos. Los TLVs son datos guía y no normas legales, y se

basan en experiencia y estudios de la industria. Hay tres diversos tipos de

TLVs:

Tiempo promedio de exposición (TLV-TWA): la concentración en el aire de

una sustancia tóxica promediada en un tiempo de 8 horas, expresado

generalmente en partes por millón (ppm).

Límite de exposición corto (TLV-STEL): La concentración en el aire de una

sustancia tóxica promediada en un tiempo de 15 minutos, usualmente

expresado en partes por millón (ppm).

Techo límite (TLV-C): La concentración que no se debe exceder durante

cualquier momento de la exposición de trabajo.

Topping-off (Rellenado)

La operación de completar el cargue de un tanque a un ullage

requerido.





26

Topping-up (Presionado)

La introducción del gas inerte en un tanque que está ya en condición inerte,

con el objeto de aumentar la presión del tanque para prevenir el ingreso de

aire.

Toxicidad

El grado al cual una sustancia o una mezcla de sustancias puede dañar

seres humanos o animales.

La toxicidad aguda implica efectos dañinos a un organismo con una

sola exposición a corto plazo.

La toxicidad crónica es la capacidad de una sustancia o de una mezcla de

sustancias de causar efectos dañinos sobre un período extenso,

generalmente por exposición repetida o continua, a veces durando toda la

vida del organismo expuesto.

Presión verdadera del vapor (TVP) La presión absoluta ejercida por el gas producido por la evaporación de un

líquido cuando el gas y el líquido están en equilibrio en la temperatura que

prevalece y el cociente gas/líquido es cero.

Ullage

El espacio sobre el líquido en un tanque, medido convencionalmente

como la distancia del punto de calibración a la superficie líquida.

Límite inflamable superior (UFL) La concentración de gas hidrocarburo en el aire, por encima de la cual no

hay suficiente oxígeno para sostener y propagar la combustión. También

llamado Límite Explosivo Superior (UEL).





27

Vapor

Un gas debajo de su temperatura crítica.

Sistema de control de emisión del vapores (VECS)

Un arreglo de tuberías y equipos usado para controlar las emisiones de

vapores durante las operaciones con tanqueros, incluidos los sistemas

colectores de vapores de tierra y del buque, los dispositivos de monitoreo

y control, y los equipos procesadores del vapor.

Sistema sellador de vapor Aditamentos colocados en los tanques para permitir medir y muestrear la

carga sin liberación de vapores o presión de gas inerte.

Petróleo volátil Petróleo que tiene un punto de inflamación debajo de 60 °C según lo

determinado por el método de copa cerrada.

Niebla del agua

Suspensión en la atmósfera de gotitas muy finas de agua producidas a

alta presión a través de una boquilla de niebla para el uso en lucha contra

incendio.

Aerosol de agua

Un aerosol del agua suministrado en gotas gruesas a través de una

boquilla especial para uso en lucha contra incendio.





28

CAPITULO I

1. PROPIEDADES BASICAS DEL PETROLEO

1.1. PRESIÓN DE VAPOR

1.1.1. Presión de vapor verdadera

Todos los petróleos crudos y los productos petrolíferos son esencialmente

mezclas de un amplio rango de compuestos de hidrocarburos (i.e compuestos

químicos de hidrógeno y carbono). El punto de ebullición de estos compuestos

varía entre -162 °C (metano) hasta mucho más de +400 °C, y la volatilidad de

cualquier mezcla de compuestos depende principalmente de las cantidades de los

constituyentes más volátiles. (i.e. aquellos con un bajo punto de ebullición).

La volatilidad (i.e. la tendencia de los productos petrolíferos a producir gas) está

caracterizada por la presión del vapor. Cuando una mezcla de petróleo es

transferida a un tanque libre de gas, éste empieza a vaporizarse, liberando gas

dentro del espacio encima de éste.

Hay también una tendencia de este gas de re-disolverse en el líquido, y en última

instancia alcanza el equilibrio con una cierta cantidad de gas uniformemente

distribuida a través del espacio. La presión ejercida por el gas es llamada presión

de equilibrio de vapor en el líquido, usualmente conocida simplemente como

presión de vapor.

La presión de vapor de un compuesto puro depende únicamente de su

temperatura. La presión de vapor de una mezcla depende de su temperatura,





29

componentes y el volumen del espacio en el cual ocurre la vaporización; es decir,

depende del ratio de gas a líquido por volumen.

La presión de vapor verdadera (TVP), o punto de burbuja de la presión de vapor,

es la presión ejercida por el gas producido por una mezcla cuando el gas y el

líquido están en equilibrio a la temperatura predominante. Esta es la mayor

presión de vapor que es posible a cualquier temperatura específica.

A medida que la temperatura de una mezcla de petróleo aumenta, su TVP también

aumenta. Si la TVP excede la presión atmosférica, el líquido empieza a bullir.

La TVP de una mezcla provee una buena indicación de su capacidad para liberar

vapores. Desafortunadamente, esta es una propiedad extremadamente difícil de

medir, aunque esto puede ser calculado por un conocimiento detallado de la

composición del líquido. Para el petróleo crudo, esto puede también estimarse por

las condiciones de estabilidad, dando margen a cambios de temperatura o

composición. En el caso de derivados, existe una correlación confiable para

calcular el TVP tomando la temperatura y la presión de vapor Reid.

1.1.2 Presión de vapor Reid

La prueba de presión de vapor Reid (RVP) es un método simple y generalmente

usado para medir la volatilidad del petróleo líquido. Este es realizado en un

aparato estándar y en una manera puntualmente definida. Una muestra del líquido

se introduce en el contenedor de prueba a presión atmosférica, de forma tal que el

volumen del líquido sea una quinta parte del volumen total del contenedor. El

contenedor es sellado e inmerso en el agua, donde es calentado a 37.8 °C.

Después de que el contenedor ha sido batido para causar rápidamente las

condiciones de equilibrio, el aumento de presión debido a la vaporización se lee





30

sobre un indicador de presión adherido. Esta lectura del indicador de presión da

una aproximación cercana, en bars, a la presión del vapor del líquido a 37.8 °C.

La RVP es útil para comparar las volatilidades de un amplio rango de petróleos

líquidos de manera general. Sin embargo, no es de mucha utilidad para calcular la

posible evolución del gas en una situación específica, principalmente por que la

medición es hecha a una temperatura estándar de 37.8 °C y a una razón fija de

gas/liquido.

Para este propósito, el TVP es mucho más útil y, como ya hemos mencionado, en

algunos casos existe correlación entre TVP, RVP y temperatura.

1.2. INFLAMABILIDAD.

1.2.1 Generalidades

En el proceso de quemado, los gases de hidrocarburo reaccionan con el oxígeno

en el aire para producir dióxido de carbono y agua. La reacción produce suficiente

calor para formar una llama, la cual se desplaza a través de la mezcla de gas de

hidrocarburo y aire. Cuando el gas que está encima de un liquido hidrocarburo es

prendido, el calor producido usualmente es suficiente para evaporar gas fresco y

mantener la llama, por lo que se dice que el líquido está ardiendo. De hecho, es el

gas el que arde y es continuamente alimentado por el líquido.

1.2.2. Limites de inflamabilidad

Una mezcla de gases de hidrocarburo y aire no puede ser encendida y quemada a

menos que sus componentes estén dentro de un rango de gas/aire en las

concentraciones conocidas como rango de inflamabilidad. El límite inferior de este

rango, conocido como el Límite Inferior de inflamabilidad (LFL), es la





31

concentración de hidrocarburos bajo la cual hay insuficiente gas de hidrocarburo

para soportar y propagar la combustión. El Límite Superior del rango, conocido

como Limite Superior de Inflamabilidad (UFL), es la concentración de hidrocarburo

sobre la cual hay insuficiente aire para soportar y propagar la combustión.

Los límites de inflamabilidad varían en los gases de hidrocarburo puro y en los de

las mezclas de gas derivados de los diferentes líquidos del petróleo. Las mezclas

de gas del petróleo crudo, gasolina para motor o de aviación y la gasolina natural,

pueden ser representadas respectivamente por los gases de hidrocarburo puro

propano, butano y pentano. La tabla 1.1. muestra los límites de inflamabilidad

para estos tres gases. Esta también muestra la disolución en aire necesaria para

llevar una mezcla de 50% por volumen de cada uno de estos gases en el aire a su

LFL. Este tipo de información es bastante relevante para facilitar la dispersión de

vapores para una concentración no-inflamable en la atmósfera.

En la práctica, el Límite Inferior y Superior de inflamabilidad del petróleo

transportado en los tanqueros puede, para propósitos generales, ser tomado como

1% y 10% por volumen respectivamente.

Gas

Límites de Inflamabilidad %

volumen hidrocarburos en el aire

Número de

disoluciones con el

mismo volumen de

aire para reducir la

mezcla del 50% por

volumen a LFL

Superior Inferior

Propano 9.5 2.2 23

Butano 8.5 1.9 26

Pentano 7.8 1.5 33

Tabla 1.1 - Límites de inflamabilidad del propano, butano y pentano





32

1.2.3. Efecto del Gas Inerte sobre la inflamabilidad

Cuando un gas inerte, típicamente gas de combustión, es agregado a una mezcla

de gas hidrocarburo y aire, el resultado es que incrementa el límite inferior de

inflamabilidad de la concentración de hidrocarburos y disminuye la concentración

para el límite superior de inflamabilidad. Este efecto está ilustrado en la figura 1.1,

la cual debe ser considerada únicamente como una guía del principio involucrado.

Cada punto en el diagrama representa una mezcla de gas hidrocarburo/aire/y gas

inerte, expresada en términos del contenido de gas hidrocarburo y oxígeno. Las

mezclas de gas hidrocarburo/aire sin gas inerte recorren la línea AB, cuya

pendiente refleja la reducción en el contenido de oxígeno con el incremento del

contenido del gas hidrocarburo. Los puntos a la izquierda de la línea AB

representan mezclas con contenido de oxigeno aún más reducido por la adición

de gas inerte.

Los Límites Inferior y Superior de inflamabilidad para mezclas de gases de

hidrocarburo en aire están representados por los puntos C y D. A medida que el

contenido de gas inerte aumenta, el límite inflamable de la mezcla cambia como lo

indican las líneas CE y DE, las cuales finalmente convergen en el punto E.

Únicamente las mezclas representadas por los puntos en el área sombreada

dentro de la curva CED están en condición de arder.





33

FIGURA 1.1 – Diagrama de composición de la inflamabilidad del

hidrocarburo mezclado con gas, aire y gas inerte

En este diagrama, los cambios de composición debido a la adición de aire o gas

inerte, están representados por movimientos a lo largo de las líneas rectas

direccionadas hacia el punto A (aire puro), o hacia un punto sobre el eje del

contenido de oxígeno correspondiendo a la composición del gas inerte agregado.

Dichas líneas están mostrando las mezclas de gas representadas por el punto F.





34

Es evidente en la figura 1.1. que, a medida que se agrega gas inerte a la mezcla

de gas de hidrocarburo/aire, el rango de inflamabilidad decrece progresivamente

hasta que el contenido de oxígeno alcanza un nivel, generalmente aceptado como

11% por volumen, cuando la mezcla no puede arder. El valor de 8% por volumen

de oxígeno especificado en esta guía para una mezcla de gas inertizada, permite

un margen de seguridad superior al de este valor.

Cuando una mezcla inerte, semejante a la representada por el punto F, es diluida

por con aire, su composición se mueve sobre la línea FA y entra al área

sombreada de mezclas inflamables. Esto significa que todas las mezclas inertes

en la región encima de la línea GA pasa a condición de inflamables cuando se

mezclan con el aire, por ejemplo, durante la operación de liberación de gases en

un tanque.

Aquellas mezclas bajo la línea GA, como la representada por el punto H, no se

convierten en inflamables con la dilución. Puede notarse que es posible moverse

desde una mezcla F a una H por dilución con gas inerte adicional (i.e. purgando

para remover el gas del hidrocarburo).





35

FIGURA 1.1A – Diagrama de composición de la inflamabilidad del

hidrocarburo mezclado con gas, aire y gas inerte

1.2.4. Pruebas de inflamabilidad

Ya que las mezclas de gas hidrocarburo/aire son inflamables dentro de una gama

comparativamente estrecha de concentración de gas hidrocarburo en el aire, y la

concentración en el aire es dependiente de la presión del vapor, en principio,

debería ser posible desarrollar una prueba para la inflamabilidad midiendo la

presión del vapor. En la práctica, muy amplia gama de productos del petróleo, y el

rango de temperaturas en que se manejan, no ha permitido el desarrollo de una

prueba simple para este propósito.

En ves de esto, la industria del petróleo utiliza dos métodos estándares. Uno es la

prueba de presión de vapor de Reid y la otra es la prueba del punto de

inflamación, que mide la inflamabilidad directamente. Sin embargo, con algunos





36

petróleos residuales, se ha demostrado que la prueba del punto de inflamación no

proporciona siempre una indicación directa de la inflamabilidad.

1.2.5 Punto de inflamación

En esta prueba, una muestra del líquido se calienta gradualmente en un pote

especial y se aplica una pequeña llama momentánea y repetidas veces a la

superficie del líquido. El punto de inflamación es la temperatura líquida más baja

en la cual la llama pequeña inicia una llamarada a través de la superficie del

líquido, indicando entonces la presencia de una mezcla inflamable del gas/aire

sobre el líquido. Para todos los petróleos, excepto algunos residuales, esta mezcla

de gas/aire se acerca bastante al Límite Inferior de Inflamabilidad.

Hay muchas formas diversas de aparatos para medir el punto de inflamación, pero

todos caben en dos clases. En una, la superficie del líquido está

permanentemente abierta a la atmósfera a medida que el líquido se calienta y el

resultado de tal prueba es conocido como “punto de inflamación de copa abierta”.

En la otra clase, el espacio sobre el líquido se mantiene cerrado a excepción de

los breves momentos en que la llama incendiaria se introduce a través de una

pequeña abertura. El resultado de esta clase de prueba se llama “punto de

inflamación de copa cerrada”.

Debido a la mayor pérdida de gas a la atmósfera en la prueba abierta, el punto de

inflamación de un líquido del petróleo es siempre un poco más alto (alrededor de 6

°C) que el punto de inflamación medido con copa cerrada. La menor pérdida de

gas en la prueba de copa cerrada también conduce a un resultado mucho más

constante que el obtenido en la prueba de copa abierta. Por esta razón, el método

de la copa cerrada es generalmente preferido y se utiliza en esta guía cuando se

considera la clasificación del petróleo. Sin embargo, los valores de prueba de





37

copa abierta se pueden encontrar todavía en la legislación de varias

administraciones nacionales, en reglas de las sociedades clasificadoras y en otros

documentos.

1.2.6 Clasificación de la flamabilidad del petróleo

Hay muchos esquemas para dividir la gama completa del petróleo en diversas

clases de inflamabilidad basadas en el punto de inflamación y la presión del vapor

y hay una variación considerable en estos esquemas entre los países.

Usualmente, el principio básico es considerar si se puede formar una mezcla

inflamable de gas hidrocarburo/aire en el espacio sobre el líquido cuando este está

a la temperatura ambiente.

Generalmente, en esta guía, ha sido suficiente agrupar el petróleo en dos

categorías llamadas no volátiles y volátiles, definidas en términos del punto de

inflamación como sigue:

No-Volátil

Punto de inflamación de 60 °C o por encima, según lo determinado por el método

de prueba de copa cerrada. Estos líquidos producen, cuando están a temperatura

ambiente normal, concentraciones de gas en equilibrio debajo del límite inferior de

inflamabilidad. Incluyen los fuel-oil destilados, los combustibles pesados y el

diesel. Sus valores RVP están por debajo de 0.007 bares y generalmente no se

miden.

Volátil





38

Punto de inflamación por debajo de 60 °C, según lo determinado por el método de

prueba de copa cerrada. Algunos petróleos en esta categoría son capaces de

producir una mezcla de gas/aire dentro del rango inflamable cuando se encuentran

en una cierta parte del rango de temperaturas ambiente normales, mientras que la

mayor parte del resto de productos producen mezclas de gas/aire por encima del

Límite superior de inflamabilidad para toda temperatura ambiente normal. Como

ejemplos de lo anterior tenemos los combustibles de jet y el keroseno y, por

último, la gasolina y la mayoría de los petróleos crudos. En la práctica, los

gasolinas y los petróleos crudos con frecuencia se manejan antes de lograr las

condiciones de equilibrio por lo que puede haber presente mezclas de gas/aire en

el rango de inflamabilidad.

La escogencia de 60 °C como punto de inflamación para el criterio de división

entre líquidos volátiles y no volátiles es hasta cierto punto arbitraria. Puesto que se

admiten precauciones menos rigurosas para los líquidos no volátiles, es esencial

que bajo ninguna circunstancia un líquido no volátil pueda ser capaz de producir

una mezcla inflamable de gas/aire así sea inadvertidamente. Por lo tanto, la línea

divisoria debe ser escogida teniendo en cuenta factores tales como inexactitud de

la temperatura, en la medida del punto de inflamación y la posibilidad de

contaminación con material de mayor volatilidad. El valor 60 °C para el del punto

de inflamación por el método de prueba de la copa cerrada tiene en cuenta

ampliamente estos factores y es compatible con las definiciones adoptadas

internacionalmente por IMO y por varios cuerpos reguladores a través del mundo.

1.3. DENSIDAD DE LOS GASES DE HIDROCARBUROS

Las densidades de las mezclas de gas emanados del petróleo, sin diluir con aire,

son todas mayor que la densidad del aire. Por lo tanto, en las operaciones de





39

manejo de la carga se presentan efectos de capas que pueden generar

situaciones peligrosas.

La tabla 1.2 da las densidades del gas relativas al aire para los tres gases puros

de hidrocarburo, propano, butano y pentano, los cuales representan a grosso

modo las mezclas de gases que son producidos respectivamente por los petróleos

crudos, por las gasolinas de motor o aviación y por gasolinas naturales. Estas

figuras no cambian perceptiblemente si el gas inerte se substituye por el aire.

Densidad relativa del aire

GAS

Hidrocarburo Puro

50% por volumen

de

hidrocarburo/50%

por volumen de

aire

Mezcla de Límite

bajo de

inflamabilidad

Propano 1.55 1.25 1.0

Butano 2.0 1.5 1.0

pentano 2.5 1.8 1.0

Tabla 1.2 Densidad Relativa del Aire

Se observa que la densidad del gas no diluido de un producto tal como gasolina

de motor es casi dos veces la del aire, y con respecto a un petróleo crudo típico

cerca de 1.5 veces. Estas altas densidades, y los efectos de capas que resultan

de ellas, son solamente significativos mientras el gas permanezca concentrado.

Cuando se diluye con aire, la densidad de la mezcla del gas/aire de los tres tipos

se acerca a la del aire y, en el límite inferior de inflamabilidad, es indistinguible de

él.





40

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO I

1. La presión de vapor de un compuesto puro depende únicamente de:

a. Temperatura

b. Densidad

c. Viscosidad

d. Ninguna de las anteriores

2. La temperatura de una mezcla de petróleo y su presión de vapor verdadera

(TVP) se relaciona de forma:

a. Directamente proporcional

b. Inversamente proporcional

c. No se relacionan


3. Categorías en las cuales se agrupa el petróleo, dependiendo del punto de

inflamación:

a. Denso y NO Denso

b. Iónico y Covalente

c. Volátil y No Volátil

d. Ninguna anteriores





41

4. Son llamados los rangos de flamabilidad:

a. Limite de Control Superior e Inferior

b. Limite de Inflamabilidad Superior e Inferior

c. Limite de Incineración Superior e Inferior

d. ninguna de las anteriores

5. Prueba para medir el punto de inflamación del hidrocarburo

a. Prueba de inflamación de Copa Abierta

b. Prueba de inflamación de Copa Cerrada

c. Ninguna de las Anteriores

d. Todas las Anteriores





42

CAPITULO II

2. PELIGROS DEL PETROLEO

2.1 Inflamabilidad

La inflamabilidad es un riesgo primario en el manejo del petróleo que está siempre

presente.

2.2 Densidad

Los gases de la mayoría de los petróleos son más pesados que el aire por lo que

el manejo de las cargas de petróleo deben tomar en cuenta el peligro que esta

característica representa.

2.3 Toxicidad

2.3.1 Introducción

La toxicidad es el grado de daño que una sustancia o una mezcla de sustancias

puede ocasionar a los seres humanos. Toxicidad es igual a venenoso.

Las sustancias tóxicas pueden dañar a los seres humanos de tres maneras

principales: por ingestión, por contacto con la piel (absorción), y a través de los

pulmones (inhalación). Las sustancias tóxicas pueden tener efectos locales, tales

como la irritación de la piel u ojos, pero también pueden afectar otras partes del

cuerpo más distantes (efectos sistémicos. El propósito de esta sección es describir

los efectos nocivos asociados a las sustancias tóxicas a las cuales el personal que





43

trabaja en las operaciones de los tanqueros están probablemente más expuestas;

Indicar las concentraciones en las cuales se espera que esos efectos nocivos

ocurran en seres humanos a través de una exposición simple o repetida; y

describir los procedimientos para reducir los riesgos de tal exposición. Aunque no

es estrictamente un problema de toxicidad, los efectos de la deficiencia del

oxígeno también son descritos.

2.3.2 Petróleo líquido

2.3.2.1 Ingestión

El petróleo tiene una baja toxicidad oral, pero cuando se ingiere causa gran

malestar y náuseas. Existe la posibilidad que, al vomitar, el petróleo pase a los

pulmones pudiendo ocasionar serias consecuencias, especialmente con productos

de alta volatilidad, como la gasolina y el kerosén.

2.3.2.2 Absorción

Muchos productos de petróleo, especialmente los más volátiles, causan irritación y

eliminan aceites esenciales de la piel, produciendo dermatitis, cuando entran en

contacto con esta. También pueden causar irritación de los ojos. Algunos

petróleos pesados pueden causar serios desórdenes de la piel con el contacto

prolongado y repetido.

El contacto directo con el petróleo siempre se debe evitar usando el equipo

protector apropiado, especialmente guantes impermeables y anteojos.





44

2.3.3 Gases de Petróleo

2.3.3.1 Inhalación

Inhalar cantidades comparativamente pequeñas de gas de petróleo, pueden

causar síntomas como disminución de la responsabilidad y mareos similares a una

intoxicación, acompañada de dolor de cabeza e irritación de los ojos. La inhalación

de una cantidad excesiva puede ser fatal.

Estos síntomas pueden ocurrir en concentraciones muy por debajo del Límite

Inferior de inflamabilidad. Sin embargo, los gases del petróleo varían en sus

efectos fisiológicos y la tolerancia humana a estos efectos también varía

extensamente. No se debe asumir que, porque las condiciones pueden ser

toleradas, las concentraciones de gas están dentro de límites seguros.

El olor de las mezclas del gas del petróleo es muy variable y en algunos casos los

gases pueden embotar el sentido del olfato. La incapacidad de oler es

especialmente probable, y particularmente peligrosa, si la mezcla contiene el

sulfuro del hidrógeno.

La ausencia de olor no debe ser tomada como indicador de ausencia de gas.

2.3.3.2 Límites de exposición

Los peligros tóxicos a los cuales el personal está expuesto en las operaciones de

los tanqueros se deben casi enteramente a la exposición a los gases de diferentes

clases.





45

Varios indicadores se utilizan para caracterizar los efectos de los vapores tóxicos

en varias concentraciones, y a muchas sustancias se les ha asignado Valores

Límites de Umbral (TLV), algunas veces llamado Límite de Exposición Permisible

(PEL). Sin embargo, este último término se ha descontinuado en esta publicación

ya que los procedimientos operacionales se deben dirigir a reducir la exposición

del personal a un mínimo y no a un nivel permitido.

Los límites de exposición establecidos por las organizaciones internacionales, las

administraciones nacionales, o por estándares reguladores locales no debe ser

excedido.

Agencias de la industria y las compañías petroleras se refieren a menudo a la

Conferencia Americana de Higienistas Industriales Gubernamentales (ACGIH), la

cual ha establecido pautas en los límites que se espera protejan al personal contra

los vapores dañinos en el ambiente de trabajo. Los valores establecidos son

expresados como valores límites de umbral (TLV) en partes por millón (ppm) por

volumen de gas en el aire.

A pesar del hecho que es poco probable que se presente serios efectos en la

salud como resultado de la exposición a las concentraciones de TLV, estos

valores son solamente guías. La mejor práctica es mantener las concentraciones

de todos los contaminantes atmosféricos tan bajos como sea razonablemente

practicable (ALARP).

En el texto siguiente, se utiliza el término TLV-TWA (Tiempo promedio medido).

Debido a que son promedios, el TWA asume exposiciones a corto plazo por

encima del TLV-TWA que no son suficientemente altas para causar lesión a la

salud y que son compensados por exposiciones equivalentes por debajo del TLV-

TWA durante el día laboral convencional de 8 horas.





46

2.3.3.3 Efectos

Los efectos principales de bajas concentraciones de gas de petróleo en las

personas son dolores de cabeza e irritación de ojos, así como disminución del

juicio y vértigos similares a la intoxicación. En altas concentraciones, éstos

conducen a la parálisis, insensibilidad y a la muerte.

La toxicidad de los gases del petróleo puede variar ampliamente dependiendo de

los componentes principales de los gases. Así mismo la toxicidad puede ser

influenciada notablemente por la presencia de algunos componentes menores

como hidrocarburos aromáticos (e.g. benceno) y sulfuro de hidrógeno (H2S). Para

los vapores de gasolina se ha establecido un TLV-TWA de 300 ppm,

correspondiendo a cerca del 2% LFL. Este valor puede utilizarse como una guía

general para los gases del petróleo pero no se debe aplicar a las mezclas que

contengan benceno o sulfuro de hidrógeno.

2.3.4 Hoja de datos de seguridad de materiales (MSDS)

Para asistir a las tripulaciones de los buques en su preparación para el manejo de

cargas tóxicas, la IMO ha urgido a los Gobiernos a que garanticen que los buques

porten las hojas de datos de seguridad de materiales para las cargas pertinentes.

El MSDS debe indicar el tipo y las probables concentraciones de componentes

peligrosos o tóxicos en la carga o el combustible a ser cargados, particularmente

H2S y benceno.

El MSDS se debe basar en el formato estándar de IMO.





47

El vendedor o embarcador es el responsable de proporcionar el debido MSDS al

personal del buque antes que este comience a cargar el combustible o la carga.

Es responsabilidad del barco suministrar al receptor de la carga la correspondiente

MSDS del producto a descargar. El buque también debe informar al Terminal y a

los inspectores si la carga anterior contenía o no algunas sustancias tóxicas.

El contenido de una MSDS no garantiza que todos los componentes peligrosos o

tóxicos de la carga o combustible embarcado han sido identificados o se han

documentado. La ausencia de una MSDS no se debe tomar como indicativo de

ausencia de componentes peligrosos o tóxicos. Los operadores deben tener

procedimientos establecidos para determinar la presencia de componentes tóxicos

que se espera contenga la carga.

2.3.5 Benceno y otros hidrocarburos aromáticos

2.3.5.1 Hidrocarburos aromáticos Los hidrocarburos aromáticos incluyen el benceno, el tolueno y el xileno. Éstas

sustancias son componentes, en cantidades que varían, en muchos embarques de

petróleo tales como gasolinas, componentes para mezclas de gasolina, aditivos,

naftas, solventes de punto de ebullición especial, substitutos del aguarrás,

alcoholes blancos y petróleo crudo.

Con la excepción del benceno, los peligros para la salud derivados de los

hidrocarburos aromáticos no se han establecido completamente, pero se

recomienda que el personal involucrado en las operaciones de cargue de

productos que los contenga sigan las precauciones y los procedimientos descritos

para un cargue cerrado y medición y muestreo para reducir la exposición al





48

mínimo. El TLV del vapor de un hidrocarburo aromático es generalmente menor

que el de otros hidrocarburos.

El proveedor debe avisar al tanquero el contenido del hidrocarburo aromático en la

carga a embarcar.

2.3.5.2 Benceno

La exposición a las concentraciones de los vapores del

benceno aún en algunas partes por millón en aire puede

afectar la médula de los huesos y puede causar anemia y

leucemia.

La IMO ha establecido estándares mínimos para los buques que transportan

líquidos al granel con un contenido de benceno de 0.5% o más. (Ver la bibliografía

para “Estándares de Seguridad Mínimos Revisados para Buques que Transportan

Líquidos al Granel que contienen Benceno”.) Estos cubren los requerimientos para

el intercambio de información sobre la carga por MSDS, los límites de exposición

ocupacional, monitoreo de la calidad del aire, equipo de protección personal y su

mantenimiento, supervisión médica, y precauciones durante las operaciones de

cargue. La información sobre las cargas que contienen benceno en MARPOL

anexo I se entrecruza con la información sobre las precauciones que se deben

seguir según lo definido en MARPOL anexo II y los códigos IBC y BCH.

La guía siguiente utiliza los límites operacionales de exposición establecidos por

los estándares de IMO y proporciona información general sobre las precauciones

a adoptar por los petroleros que transportan cargas conteniendo benceno en

menores concentraciones.





49

El benceno presenta sobre todo peligro por inhalación. No es detectable al olfato

ya que su umbral de olor es muy superior al TLV-TWA.

La exposición a concentraciones superiores a 1.000 ppm puede conducir a la

inconsciencia e incluso a la muerte. El benceno también puede absorberse a

través de la piel y es tóxico si es injerido.

Límites de exposición

La IMO establece el TLV-TWA para el benceno como 1 ppm durante ocho horas.

Sin embargo, los procedimientos de trabajo deben procurar garantizar que se

logren las concentraciones más bajas posibles en los sitios de trabajo.

Equipo de Protección Personal (EPP)

Se debe exigir al personal el uso de equipo de protección respiratoria durante las

siguientes circunstancias:

Siempre que haya riesgo de ser expuesto a vapores de benceno en exceso

del TLV-TWA.

Cuando haya probabilidad de exceder el TLV-TWA especificado por las

autoridades nacionales o internacionales.

Cuando no se pueda realizar monitoreo.

Cuando por alguna razón no se puedan realizar operaciones cerradas.

El equipo de protección respiratoria a ser usado en algún momento, será

determinado por el operador del buque, pero no deberá estar por debajo de los





50

requerimientos de la IMO. La necesidad de utilizar el equipo de protección

respiratoria puede ser extendida, por regulaciones locales o por los

procedimientos de la Compañía, al personal no directamente involucrado en las

operaciones de cargue.

Los operadores de los buques deben tener en cuenta que los gasómetros a bordo

de los petroleros únicamente proveen lecturas puntuales y que el personal puede

experimentar concentraciones de vapor en exceso de las lecturas obtenidas. Por

lo tanto, se debe tener cuidadosa consideración al escoger el equipo de protección

respiratoria a emplearse en una tarea específica.

Los operadores de buques deben mantener registros de todo el personal

involucrado en el manejo de carga que contiene benceno. El personal que ejecuta

operaciones tales como muestreo y medición de carga, o desconexión de las

mangueras de cargue después de la transferencia, debe conocer el contenido de

benceno.

Entrada a tanques

Antes de entrar a un tanque en el que recientemente se ha transportado productos

de petróleo que contenían benceno, se deben realizar pruebas para saber las

concentraciones de benceno. Esto en adición a los requerimientos para entrada a

espacios confinados.

2.3.6 Sulfuro de hidrógeno (H2S)

El sulfuro del hidrógeno (H2S) es un gas muy tóxico, corrosivo e inflamable. Tiene

un umbral de olor muy bajo distintivo a huevos podridos. El H2S es incoloro, más

pesado que el aire, tiene una densidad relativa de 1.189, y es soluble en agua.





51

2.3.6.1 Fuentes del sulfuro de hidrógeno (H2S)

Muchos petróleos crudos salen de los pozos con altos niveles de H2S, pero un

proceso de estabilización usualmente reduce este nivel antes que el petróleo sea

embarcado. Sin embargo, la estabilización puede reducirse temporalmente

algunas veces y el buque puede recibir la carga con un contenido del H2S más alto

de lo usual o esperado. Además, algunos crudos nunca se estabilizan y siempre

contienen altos niveles del H2S.

El H2S también se puede encontrar en productos refinados tales como nafta, fuel-

oil, bunker, alquitranes y gasolinas.

La carga y el combustible no se deben tratar como libres de H2S hasta finalizar su

embarque y se confirme la ausencia del H2S por monitoreo y la información

relevante del MSDS.

2.3.6.2 Concentraciones esperadas

Es importante distinguir entre la concentración del H2S en la atmósfera,

expresada en ppm por volumen, y la concentración en el líquido, expresado en

ppm por peso.

No es posible predecir la probable concentración de H2S en un vapor de petróleo

en relación con la concentración dada en el líquido, pero como ejemplo, se ha

demostrado que un crudo que contiene 70 ppm (por peso) de H2S, produce una

concentración de 7.000 ppm (por volumen) en la corriente del gas que sale del

respiradero del tanque.





52

Normalmente, se considera necesario tomar precauciones contra altas concentraciones de H2S si el contenido en el vapor es 5 ppm por volumen o mayor.

Los efectos del H2S en varias concentraciones en el aire se muestran en la tabla

2.1.

La concentración del H2S en vapor son muy variantes y dependen de factores

tales como:

Contenido líquido del H2S.

Cantidad de circulación de aire.

Temperatura del aire y del líquido.

Nivel líquido en el tanque.

Cantidad de agitación.

2.3.6.3 Límites de Exposición

El TLV-TWA para el H2S es 5 ppm durante un período de ocho horas. Sin embargo, los procedimientos de trabajo deben buscar garantizar la menor concentración posible de gas en los sitios de trabajo.

2.3.6.4 Procedimientos para Manejo de Cargas y combustibles con contenido de H2S

Las siguientes precauciones deben seguirse al manejar cargas y combustibles que

puedan contener concentraciones peligrosas del H2S. También deben seguirse





53

cuando se esté lastrando, limpiando o desgasificando tanques que previamente

contuvieron una carga con H2S.

CONCENTRACION DE H2S

(ppm POR VOLUMEN EN EL AIRE)

EFECTOS FISIOLOGICOS

0.1 -0.5 ppm

Primero es detectable por el olor

10 ppm Puede causar nauseas, irritación

mínima de los ojos.

25 ppm

Irritación de ojos y del tracto

respiratorio. Olor fuerte

50 – 100 ppm

El sentido del olor comienza a decaer.

La exposición prolongada a

concentraciones de 100 ppm induce un

aumento gradual en la severidad de

estos síntomas. Puede ser fatal entre 4

y 48 horas de exposición.

150 ppm Pérdida del sentido del olfato entre 2 y

5 minutos.

350 ppm

Puede ser fatal en 30 minutos de

inhalación.

700 ppm

Rápidamente induce a la inconciencia

(en pocos minutos) y a la muerte.

Causa ataques, pérdida de control

intestinal y la vejiga. Se detiene la

respiración resultando en fatalidad si





54

no es rescatado prontamente.

> 700 ppm

Fatalidad inmediata

Nota: Las personas sobre expuestas al vapor del H2S deben ser llevadas a un

sitio de aire fresco cuanto antes.

Los efectos adversos del H2S se pueden revertir y la probabilidad de salvar la

vida de las personas aumenta si se toma acción prontamente.

Tabla 2.1 – Efectos típicos de la exposición al sulfuro de hidrógeno (H2S)

Monitoreo del Vapor

En todos los sitios de trabajo se debe monitorear los niveles de exposición usando

los instrumentos convenientes para detectar y medir la concentración del gas.

Las altas concentraciones del gas y su naturaleza corrosiva pueden tener un

efecto perjudicial sobre muchos instrumentos electrónicos. Igualmente,

concentraciones bajas de H2S por largo tiempo también pueden tener un efecto

perjudicial en los instrumentos electrónicos. Por lo tanto, si es necesario, se deben

utilizar tubos detectores para monitorear una alta concentración esperada o

conocida.

Los tanques del combustible se deben monitorear antes, durante y después de su

embarque. Si se ha detectado H2S, el tanque se debe monitorear periódicamente.

Aunque la concentración de vapor en el tanque se puede bajar por ventilación de

aire forzado, esta a menudo aumenta otra vez cuando el combustible es

calentado, transferido o agitado.





55

En caso de existir H2S, el puente, la sala de mando, las áreas de máquinas y las

acomodaciones deben monitorearse. Los sistemas de ventilación se deben operar

tan lejos como sea posible para prevenir que entren vapores de H2S a las

acomodaciones y al cuarto de máquinas. Las concentraciones bajas de H2S

pueden causar malestar al personal con el tiempo.

Se hace énfasis en el uso de detectores personales de H2S por aquellas personas

encargadas de las operaciones de embarque. Éstos instrumentos pueden disparar

una alarma en un nivel preestablecido o proporcionar una lectura del H2S junto

con una alarma. Se recomienda que la alarma se preestablezca en 5 ppm. El

personal siempre debe utilizar detectores personales cuando trabaje en espacios

encerrados, cuando esté midiendo o tomando muestras, al entrar al cuarto de

bombas, al conectar y desconectar mangueras, al limpiar filtros, al drenar tanques

para su abertura y al recoger derrames de productos que contengan H2S en

exceso del TLV-TWA.

Los indicadores pasivos de muestreo dan una indicación visual inmediata cuando

se detecta peligro por un químico específico o cuando se excede el límite de

exposición segura establecido. Solamente deben ser usados en trabajos de

higiene industrial, por ejemplo como muestreo de áreas y para la determinación de

la exposición del personal en un periodo de tiempo. Nunca deben ser utilizados

como parte del equipo de protección personal.

Equipo de Protección Personal (EPP) Se debe definir procedimientos para el uso del equipo de protección respiratoria

cuando se espera que las concentraciones de vapor excedan el TLV-TWA (5 ppm

por volumen en el aire)





56

Se debe considerar el suministro de Equipos Respiratorios para Escape de

Emergencia (EEBD) al personal que trabaja en áreas peligrosas. Son portátiles y

de muy fácil colocación en caso que se detecte gas.

Se debe exigir el uso de equipo de respiración en las siguientes circunstancias:

Siempre que haya riesgo de exposición a vapores de H2S en exceso del

TLV-TWA.

Cuando el TLV-TWA especificado por autoridades nacionales o

internacionales sea excedido o es probable que se exceda.

Cuando no pueda realizarse monitoreo.

Cuando no se puedan realizar operaciones cerradas y las concentraciones

de H2S puedan exceder el TLV-TWA.

Procedimientos de la compañía y del Terminal.

El Sistema de Gestión de la Seguridad del tanquero y del manual de Operaciones

del Terminal, deben incluir instrucciones y procedimientos para garantizar la

seguridad de las operaciones en el manejo de cargas y combustibles que puedan

contener H2S. Los requerimientos funcionales deben incluir, pero no limitarse a:

Entrenamiento de toda la tripulación sobre los peligros del H2S y las

precauciones que se deben tomar para reducir los riesgos a niveles

aceptables.

Procedimientos seguros para todas las operaciones.

Procedimientos para la prueba de gases y el monitoreo de la atmósfera.

Procedimientos de mantenimiento para los sistemas de cargue.

Requisitos de los EPP.

Planes de contingencia.





57

Medidas de respuesta a emergencias.

Medidas de protección contra la exposición a visitantes.

2.3.6.5 Procedimientos adicionales para el manejo de cargas con concentraciones muy altas de H2S

Las compañías y los terminales deben elaborar procedimientos adicionales para el

manejo de cargas con niveles muy altos de H2s (100 ppm en el vapor se considera

como umbral razonable.)

Siempre que pueda haber altas concentraciones de H2S, se debe disponer de

Equipos Respiratorios para Escape de Emergencia (EEBD) para todo el personal

que trabaje en las áreas de riesgo, quienes ya deben poseer un detector personal

de H2S.

Se debe enseñar al personal que, si la alarma se dispara, deberán colocarse

inmediatamente el EEBD y salir del área hacia un sitio frente al viento. Deben

avisar a la estación de control sobre la alta concentración del gas para que estos

activen los procedimientos apropiados.

Cuando se sabe que hay H2S y es necesario abrir el sistema de cargue sin que se

pueda garantizar una atmósfera libre de gas, se deberán usar equipos de

respiración autónomos. Se incluyen las siguientes actividades:

Calibración y muestreo abiertos.

Remoción de flanches ciegos para la conexión de mangueras o brazos de

cargue, o remoción de mangueras para colocar los flanches ciegos.

Limpieza de Filtros.

Drenaje de líneas a bandejas destapadas.





58

Recolección de derrames.

Los procedimientos solamente deben permitir el uso de aire suministrado por

equipos de aire autónomo. No se debe incluir el uso de cartuchos químicos como

protección respiratoria contra el gas H2S, ya que la concentración del vapor del

gas en el aire puede exceder la capacidad operacional del respirador utilizado.

2.3.6.6 Corrosión

El H2S es muy corrosivo por lo que los programas de inspección y mantenimiento

se deben intensificar si existe la probabilidad de tener altas concentraciones de

H2S presentes.

Los asientos de la válvula de presión y vacío hechos de cobre son más propensos

a fallar que los asientos de acero inoxidable.

Los medidores mecánicos de tanque son más propensos a fallar puesto que el

H2S tiene un efecto perjudicial en los resortes de tensión de acero inoxidable y en

metales tales como cobre y bronce. Puede ser necesario incrementar el inventario

de las piezas de repuesto.

Los componentes de computadoras e instrumentos hechos de plata y oro son

altamente afectados incluso por bajas concentraciones de H2S.

2.3.6.7 Molestias Generales

Además de ser un peligro para la salud, el olor del H2S también se considera una

molestia pública. La mayoría de las regulaciones ambientales locales limitan o

prohíben la expulsión de H2S a la atmósfera lo que es en sí mismo una buena





59

práctica. Por lo tanto es la presión de los tanques dentro de límites bajos

aceptables.

La presión de vapor del tanque aumentará rápidamente si este es expuesto al

calor o se agita el producto.

Las operaciones de lavado con crudo (COW) pueden aumentar rápidamente la

presión del vapor por lo que deben comenzar con una presión baja, manteniendo

una rata alta de descarga preferiblemente.

2.3.7 Mercaptanos

Son gases incoloros y olorosos, generados naturalmente por la degradación de

organismos naturales. Su olor se ha comparado a repollo podrido. Los

Mercaptanos se pueden dar en tanques donde ha permanecido agua de mar

debajo de una carga de petróleo o en tanques con residuos aceitosos y agua,

como en los tanque de lastre sucio después de ser drenados de manera

incompleta. También se encuentran en plantas de tratamiento de aguas e

instalaciones de tratamiento del lastre.

Los Mercaptanos también están presentes en los vapores de cargas de pentano

plus y en algunos crudos. Se utilizan como agente odorisante en el gas natural.

Los Mercaptanos se pueden detectar por el olor en concentraciones por debajo de

0.5 ppm, aunque no se experimentan efectos a la salud hasta que la

concentración es varias veces mayor que este.

Los efectos iniciales de los mercaptanos en la gente son similares a los causados

por exposición al H2S, como irritación de pulmones, ojos, nariz y garganta. Si la





60

concentración es muy alta puede presentarse inconsciencia y puede ser necesario

suministrar oxigeno.

2.3.8 Gasolinas que contiene plomo Tetraetil (TEL) o Tetrametil Plomo (TML)

Las cantidades de plomo tetraetil o tetrametil normalmente agregadas a las

gasolinas normalmente son insuficientes para considerar los gases de estos

productos como más tóxicos que las gasolinas sin plomos. El efecto de los gases

de las gasolinas con plomo son similares a los gases de petróleo.

2.3.9 Gas inerte 2.3.9.1 General

El gas inerte es usado principalmente para controlar la atmósfera en los tanques

de carga, evitando la formación de mezclas inflamables. El primer requisito de un

gas inerte es un bajo contenido de oxigeno. Sin embargo, su composición puede

variar.

2.3.9.2 Componentes tóxicos

El peligro principal asociado con el gas inerte es su bajo contenido de oxigeno. Sin

embargo, el gas inerte producido por combustión, ya sea producido por el

funcionamiento de una caldera o en un generador de gas inerte, contendrá trazas

de varios gases tóxicos que pueden incrementar el peligro para el personal

expuesto.





61

Sin embargo, las precauciones recomendadas no incluyen el requisito de medir

las concentraciones de los constituyentes menores del gas. Esto porque al liberar

los gases de la atmósfera de un tanque de carga de hidrocarburos con una

concentración de 2% por volumen al 1% del LFL, hasta obtener 21% de oxigeno

por volumen, es suficiente para diluir los gases tóxicos por debajo de su TLV-

TWA.

2.3.9.3 Óxidos nitrosos

Los gases de combustión contienen típicamente cerca de 200ppm por volumen de

óxidos nitrosos mezclados. La mayoría es óxido nítrico (NO), el cual no es

removido en el lavadero de agua. El óxido nítrico reacciona lentamente con el

oxigeno, formando dióxido de nitrógeno (NO2). Mientras el gas esta en el tanque,

la concentración de óxido de nitrógeno disminuye a 10-20 ppm en un periodo de 1

a 2 días, mientras que el dióxido de nitrógeno, que es más soluble, se diluye en el

agua o por condensación, produciendo ácido nítrico y nitroso. Una mayor

disminución por debajo de este nivel es muy lenta.

El óxido nítrico es un gas incoloro con poco olor en su TLV-TWA de 25 PPM. El

dióxido del nitrógeno es más tóxico con un TLV-TWA de 3 PPM.

2.3.9.4 Dióxido de sulfuro

El humo producido por la combustión de un fuel-oil que tiene un contenido

altamente sulfuroso contiene típicamente cerca de 2.000 PPM de dióxido de

sulfuro (SO2).

Los depuradores del agua del sistema del gas inerte quitan este gas con una

eficiencia que depende del diseño y de la operación del depurador, dejando el gas

inerte con un contenido del dióxido de sulfuro de entre 2 y 50 PPM.





62

El dióxido de sulfuro causa irritación de los ojos, de la nariz y de la garganta y

también puede causar dificultades respiratorias en gente sensible. Tiene un olor

distintivo en su TLV-TWA de 2 PPM.

2.3.9.5 Monóxido de carbono

El monóxido de carbono (CO) está normalmente presente en el humo de

combustión a un nivel solamente de algunas partes por millón. Sin embargo

condiciones anormales de combustión y funcionamiento a bajas revoluciones

pueden dar lugar a niveles superiores a 200 PPM. El monóxido de carbono es un

gas inodoro con un TLV-TWA de 25 PPM. Ataca restringiendo la asimilación de

oxigeno en la sangre, causando una forma química de asfixia.

2.3.10 Deficiencia de oxígeno

El contenido de oxígeno de la atmósfera en espacios confinados puede ser bajo

por varias razones. La más obvia es si el espacio está en condiciones inertes, y el

oxígeno ha sido desplazado por el gas inerte. El oxígeno también puede ser

removido de una atmósfera por reacciones químicas, tales como la oxidación o el

secado de pinturas.

A medida que la cantidad de oxígeno disponible disminuye debajo del 21% por

volumen normal, la respiración tiende a ser más rápida y profunda. Estos síntomas

indican que la atmósfera es deficiente en oxígeno y pueden ser un aviso

inadecuado de peligro, ya que la mayoría de la gente no reconoce el peligro hasta





63

que está demasiado débil para poder escapar sin ayuda. Esto ocurre

especialmente cuando el escape implica el esfuerzo de subir o escalar.

Mientras que los individuos varían en susceptibilidad, todos estarán inhabilitados si

el nivel de oxígeno llega a 16% por el volumen.

La Exposición a una atmósfera que contiene menos del 10% de oxígeno contenido

por volumen causa inevitable inconsciencia. La rapidez del inicio de la

inconsciencia aumenta mientras que la disponibilidad del oxígeno disminuye, y la

muerte resultará a menos que quiten a la víctima y la lleven al aire libre y le hagan

resucitación.

Una atmósfera que contiene el oxígeno menos de 5% por el volumen causa

inconsciencia inmediata sin ningún otro aviso que una jadeada tratando de obtener

el aire. Si la resucitación se retrasa por más de algunos minutos, el daños es

irreversible en el cerebro, aunque la vida sea posteriormente salvada.

2.4 MEDICIÓN DE GASES

2.4.1 Introducción

Esta sección describe los principios, usos y limitaciones de los instrumentos

portables para la medición de concentraciones gas de hidrocarburo (en atmósferas

inertes y no-inertes), otros gases tóxicos y oxígeno. También se describen algunos

equipos fijos. Para información detallada sobre el uso de los instrumentos, siempre

se debe consultar las instrucciones del fabricante.





64

Es esencial que cualquier instrumento usado sea:

Apropiado para la prueba requerida

Suficientemente exacto para la prueba requerida.

De un tipo aprobado.

Mantenido correctamente.

Frecuentemente chequeado contra muestras estándares.

2.4.2 Medición de Concentración de Hidrocarburo

La medición de vapores de hidrocarburo en tanqueros y en terminales se clasifica

en dos categorías:

1. La medición de gas hidrocarburo en aire en concentraciones por debajo del

límite inferior de inflamabilidad (LFL).

Usado para detectar la presencia de vapores inflamables (y potencialmente

explosivos) y detectar las concentraciones de vapor de hidrocarburos que

pueden ser dañinas al personal. Estas lecturas están expresadas como

porcentajes del Límite Inferior de Inflamabilidad (LFL) y se registran

generalmente como % del LFL. Los instrumentos usados para medir % de

LFL son indicadores de gases de combustible de filamentos catalíticos

(CFCG), los cuales son usualmente referidos como monitores de gases

inflamable o explosímetros. Un indicador de filamento catalítico (CFCG) NO debe ser usado para medir gases de hidrocarburos en atmósferas inertes.





65

2. La medición de gas hidrocarburo como un porcentaje por volumen del total

de atmósfera es medida.

A bordo de un tanquero, esto se realiza generalmente para medir el porcentaje

del vapor del hidrocarburo en una atmósfera deficiente de oxígeno (inerte). Se

han desarrollado instrumentos especiales para medir los vapores de

hidrocarburo en una atmósfera inertizada. Las lecturas obtenidas se expresan

como el porcentaje del vapor de hidrocarburo por volumen y se registra como

% Vol.

Los instrumentos usados para medir los porcentajes de vapores de

hidrocarburo en atmósferas inertes son los Indicadores de Gas de Filamentos

No-catalíticos Calentados (referidos usualmente como tankscopes) y los

Medidores de Índice Refractivo. Los desarrollos modernos en la tecnología de

detección de gases han dado lugar a la introducción de instrumentos

electrónicos usando sensores infrarrojos que pueden realizar la misma función

que el Tankscope.

Monitores de gases inflamables (Explosímetros)

Los monitores modernos de gases inflamables (Explosímetros) tienen un

actuador inflamable resistente al veneno como elemento de detección. Los

Actuadores dependen de la presencia de oxígeno (mínimo el 11% por

volumen) para operar eficientemente y por esta razón el monitor de gases

inflamables no se debe utilizar para medir el gas del hidrocarburo en

atmósferas inertes.

1. Principio de funcionamiento





66

Un diagrama simplificado del circuito eléctrico que incorpora un actuador en un

puente de Wheatstone se muestra en la figura 2.1.

A diferencia de los primeros explosímetros, la unidad del actuador balancea el

voltaje y coloca en ceros la pantalla automáticamente cuando el instrumento se

enciende en aire fresco. En general, toma cerca de 30 segundos para que el

actuador alcance su temperatura de funcionamiento. Sin embargo, el operador

siempre debe remitirse a las instrucciones del fabricante para el procedimiento

de encendido.

Una muestra de gas se puede tomar de varias maneras:

Difusión.

Manguera con bulbo de aspiración (un apretón equivale a cerca de 1

metro de longitud de la manguera).

Bomba motorizada (sea interna o externa).

Los vapores inflamables se aspiran a través de un filtro aglomerado (supresor de

retrocesos de llamas) hacia la cámara de combustión del actuador . Dentro del

compartimiento hay dos elementos, el detector y el compensador. Este par de

elementos se calienta entre 400 y 600 °C.

Cuando no hay gas presente, las resistencias de los dos elementos son

equilibradas y el puente producirá una línea de fondo estable como señal. Cuando

hay gases combustibles presentes, ellos oxidarán catalíticamente el elemento

detector causando que sus temperaturas aumenten. Esta oxidación solamente

puede ocurrir si hay suficiente presencia de oxígeno. La diferencia en temperatura

comparada con el elemento compensador se muestra como % de LFL.





67

La lectura se toma cuando la pantalla está estable. Las unidades modernas

indicarán en la pantalla cuando la muestra del gas ha excedido el LFL.

Se debe tener cuidado para asegurar que no se aspire líquido dentro del

instrumento. El uso de una trampa de agua en la línea y la instalación de un

detector en la punta del aspirador debe evitarlo. La mayoría los fabricantes ofrecen

estos artículos como accesorios.

Solamente se debe utilizar filtros del algodón para quitar partículas sólidas o

líquido de la muestra de gas cuando se está midiendo hidrocarburos. Las

trampas de agua se pueden utilizar para proteger el instrumento cuando la

muestra de gas pueda estar muy humedecida. Las guías para el uso de los

filtros y trampas las encontrarán en el manual operacional del instrumento.





68

FIGURA 2.1 Diagrama simplificado de un monitor de gas inflamable con

actuador

2. Precauciones

Venenos e inhibidores Algunos compuestos pueden reducir la sensibilidad del actuador.

Venenos - éstos son compuestos que pueden afectar permanentemente

el funcionamiento del actuador e incluye vapores de silicona y

compuestos orgánicos de plomo.





69

Inhibidores - estos compuestos actúan de una manera muy similar a los

venenos, salvo que la reacción es reversible. Los inhibidores incluyen el

sulfuro del hidrógeno, freón e hidrocarburos cloronatados. Si se

sospecha presencia de sulfuro del hidrógeno, se debe verificar antes de

realizar la medición de los vapores de hidrocarburo.

Presión Los instrumentos tipo Actuador no deben tener sus sensores sometidos a

presiones pues ésta los dañará.

Tal presurización se puede presentar cuando se monitorean gases en las

siguientes condiciones:

Gas inerte a alta presión o alta velocidad, por ejemplo en un tubo de purga

o un respiradero de alta velocidad.

Mezclas de gas hidrocarburo a alta velocidad en líneas de vapor o de un

respiradero de alta velocidad.

Lo anterior también es relevante al usar los monitores multi gas. Por ejemplo,

cuando un sensor infrarrojo se utiliza para tomar un % Vol. de la lectura del gas,

cualquier sensor del actuador en el equipo puede dañarse si el gas de entrada al

instrumento tiene alta presión o alta velocidad.

Condensación

El funcionamiento de los actuadores se puede afectar temporalmente por la

condensación. Esto puede ocurrir cuando el instrumento se utiliza en una

atmósfera húmeda después de estar en un ambiente de aire acondicionado. Se





70

debe dar tiempo suficiente para que los instrumentos se aclimaten a la

temperatura de funcionamiento antes que se utilicen.

Nieblas de combustibles Los instrumentos de un actuador no indicarán la presencia de nieblas

combustibles (tales como aceites lubricantes) o polvo.

2.4.3.3 Procedimientos de Calibración y chequeo de instrumentos

El instrumento se prepara en la fábrica para ser calibrado usando una mezcla

específica de gas de hidrocarburo/aire. El gas del hidrocarburo que se debe utilizar

para la calibración y prueba se debe indicar en una etiqueta fijada al instrumento.

2.4.3.4 Precisión en la Medida

La respuesta del instrumento depende de la composición del gas de hidrocarburo

que está siendo probado y, en la práctica, esta composición no se sabe. Al usar el

propano o el butano como gas calibrador para un medidor en tanqueros que

transportan petróleo crudo estabilizado o productos de petróleo, las lecturas

resultantes pueden ser levemente erróneas con una lectura ligeramente alta. Esto

asegura que cualquier lectura dada esté “en el lado seguro”.

Los factores que pueden afectar las lecturas son grandes cambios en la

temperatura ambiente y presión excesiva en la atmósfera del tanque monitoreado,

lo que provoca alta rata de flujo afectando la temperatura del actuador.

El uso de los tubos de dilución, lo que permite el uso de indicadores de filamento

catalítico monitorear mezclas enriquecidas de gas hidrocarburo /aire, no se

recomienda.





71

2.4.3.5 Características operacionales

Los medidores más antiguos están provistos de supresores de llamas de retroceso

en la entrada y salida de la cámara del filamento detector. Los supresores son

esenciales para prevenir la posibilidad que se propague la llama del

compartimiento de combustión por lo que siempre se debe verificar que estén en

su lugar y colocados adecuadamente. Los medidores modernos tipo actuador

filtros aglomerados construidos generalmente en el cuerpo del actuador.

Algunas autoridades requieren, como condición para su aprobación, que se

provean cubiertas de PVC cubriendo los medidores de cubierta de aluminio para

evitar el riesgo chispas incendiarias si la cubierta de aluminio rozara metales

oxidados.

2.4.4 Indicadores de Gas de Filamento No-Catalíticos Calentado (Tankscopes)

2.4.4.1 Principio Operativo

El elemento sensor de este instrumento es generalmente un filamento caliente no-

catalítico. La composición del gas circundante determina el índice de pérdida de

calor del filamento, y por lo tanto su temperatura y resistencia.

El filamento del sensor forma un brazo del puente de Wheatstone. La operación

inicial de puesta en cero balancea el puente y establece el voltaje correcto a través

del filamento, asegurando la temperatura de funcionamiento correcta. Durante la

puesta a cero, el filamento del sensor se purga con aire o gas inerte libre de

hidrocarburos. Como en el explosímetro, hay un segundo filamento idéntico en





72

otro brazo del puente que mantiene contacto permanente con el aire y actúa como

un filamento compensador.

La presencia del hidrocarburo cambia la resistencia del filamento sensor y ésta es

mostrada por una desviación en el medidor del puente. La rata de pérdida de calor

del filamento es una función no lineal de la concentración de hidrocarburo y la

escala del medidor refleja esta no-linealidad. El medidor proporciona una lectura

directa de % por volumen de hidrocarburo.

Al usar el instrumento, siempre se deben seguir las instrucciones detalladas del

fabricante. Después que el instrumento se haya fijado inicialmente en cero con el

filamento del sensor en contacto con aire fresco, se aspira una muestra dentro del

medidor por medio de una perilla de goma. La perilla se debe operar hasta que el

indicador del medidor ingrese a la escala (generalmente con 15 a 20 apretones),

luego se suspende la aspiración y se toma la lectura final. Es importante que la

lectura se tome sin flujo en el instrumento y con el gas a presión atmosférica

normal.

El filamento no-catalítico no es afectado por concentraciones de gas superiores a

su escala de funcionamiento. La lectura del instrumento se apaga y permanece así

mientras el filamento esté expuesto a la mezcla enriquecida.

2.4.4.2 Procedimientos de chequeo del instrumento

El chequeo de un instrumento de filamento no-catalítico calentado requiere el

suministro de una mezcla de gas de una concentración total conocida de

hidrocarburo.





73

El gas portador puede ser aire, nitrógeno o dióxido de carbono o una mezcla de

éstos. Puesto que este tipo de instrumento se puede utilizar para medir

exactamente concentraciones bajas (1%-3% por volumen) o altas (mas de 10%

por volumen) es preferible tener dos mezclas de prueba, por ejemplo 2% y 15%

por volumen, o una mezcla entre estos dos valores, por ejemplo 8% por volumen.

Las mezclas de gas para pruebas pueden ser obtenidas en pequeños

dispensadores tipo aerosol o en pequeños cilindros de gas presurizado, o en

paquetes especiales para prueba.

2.4.4.3 Precisión de la Medición

Sólo se puede esperar un adecuado funcionamiento de estos aparatos cuando

son usados para medir concentraciones de gas en mezclas para las cuales el

instrumento ha sido calibrado y las cuales permanecen gaseosas a la temperatura

del equipo.

Desviaciones relativamente pequeñas de la presión atmosférica normal en el

instrumento producen diferencias significativas en la concentración de gas

indicada. Si se muestra un espacio que tiene presión elevada, puede ser

necesario separar la línea de muestreo del instrumento y permitir que la presión de

la muestra se iguale con la presión de la atmósfera.

2.4.4. Instrumentos con sensores infrarrojos

Al seleccionar un instrumento que utiliza sensor infrarrojo para medir el porcentaje

por volumen de hidrocarburo en una atmósfera inerte, se debe tener cuidado de

garantizar que el sensor proporcione lecturas correctas sobre el espectro de gases

que probablemente estén presentes en la atmósfera a ser monitoreada. Puede ser





74

prudente hacer comparación de lecturas con un Tankscope para verificar la

aceptabilidad de las lecturas proporcionadas por el instrumento en consideración.

2.4.5 Inferómetro (Medidor del Índice de Refracción)

2.4.5.1 Principio operativo

Un inferometro es un dispositivo óptico que utiliza la diferencia entre los índices

refractivos de la muestra del gas y el aire.

En este tipo de instrumento, un haz de luz se divide en dos y luego se recombina

en el ocular. Los rayos recombinados exhiben un patrón de interferencia que

aparecen al observador como un número de líneas oscuras.

Un rayo de luz pasa por compartimientos llenos de aire. El otro rayo pasa por

compartimientos a través de los cuales se bombea el gas de la muestra.

Inicialmente, los últimos compartimientos se llenan de aire y el equipo se ajusta de

modo que una de las líneas oscuras coincida con la línea cero en la escala. Al

bombear una mezcla de gas al compartimiento de la muestra, las líneas oscuras

son desplazadas a través de la escala por una cantidad proporcional al cambio del

índice de refracción.

El desplazamiento es medido viendo la nueva posición de la línea que fue utilizada

inicialmente en la escala para colocar en cero el instrumento. La escala se puede

calibrar en unidades de concentración o puede ser una escala arbitraria cuyas

lecturas se convierten a las unidades requeridas por una tabla o un gráfico.





75

La respuesta del instrumento es linear y una prueba de un-punto con una mezcla

estándar en una concentración conocida es suficiente para los propósitos de

comprobación.

El instrumento está calibrado normalmente para una mezcla particular de gas

hidrocarburo. Mientras el uso del instrumento se restrinja a las mezclas de gas de

calibración, proporciona medidas exactas de las concentraciones de gas.

La medida de la concentración de gas de hidrocarburo en una atmósfera inerte es

afectada por la presencia del dióxido de carbono cuando el humo de combustión

es utilizado para inertizar. En este caso se recomienda el uso de soda caliza como

absorbente del dióxido de carbono, siempre y cuando la lectura sea corregida

apropiadamente.

El medidor del índice refractivo no se afecta por las concentraciones de gas

superiores al rango de su escala. El lector del instrumento se sale de la escala y

conserva esta posición mientras que la cámara de gas conserve esta mezcla.

2.4.5.2 Procedimiento para Prueba del Equipo

Se debe utilizar una mezcla de concentración conocida de gases de hidrocarburo,

como propano en nitrógeno, para probar el equipo. Si la prueba con el gas difiere

de la calibración original del instrumento, la lectura obtenida deberá ser

multiplicada por el factor de corrección apropiado antes de determinar la exactitud

y estabilidad del equipo.

2.4.6 Instrumentos Infrarrojos (IR)





76

2.4.6.1 Principio de Operación

El sensor Infrarrojo es un transductor de la medida de concentración de

hidrocarburo en la atmósfera, por medio de la absorción de radiación infrarroja.

El vapor a monitorear llega a la cámara de medición por difusión o por medio de

una bomba. La radiación infrarroja emitida por la fuente, brilla a través de una

ventana en la cámara, se refleja y es focalizada por el espejo esférico, y luego

pasa a través de otra ventana y golpea contra el divisor del rayo. La porción de

radiación que pasa a través del divisor atraviesa un filtro de interceptor de bandas

anchas (filtro medidor) hacia el interior del detector de medición, y es convertida

en una señal eléctrica.

La porción de radiación reflejada por el divisor de rayos pasa a través del filtro de

referencia hasta llegar al detector de referencia.

Si la mezcla de gases en la cámara contiene hidrocarburo, una parte de la

radiación es absorbida en la longitud de onda de la escala del filtro medidor, y

produce una señal eléctrica reducida. Al mismo tiempo, la señal del detector de

referencia permanece sin cambios. La concentración de gas es entonces

determinada al comparar los valores relativos del detector de referencia y el

detector de medición.

Las diferencias que se puedan presentar en la salida del rayo IR, suciedad en los

espejos y ventanas así como nubecillas de aerosol en el aire tienen un efecto

idéntico en ambos detectores por lo que quedan compensados.

2.4.6.2 Procedimiento de Prueba del Equipo





77

El instrumento debe verificarse utilizando una mezcla conocida de gas

hidrocarburo. El sensor IR no requiere aire o gas inerte en la concentración de

gas, ya que su lectura se basa solamente en la presencia de moléculas de

hidrocarburo. En general, estos equipos son muy estables y requieren poco

mantenimiento. Su calibración se debe chequear frecuentemente de acuerdo a las

instrucciones del fabricante y los procedimientos del Sistema de Gestión de la

Seguridad del buque.

Figura 2.2 – Sensor Infrarrojo

2.4.7 Medición de Bajas Concentraciones de Gases Tóxicos 2.4.7.1 Tubos Indicadores de Químicos Probablemente los equipos más adecuados para medir gases tóxicos en muy

bajas concentraciones a bordo de los tanqueros sean los tubos indicadores de

químicos.





78

Se pueden presentar errores en la medición si hay presentes diferentes tipos de gases al mismo tiempo, ya que un gas puede interferir con la medición de otro. Siempre se debe consultar las guías de operación del fabricante antes de probar dichas atmósferas.

Los tubos indicadores de químicos consisten de un tubo de vidrio sellado que

contiene un relleno patentado que está diseñado para reaccionar con un gas

específico y para dar una indicación visual de la concentración del gas. Para

utilizar el aparato, se rompen los sellos en cada punta del tubo, luego se mete en

una bomba manual fija de desplazamiento tipo fuelle, y se aspira un volumen

establecido de la mezcla de gas a través del tubo a una rata dada por el fuelle. A

lo largo del tubo se presenta un cambio de color, y la longitud de esta

decoloración, que es la medida de la concentración del gas, nos da una lectura en

la escala incluida en el tubo.

En algunos modelos se utiliza una jeringa manual de inyección en vez de la

bomba.

Es importante que todos los componentes utilizados para la medición sean del

mismo fabricante. No se permite utilizar un tubo de un fabricante con una bomba

manual de otro. También es importante que se sigan cuidadosamente las

instrucciones del fabricante.

Los tubos son diseñados para medir concentraciones de gas en el aire. Por esto,

las mediciones realizadas en tanques ventilados, que están siendo preparados

para su ingreso, deben ser confiables.

Para cada tipo de tubo, los fabricantes deben garantizar las normas de exactitud

establecidas en las normativas nacionales. Los operadores de los buques deben





79

consultar los gobiernos de las banderas de los buques para solicitar información

sobre la aceptabilidad de los equipos.

2.4.7.2 Sensores Electroquímicos

Los sensores electroquímicos se basan en el hecho que se pueden construir

celdas que reaccionen con el gas a medir y generen una corriente eléctrica. Esta

corriente se puede medir y así determinar la cantidad de gas. Estos sensores son

de bajo costo y son tan pequeños que se pueden incorporar varios en el mismo

equipo, permitiendo que se usen en detectores multi-gas.

Hay muchos sensores electroquímicos disponibles de acuerdo a los gases que

pueden estar presentes a bordo de un buque, como amoniaco, sulfuro de

hidrogeno, monóxido de carbono, dióxido de carbono y dióxido de sulfuro.

Los sensores electroquímicos pueden ser utilizados en equipos mono-propósito,

los cuales disparan una alarma a un nivel determinado de concentración de gas, o

pueden ser utilizados en instrumentos multi-sensores para dar lecturas de las

concentraciones de gases, usualmente en ppm.

Estos sensores pueden dar lecturas erróneas debido a interferencias en la

sensitividad, la que ocurre, por ejemplo, cuando medimos gases tóxicos en

presencia de gases de hidrocarburos, por ejemplo H2S en presencia de óxido

nítrico (NO) y dióxido de sulfuro (SO2).

2.4.8 Instalaciones Fijas para Detección de Gases

Las instalaciones fijas para detección de gases son utilizadas en algunos

petroleros para monitorear la inflamabilidad de la atmósfera en algunos espacios,





80

tales como espacios del doble casco, cuartos de bomba y túneles de tuberías en

los doble fondos.

Se han desarrollado tres diseños generales para las instalaciones de monitoreo

fijo, así:

Sensores distribuidos en el espacio a monitorear. Se reciben las señales de

cada sensor de manera secuencial en un control centralizado.

Sistema de medición de gases instalado en el cuarto central de control. Se

aspiran secuencialmente muestras de las atmósferas a monitorear, usualmente

por bombas de vacío a través de líneas de muestreo y se llevan hacia el

sistema central de medición de gases. Es importante asegurar que no haya

escapes de aire hacia el sistema ya que esto diluiría la muestra causando error

en la lectura.

Sensores infrarrojos colocados en los espacios de monitoreo y el equipo

electrónico de procesamiento localizado en un lugar seguro, usualmente el

cuarto central de control.

Las unidades fijas de detección de gases normalmente se instalan como un medio

para detectar escapes de gas y no para hacer pruebas antes de entrar a un

tanque. Las mediciones de gas para ingreso a un espacio se deben realizar

utilizando únicamente equipo que haya sido calibrado y probado, y que posea

escalas indicadoras apropiadas. Algunos sistemas fijos cumplen estos requisitos.

2.4.9 Medición de Concentraciones de Oxigeno





81

Los analizadores portátiles de oxigeno se usan normalmente para determinar si la

atmósfera dentro de un espacio cerrado (por ejemplo un tanque de carga) se

puede considerar completamente inerte o segura para su entrada. Los

analizadores de oxigeno fijos se utilizan para monitorear el contenido de oxigeno

de las entradas de la caldera y la salida principal del gas inerte.

Los siguientes son los tipos más comunes de analizadores de oxigeno en uso:

Sensores paramagnéticos

Sensores electroquímicos

Todos los analizadores, sin importar el tipo, se deben utilizar siguiendo

estrictamente las instrucciones del fabricante. Siendo así y teniendo en cuenta las

limitaciones listadas a continuación, los analizadores s pueden considerar como

confiables.

2.4.10 Uso de los Analizadores de Oxigeno

2.4.10.1 Sensores Paramagnéticos El oxigeno es fuertemente paramagnético (es atraído por los polos de un imán

pero no se magnetiza permanentemente) mientras que otros gases no lo son. Esta

propiedad significa que el contenido de oxigeno puede ser medido dentro de una

amplia variedad de mezclas de gases.

Un analizador de oxigeno de tipo paramagnético comúnmente utilizado tiene una

celda de muestra en la que un objeto liviano está suspendido en un campo

magnético. Cuando la muestra de gas es aspirada hacia la celda, el cuerpo

suspendido experimenta un torque proporcional a la susceptibilidad magnética del





82

gas. Una corriente eléctrica que pasa a través de una bobina alrededor del cuerpo

suspendido genera un torque igual y opuesto. La corriente igualadora es la medida

de la fuerza magnética y por esto es la medida de la susceptibilidad magnética de

la muestra, relativa a su contenido de oxigeno.

Antes de usarse, el analizador debe probarse con aire para el punto de referencia

de 21% y con nitrógeno o dióxido de carbono para el punto de referencia 0%.

Liberar nitrógeno o dióxido de carbono en un área confinada o poco ventilada puede disminuir el contenido de oxigeno a niveles peligrosos para la vida o la salud. Por lo tanto, la calibración sólo debe realizarse en áreas bien ventiladas.

Las lecturas del analizador son directamente proporcionales a la presión en la

celda de medición. La unidad está calibrada a una presión atmosférica específica

y los errores pequeños debidos a variaciones en la presión atmosférica se pueden

corregir si es necesario. El instrumento debe ser alimentado con muestras

continuas por medio de presión positiva. Estas no deben ser aspiradas hacia el

analizador con presión negativa ya que la presión de medición sería incierta.

Los filtros deben ser limpiados o cambiados cuando se requiera aumentar la

presión de la muestra para mantener una rata de flujo razonable del gas a través

del analizador. El mismo efecto se produce si el filtro se humedece debido a

insuficiente secado del gas. Se debe revisar regularmente la necesidad de limpiar

o reemplazar el filtro.

2.4.10.2 Sensores Electroquímicos





83

Los analizadores de este tipo determinan el contenido de oxigeno en una mezcla

de gas midiendo la salida de una celda electroquímica. En un analizador

comúnmente utilizado, el oxigeno se esparce a través de una membrana hacia la

celda, causando que una corriente fluya entre dos electrodos especiales

separados por un líquido o gel electrolítica.

El flujo de corriente está relacionado con la concentración de oxigeno en la

muestra y la escala está calibrada para dar una indicación directa del contenido de

oxigeno. La celda puede estar encapsulada en un sensor separado conectado por

un cable a la unidad de lectura.

Las lecturas del analizador son directamente proporcionales a la presión en la

celda de medición, pero las variaciones normales de la presión atmosférica sólo

causan pequeños errores.

Algunos gases pueden afectar el sensor y dar lecturas falsas. El dióxido de sulfuro

y los óxidos nitrosos interfieren cuando están presentes en concentraciones

mayores de 0.25% por volumen. Los mercaptanos y el sulfuro de hidrogeno

pueden dañar el sensor si sus niveles son superiores de 1% por volumen. Este

daño no ocurre inmediatamente sino que toma un tiempo; un Sensor dañado varía

y no puede ser calibrado en aire. En estos casos se debe seguir las instrucciones

del fabricante.

2.4.10.3 Procedimientos para Mantenimiento, Calibración y Prueba.

Ya que los analizadores de oxigeno son de vital importancia, deben tener un

certificado de calibración válido y deben ser probados estrictamente de acuerdo a

las instrucciones del fabricante antes de su uso.





84

Es esencial que cada vez que se vaya a utilizar el equipo, se revisen las baterías y

la calibración del punto cero (21% de oxigeno). Durante el uso se deben realizar

frecuentes revisiones para asegurar que todo el tiempo se obtienen lecturas

exactas.

La revisión es simple en los analizadores que utilizan aire atmosférico para probar

el punto de referencia (21% de oxigeno) y gas inerte para el punto 0% de oxigeno

(nitrógeno o dióxido de carbono).

2.4.11 Instrumentos Multi-gas

Los equipos multi gas actualmente son utilizados ampliamente y normalmente

alojan cuatro sensores diferentes. Una configuración típica comprende sensores

para la medición de:

Vapor de hidrocarburo como un % del LFL (explosímetro utilizando sensor

de actuador )

Vapor de hidrocarburo en gas inerte como un % del volumen (función de

tankscope usando sensor infrarrojo)

Oxigeno (utilizando un sensor electroquímico)

Sulfuro de hidrógeno (usando un sensor electroquímico)

Los equipos multi-gas deben ser probados regularmente de acuerdo a las


Los equipos multi-gas pueden ser suministrados para medición de gases y

disponer de memoria para registro de lecturas pero no tener función de alarma.

Se debe tener cuidado al utilizar equipos multi-gas para monitorear hidrocarburos

en atmósferas inertes presurizadas ya que el actuador del instrumento se puede

dañar por la presión.





85

2.4.12 Monitores Personales de Gas

Los equipos multi-gas pueden conseguirse como unidades compactas dotadas de

alarma para uso como protección personal durante una entrada a un tanque.

Estos monitores personales pueden medir continuamente el contenido de la

atmósfera por dispersión. Usualmente emplean hasta cuatro sensores

electroquímicos y deben suministrar automáticamente una alarma visual y auditiva

cuando la atmósfera se vuelva insegura, dando al usuario adecuado aviso de las

condiciones inseguras.

Ahora hay disponibles monitores de gas personales desechables. Usualmente

proveen protección contra un gas solamente y los hay para bajo nivel de oxigeno,

y altas concentraciones de hidrocarburos y otros vapores tóxicos. Estas unidades

deben suministrar aviso audible y visual a niveles específicos de concentración del

gas, el cual debe estar a o por debajo del TLV-TWA del gas monitoreado. Estos

equipos normalmente pesan menos de 100 grs. y tienen una duración de dos años

aproximadamente.

2.4.13 Líneas para Muestreo de Gas y Procedimientos de Muestreo

2.4.13.1 Líneas para Muestreo de Gas

El material y las condiciones de las líneas para muestreo pueden afectar la

exactitud de la medición de los gases.

Los tubos de metal no son aptos para la mayoría de las cargas por lo que se debe

utilizar líneas flexibles.





86

Los gases de de petróleo crudo y muchos productos de petróleo están

compuestos esencialmente de hidrocarburos parafínicos y hay una variedad de

materiales apropiados para los tubos flexibles de muestreo. El problema de

seleccionar el material es mas serio para aquellos gases que contienen

proporciones sustanciales de hidrocarburos aromáticos, particularmente el xileno.

Se recomienda que en tales casos se pida a los vendedores de tubos de muestreo

que proporcionen información sobre las pruebas realizadas que demuestren si el

material es adecuado para el propósito en que se empleará.

Los tubos de muestreo deben ser resistentes al lavado con agua caliente.

Los tubos de muestreos tarjados u obstruidos, o que están contaminados con

residuos de carga, afectan notablemente las lecturas del equipo. Los usuarios

deben revisar frecuentemente las condiciones del tubo y reemplazarlo cuando se

encuentre con defectos.

Con el propósito de evitar que se aspire líquido hacia el tubo de muestreo y se

contamine, los fabricantes suministran un flotador para la punta y prevenir el

ingreso de líquido. Los operarios pueden considerar el uso de estos aditamentos

pero deben conocer cualquier limitación de su uso para evitar riesgos de

electricidad estática.

2.4.13.2 Procedimientos de Muestreo

Todo tanque tiene “puntos muertos” donde la rata de cambio de concentración del

gas durante la ventilación o purgado es menor que el promedio en la parte

principal del tanque. La localización de estos puntos depende en la posición de la

entrada y la salida por donde el aire de ventilación o el gas inerte es admitido y

expulsado así como a la disposición estructural de los elementos del tanque.

Generalmente, pero no invariablemente, los puntos muertos se encuentran en la





87

estructura del fondo del tanque. La línea debe tener la suficiente longitud para

permitir el muestreo en las estructuras del fondo.

Las diferencias en las concentraciones de gas entre la parte principal del tanque y

los puntos muertos varía dependiendo en los procedimientos operacionales

usados. Por ejemplo, los fuertes chorros producidos por las máquinas fijas de

lavado son excelentes para mezclar tendiendo a eliminar las grandes diferencias

de concentración de gases entre un sitio del tanque y otro. Similarmente, la

introducción de aire de ventilación o gas inerte en chorros fuertes dirigidos hacia

abajo desde la cubierta produce una buena mezcla y minimiza las variaciones en

concentración.

2.4.13.3 Filtros en las Líneas de Muestreo

Los filtros de algodón se utilizan para remover vapor de agua en algunos

medidores de gas de hidrocarburo, sean de tipo catalítico o no catalítico, sin que

se requieran filtros adicionales normalmente. En condiciones extremas de

humedad, ejm. durante lavado de tanques, el exceso de agua se puede retirar de

la muestra de gas usando materiales que retengan el agua pero no afecten el

hidrocarburo. Los materiales adecuados son el cloruro de anhidro de calcio o el

sulfato de anhidro de calcio granulados. Si se necesita, los asbestos sódicos

retienen selectivamente el sulfuro de hidrogeno sin afectar el hidrocarburo. Sin

embargo, también retienen el dióxido de carbono y dióxido de azufre por lo que no

se deben utilizar en tanques inertizados con gas de combustión.

En los equipos modernos de medición de gases se utilizan a menudo trampas de

agua. Estas utilizan una membrana de politetrafluoretileno (PTFE) que evita el

paso de líquidos y humedad hacia los sensores.





88

El uso de filtros retenedores de agua es esencial en los medidores de oxigeno,

particularmente en los de tipo paramagnético, porque la presencia de vapor de

agua en la muestra puede dañar la celda de medición. Sólo se deben utilizar los

filtros recomendados por el fabricante.

2.5 EVOLUCIÓN Y DISPERSIÓN DEL GAS DE HIDROCARBURO

2.5.1 Introducción

Durante muchas operaciones de cargue y similares, el gas del petróleo es

expelido por los venteos de los tanques de carga en cantidades suficientes para

formar mezclas inflamables en la atmósfera fura de los tanques. En esta Guía, un

objetivo principal es evitar que dichas mezclas sean expuestas a una fuente de

ignición. En muchos casos, esto se logra eliminando la fuente de ignición o

asegurando que haya barreras, como puertas y portillos cerrados, entre el gas y

algunas fuentes de ignición inevitables.

Sin embargo, es imposible cubrir toda posibilidad de error humano o toda

combinación de circunstancias. Una salvaguardia adicional se logra si las

operaciones se planean de forma tal que los gases de petróleo expulsados por los

venteos son dispersados lo suficientemente bien para que las mezclas no

alcancen aquellas áreas donde puedan existir fuentes de ignición.

Puede haber un problema de flamabilidad con aquellas concentraciones de gas

por fuera de los tanques en los casos de cargas con alta presión de vapor, las

principales de las cuales son:

Petróleo crudo

Gasolinas de motor y aviación

Gasolinas naturales

Naftas y subproductos destilados livianos (LDF)





89

Los gases de estos petróleos líquidos son más densos que el aire y esto tiene

mucha importancia en como se comportan, tanto adentro como afuera del tanque .

El gas venteado se forma en los tanques y la manera cómo se forma afecta su

concentración cuando es venteado y el tiempo de duración de la concentración.

Las situaciones que presentan evolución de gases incluyen el cargue,

mantenimiento de cargas en tanques parcial o completamente cargados

(incluyendo tanques de residuos de carga), evaporación de residuos en los

tanques después del descargue y el lavado con crudo.

El estado inicial de la atmósfera del tanque, sea con aire o gas inerte, no influye en

la evolución del gas o el venteo.

2.5.2 Venteo y Evolución del Gas 2.5.2.1 Evolución Durante el Cargue

A medida que una carga de petróleo con alta presión de vapor ingresa a un tanque

vacío y libre de gases, hay una rápida evolución de gases. Debido a su alta

densidad, el forma una capa en el fondo del tanque que sube con la superficie del

líquido a medida que el tanque se va llenando. Una vez que se ha formado, el

grosor de la capa se incrementa lentamente en el tiempo normalmente requerido

para llenar el tanque, aunque al final se estable un equilibrio de la mezcla de

gases en todo el espacio vacío.

La cantidad y concentración del gas que forma esta capa al principio del cargue

depende de muchos factores, incluyendo:

La presión verdadera del vapor (TVP) de la carga





90

Cantidad de salpicadura mientras el petróleo ingresa al tanque

Tiempo requerido para cargar el tanque

Ocurrencia de un vacío parcial en la línea de cargue

La concentración de gas en la capa varía con la distancia sobre la superficie del

líquido. Muy próximo a la superficie tiene un valor cercano al correspondiente para

el TVP del líquido. Por ejemplo, si el TVP es de 0.75 bar, la concentración de gas

justo encima de la superficie es de 75% por volumen. Bien arriba de la superficie,

la concentración de gas es muy pequeña, asumiendo que originalmente el tanque

estaba libre de gases. Con el propósito de analizar mas la influencia del grosor de

la capa, es necesario definir su profundidad en alguna forma.

Cuando se considera la dispersión de gases por fuera de los tanques de carga,

solamente son relevantes los gases venteados con alta concentración. Para este

propósito, la profundidad de la capa de gas se tomará como la distancia desde la

superficie del líquido hasta el nivel donde la concentración sea del 50% por

volumen. Debe recordarse que el gas de hidrocarburo se detectará a alturas

equivalentes a varias veces la profundidad de la capa definida en esta forma.

La mayoría de las cargas con alta presión de vapor producen una capa con una

profundidad en estos términos de menos de 1 metro. Su profundidad precisa

depende de los factores listados arriba y la mayoría de los recomendaciones de

esta Guía respecto al gas venteado se refiere a tales cargas. Sin embargo, se

pueden encontrar capas de mas de 1 metro de profundidad si el TVP de la carga

es lo suficientemente grande. Las cargas que producen estas capas mas

profundas pueden exigir precauciones especiales.

2.5.2.2 Venteado Durante Operaciones de Cargue





91

Una vez que la densa capa de gas de hidrocarburo se formado sobre la superficie

del líquido, su profundidad, como se definió en la Sección 2.5.2.1, se incrementa

muy lentamente. A medida que el líquido se eleva en el tanque, la capa de gas

hidrocarburo se levanta con él. Por encima de esta capa, la atmósfera

originalmente presente en el tanque persiste casi sin cambios y es esta la que

entra al sistema de venteo en las primeras etapas de la carga. Por lo tanto, en un

tanque inicialmente libre de gases, el gas venteado al principio es principalmente

aire ( o gas inerte) con una concentración de gas hidrocarburo por debajo del LFL.

A medida que el cargue continúa, el contenido de hidrocarburo de los gases

venteados se incrementa.

Las concentraciones en el rango de 30% a 50% por volumen de hidrocarburos son

muy usuales en el gas venteado hacia el final del cargue, aunque las

concentraciones mas altas inmediatamente encima de la superficie del líquido

permanecen en el espacio vacío final que queda al completar el cargue.

Subsecuentemente, la evaporación continúa hasta que se establece un equilibrio

de la concentración de gas de hidrocarburo en el espacio vacío. De hecho, esta

puede ser muy alta, dependiendo de la composición de la carga y la temperatura,

llegándose a observar valores tan altos como 90% a 95% por volumen con

petróleos crudos. Sin embargo, este gas sólo es venteado como alivio del tanque,

lo que hace intermitentemente. Cuando el petróleo es descargado, este mezcla de

gas tan densa regresa al fondo del tanque junto al descenso del líquido y puede

ser parte del gas venteado en la próxima operación con el tanque. Si el tanque no

estaba inicialmente libre de gases, la concentración de gas hidrocarburo en el

venteo al inicio del cargue depende del cargue anterior en el tanque. Por ejemplo:

Un tanque de crudo que no se lavó y va a ser cargado poco después del

descargue de su última carga, hay una capa de alta concentración de gas





92

en el fondo del tanque, con prácticamente ningún gas de hidrocarburo

encima. Este gas es expelido inmediatamente delante de la capa que se

forma con la nueva carga que penetra en el tanque.

Un tanque de crudo que fue lavado con crudo (COW) pero posteriormente

no fue purgado con gas inerte ni quedó libre de gases, existe una

concentración uniforme de gas en todo el tanque. Dependiendo del crudo

utilizado y su temperatura, esta concentración usualmente está por encima

del rango de inflamabilidad y puede ser tan alta como 40% por volumen.

Esta mezcla es desplazada en el tanque con la carga hasta que el nuevo

gas adyacente a la superficie del líquido, posiblemente mas rico aún, se

aproxime al techo del tanque.

Poco después de descargar gasolina de aviación, hay una capa en el fondo

del tanque con concentraciones entre el 30% y el 40% por volumen de

hidrocarburo. Si se carga en este estado, el gas entra al sistema de venteo

inmediatamente delante de la capa concentrada de la nueva carga.

En tanques que se descargó gasolina de aviación y se aseguraron sin estar

libres de gases, se han medido concentraciones de gases de hasta 40%

por volumen en todo el tanque. Esta concentración es expelida al sistema

de venteo en el siguiente cargue hasta que la capa adyacente a la

superficie del líquido se aproxime al techo del tanque.

Observe que en todas las operaciones de cargue, ya sea que el tanque esté

inicialmente libre de gases o no, hacia el final del cargue entran concentraciones

muy altas de gas al sistema de venteo.

2.5.2.3 Lastrado de un Tanque de Carga





93

La atmósfera en los tanques de carga antes de ser lastrados es similar a la que

hay antes de cargar, suponiendo un uso similar. La concentración de gas que se

espera llegue al sistema de venteo durante el lastrado será comparable a la dada

en los ejemplos anteriores. Si un buque que utiliza lavado con crudo (COW)

necesita lastrar un tanque de carga antes de zarpar, debe considerar que algunos

puertos exigen se controle las emisiones de vapor a la atmósfera. Esto se logra

reteniendo el vapor en tanques de carga vacíos, o lastrando y descargando

simultáneamente, o por otros medios aprobados.

2.5.2.4 Purgado con Gas Inerte

Si el purgado se realiza por el método de desplazamiento , cualquier capa de gas

hidrocarburo ubicada en el fondo del tanque será expelida en los primeros

momentos, seguida por el remanente de la atmósfera del tanque a medida que es

presionada hacia abajo por el gas inerte que ingresa. Si se hay una concentración

de gas uniformemente repartida en el tanque, por ejemplo después de haber

lavado con crudo, la concentración del gas venteado permanecerá alta durante

todo el proceso de purgado hasta que el gas inerte alcance el fondo del tanque.

Si el purgado se realiza por el método de dilución, la concentración de gas a la

salida es mayor al principio de la operación y va disminuyendo mientras progresa.

2.5.2.5 Tanque Libre de Gases (Gas Free)

En una operación de tanque libre de gases, se introduce aire al tanque y se

mezcla con la atmósfera existente, tendiendo a mezclar las capas de gas que

puedan estar presentes en el tanque. La mezcla resultante es expelida a la

atmósfera exterior. Debido a que el proceso de dilución con aire es continuo, la





94

mayor concentración es venteada al principio de la liberación y va decreciendo

progresivamente. Por ejemplo, en un buque no inerte, hacer un tanque libre de

gases en un tanque que contuvo gasolina de aviación y ha sido vaciado, puede

producir concentraciones iniciales de 40% por volumen, pero en la mayoría de las

ocasiones la concentración del gas venteado es mucho menor, inclusive al inicio

de las operaciones.

En buques inertes, después de purgar para remover los vapores de hidrocarburo

antes de hacer el tanque libre de gases, la concentración inicial será baja, 2% por

volumen o menos.

2.5.3 Dispersión de Gases

El hecho que el gas de hidrocarburo a la salida esté mezclado con aire o con gas

inerte no tiene efecto en la dispersión del mismo una vez que sale del venteo.

A medida que el gas es desplazado durante el cargue, el lastre, el libre de gases o

el purgado y sale por los venteos del buque, inmediatamente comienza a

mezclarse con la atmósfera.

La concentración de hidrocarburo se reduce progresivamente hasta que, a cierta

distancia del venteo, está por debajo del LFL. A cualquier valor por debajo del LFL

el gas deja de ser un peligro de inflamabilidad ya que no puede prenderse. Sin

embargo, cerca de cualquier venteo existe una zona inflamable en la cual la

concentración de gas está por encima del LFL.

Hay un peligro potencial de incendio y explosión si esta zona inflamable llega

hasta algún sitio donde pueda haber una fuente de ignición, como:





95

Acomodaciones y lugares de la superestructura donde el gas pueda colarse

a través de puertas, portillos o tomas de ventilación.

La cubierta del buque la cual, aunque normalmente se considera libre de

fuentes de ignición, es un área de trabajo y pasadizo.

Un muelle adyacente el cual, aunque normalmente se considera libre de

fuentes de ignición, es un área de trabajo y pasadizo

Buques adyacentes, como buques de aligeramiento, barcazas de

combustible y provisiones, botes de pilotos y de personal.

2.5.4 Variables que Afectan la Dispersión

2.5.4.1 El Proceso de Dispersión

Una mezcla de gas hidrocarburo y aire (o gas inerte), que se emite verticalmente

desde una salida de venteo, se levanta en su momento como una nube por

encima de la boca del venteo. Si no hay viento, la nube se mantiene vertical, pero

de lo contrario, se curva con la dirección del viento. A la elevación de la nube por

su expulsión se le opone la tendencia a bajar debido a que su densidad es mayor

que la del aire circundarte.

La velocidad de salida del gas expulsado está en su máximo en la boca de salida

del venteo, y disminuye a medida que se agrega aire a la nube. Este aire

disminuye la concentración de gas hidrocarburo y por lo tanto la densidad de la

nube. La progresiva disminución de la velocidad, de la concentración del gas y de

la densidad, junto con la velocidad del viento y otros aspectos meteorológicos,

determinan la forma final de la nube y por lo tanto de la zona inflamable.

El tipo de venteo que se usa afecta la dispersión de la nube de gas. Durante una

operación normal de cargue, el venteo será a través de:





96

Un sistema de venteo de alta velocidad instalado a una altura mínima de 2

metros sobre la cubierta, el cual hace que el vapor se ventee a una

velocidad de 30 m/seg. independientemente de la rata de cargue; o

Un mástil de venteo con una altura mínima de 6 metros sobre la cubierta.

Estos mástiles y venteos de alta velocidad no pueden estar situados a menos de

10 metros de cualquier venteo de la acomodación, para garantizar que los vapores

sean dispersados con seguridad antes de llegar a estos sitios.

2.5.4.2 Velocidad del Viento

Por muchos años se ha sabido que la baja velocidad del viento restringe la

dispersión de las mezclas de gas hidrocarburo/aire. Esta información está basada

en la experiencia a bordo de los tanqueros y se ha hecho muy poca investigación

experimental para obtener información cuantitativa sobre el efecto de la velocidad

del viento. Gran parte depende de la cantidad de gas que se ventea y cómo se

ventea, pero la experiencia en los terminales sugiere que, a velocidades de viento

de 5 m/seg. (10 nudos), la dispersión es suficiente para evitar riesgos de

inflamabilidad.

2.5.4.3 Rata de Flujo del Gas

A medida que la rata de flujo de una mezcla de gas hidrocarburo/aire de una

composición definida se incrementa en una abertura dada, se presentan varios

efectos. En primer lugar, la rata de emisión de los constituyentes del hidrocarburo

se aumenta en proporción a la rata de flujo total y por lo tanto la distancia que la

nube viaja antes de diluirse a un LFL es mayor. De otra parte, a mayor velocidad

mayor eficiencia en la mezcla del gas rico en hidrocarburo con el aire, lo que

tiende a contrarrestar el primer efecto.





97

Adicionalmente, a bajas ratas de flujo, la fuerza inicial de la nube puede no ser

suficiente para contrarrestar la tendencia a bajar de la nube por su alta densidad

inicial.

Figuras 2.3 (a) y (b) – Indicación del efecto de la rata de flujo del gas en la

zona de inflamabilidad





98

En la figura 2.3 se ilustran los resultados de la interacción de estos procesos a

baja velocidad del viento. La mezcla de gas utilizada para obtener estos

diagramas fue de 50% por volumen de propano y 50% por volumen de aire, la cual

puede ser esperada típicamente al rellenar una carga de crudo. A la menor rata de

flujo (Figura 2.3 (a)) el efecto de la densidad predomina y el gas se hunde encima

de la cubierta. A la mayor rata de flujo (Figura 2.3 (c)) el mezclado es mucho más

eficiente y no hay tendencia de la nube a hundirse.





99

Figura 2.3 (c) - Indicación del efecto de la rata de flujo del gas en la zona de

inflamabilidad

Las zonas de inflamabilidad generadas en las mismas operaciones con gasolina

de aviación o motor serán similares pero con un efecto de densidad más

pronunciado, el cual será aún mayor con un cargamento de gasolina natural.

Igualmente, la mayor dilución requerida por la gasolina de aviación o motor para

alcanzar el LFL tiende a hacer la zona de inflamabilidad más grande que con

petróleos crudos, siendo aún mayor con gasolinas naturales. Por esto, el problema

de la dispersión aumenta progresivamente de petróleos crudos a gasolina de

aviación o motor, y las cargas del tipo gasolina natural.

2.5.4.4 Concentración de Gas Hidrocarburo

Con una rata constante de flujo de gas, los cambios en la concentración del

hidrocarburo tienen dos efectos. La rata de emisión del gas hidrocarburo

incrementa en proporción a la concentración, de forma que, manteniendo las

demás variables iguales, la extensión de la zona de inflamabilidad se incrementa.

También la densidad inicial de la mezcla se incrementa al salir por el venteo

aumentando la tendencia de la nube a bajar hacia la cubierta.

Por lo tanto, con una concentración baja se puede esperar una zona de

inflamabilidad similar en forma a la mostrada en la figura 2.3 (c), pero tiende a ser

más pequeña por la menor cantidad de gas hidrocarburo. Con el incremento de la

concentración, la zona de inflamabilidad tiende a adoptar las formas mostradas en

las figuras 2.3 (b) y 2.3 (a) mostrando el efecto del incremento de la densidad.

Adicionalmente, el tamaño general de la zona se hace mayor debido a la mayor

rata de emisión del gas hidrocarburo.





100

2.5.4.5 Área de la Sección Transversal de la Abertura

El área de la abertura a través de la cual la mezcla de gas hidrocarburo/aire

emana, determina, para una rata de flujo volumétrica dada, la velocidad lineal del

flujo y por lo tanto la eficiencia de mezclado de la nube con la atmósfera. Efectos

de esta clase ocurren, por ejemplo, al hacer un tanque libre de gas. Si se utilizan

turbo ventiladores fijos, la mezcla es venteada usualmente a través de un tubo con

un área de sección transversal lo suficientemente pequeña para generar una alta

velocidad y ayudar a la dispersión en la atmósfera. Cuando se utilizan ventiladores

pequeños portátiles, que normalmente tienen que ser usados con una pequeña

presión de retroceso, es normal que se emita el gas a través de la escotilla del

tanque. La velocidad de emisión es muy baja y la salida muy cercana a la cubierta,

circunstancias que ayudan a que el gas permanezca cerca de la cubierta.

2.5.4.6 Diseño de la Salida del Venteo

El diseño y posición de la salida de un venteo debe cumplir con los requisitos del

SOLAS.

En ciertas operaciones, como liberación de gases, el vapor puede ser venteado

desde los tanques a través de otras aperturas diferentes a los venteos diseñados

para los tanques.

2.5.4.7 Posición de la Salida de los Venteos

Si los venteos están situados cerca de estructuras tales como la acomodación, la

forma de la zona de inflamabilidad está influenciada por la turbulencia producida

en el aire al pasar sobre la superestructura. En la figura 2.4 un diagrama muestra

la clase de remolinos que se forman. En él se muestra como en el lado de llegada





101

hay remolinos con dirección descendente por debajo del nivel indicado por la línea

X – X y como, encima y en el lado de socaire de la estructura, hay una tendencia a

que el aire turbulento forme remolinos cercanos a la estructura.

Estos movimientos pueden afectar adversamente la dispersión eficiente del gas

hidrocarburo.

Si la velocidad de salida en una abertura cercana a una estructura es alta, se

puede superar la influencia de los remolinos.

Por ejemplo, la figura 2.5 (a) muestra la zona de inflamabilidad de un venteo

situado solamente a 1.5 metros de la ciudadela y contra el viento. La nube es casi

vertical y apenas toca la estructura de la ciudadela. Sin embargo, una rata de

venteo más baja podría resultar en un serio impacto de la zona de inflamabilidad

contra la ciudadela.

La figura 2.5 (b) ilustra el efecto de una abertura adicional que dobla la cantidad

del gas emitido. En parte como resultado de los remolinos y en parte debido a la

nube combinada y más densa, la zona de inflamabilidad está en estrecho contacto

con la parte superior de la ciudadela.





102

Figura 2.4 – Patrón típico del flujo de aire alrededor de la ciudadela

2.5.5 Minimizar los Peligros de los Gases Venteados El objetivo del sistema de venteo y su control operacional es minimizar la

posibilidades que las concentraciones de gases inflamables ingresen a espacios

cerrados donde haya fuentes de ignición, o que lleguen a áreas de cubierta donde,

no obstante las precauciones, pueda haber una fuente de ignición. En secciones

anteriores, se han descrito medios para promover la rápida dispersión del gas y

minimizar su tendencia a bajar hacia la cubierta. Aunque esta sección se relaciona

con la inflamabilidad, los mismos principios aplican a la dispersión de los gases

hasta concentraciones que son seguras para el personal.

SOLAS requiere las siguientes condiciones para cualquier operación donde se

desplacen mezclas inflamables a la atmósfera o donde se desplacen mezclas que

se pueden volver inflamables al diluirse con aire, como en los buques inertes:

Una descarga vertical sin obstrucciones a una alta velocidad de flujo.

Colocar las salidas con suficiente altura por encima de la cubierta





103

Colocar las salidas a una distancia adecuada de la superestructura y otros

espacios cerrados.

Al usar una salida de venteo de un diámetro fijo, usualmente designada para un

125% de la máxima rata de cargue, la velocidad del flujo disminuirá con ratas más

bajas de cargue. Los venteos con áreas variables automáticas (válvulas de venteo

de alta velocidad) se pueden instalar para mantener una alta velocidad de flujo

durante todas las condiciones de cargue. La altura permitida de la salida del

venteo sobre la cubierta depende si el venteo se realiza por un mástil de

ventilación o a través de venteos con válvulas de alta velocidad.

Figura 2.5 – Zona inflamable con aperturas cerca de la ciudadela





104

El sistema de venteo siempre se debe utilizar durante las operaciones de cargue y

durante las operaciones de lastre de tanques no libres de gases.

Cuando un tanque se desgasifica por medio de ventiladores fijos mecánicos, o

purgando con gas inerte por desplazamiento o dilución a través de los venteos, se

debe mantener velocidades de flujo suficientemente altas para garantizar la rápida

dispersión del gas en cualquier condición.

Cuando un tanque se desgasifica por medio de ventiladores portátiles, puede ser

necesario abrir la escotilla del tanque para que haga las veces de salida, lo que

resulta en una velocidad de salida baja. Por esto se requiere vigilancia para

garantizar que el gas no se acumule en la cubierta. Si un tanque inerte se

desgasifica a través de la escotilla del tanque, puede haber sitios con atmósfera

deficiente en oxigeno. Si es posible, es preferible desgasificar a través de una

abertura de diámetro pequeño, como una abertura de limpieza, con un tubo

vertical ensamblado temporalmente.

En todas las operaciones donde se ventee gas, se debe ejercer adecuada

vigilancia, especialmente bajo condiciones adversas (ej. si no hay viento o es muy

poco). Bajo tales circunstancias puede ser prudente detener las operaciones hasta

que las condiciones mejoren.

2.5.6 Cargue de Productos con Presión de Vapor Muy Alto

2.5.6.1 Evolución del Gas

Esta Sección hasta ahora ha tratado sobre la evolución y dispersión del gas de

cargas con alta presión de vapor, las cuales originan capas concentradas de gas

hidrocarburo de hasta 1 metro de profundidad o menos cuando se embarcan . Hay

veces que se encuentran cargas que originan capas de mayor profundidad. Los





105

ejemplos principales son petróleos crudos, que pueden haber aumentado su

presión de vapor por la adición de mas gas (como el butano) y algunas gasolinas

naturales (subproductos del LNG/LPG) conocidos como Pentano Plus.

En la figura 2.6 se muestran algunos ejemplos de la variación de la profundidad de

las capas (con concentraciones mayores o igual al 50% por volumen) en relación

con la Presión de Vapor Verdadera (TVP), para las gasolinas naturales típicas y

petróleos crudos. Hay algunas cargas con propiedades intermedias, por ejemplo

condensados estabilizados, algunos productos destilados (que se pueden

embarcar como productos de petróleo limpios como la nafta, kerosene o diesel) y

petróleos crudos con contenidos de metano y etano anormalmente bajos.

La curva de la gasolina natural en la figura 2.6, es para una serie de mezclas de

diferentes TVP y la curva del crudo es para productos con agregado de butano al

crudo. Debajo de una capa de 1 metro de espesor, la dependencia del espesor en

el TVP no es muy influenciada por el tipo de carga. A mayor TVP, la curva se

vuelve más empinada progresivamente, indicando que en este rango un pequeño

aumento en el TVP causa un gran aumento en la evolución del gas.

La ebullición se da cuando el TVP excede 1 bar. En el caso de las mezclas de

gasolinas naturales, este coincide muy estrechamente con el incremento

pronunciado del grosor de la capa. Sin embargo, con las mezclas de crudo/butano,

el incremento empinado no ocurre hasta alcanzar un TVP significantemente por

encima de 1 bar. Los crudos se pueden estabilizar de forma que sus TVP estén

cerca de o ligeramente encima de 1 bar al ingresar al buque. En la práctica, se

puede dar alguna ebullición aún sin la adición de butano, pero la evolución del gas

no será necesariamente excesiva.





106

Figura 2.6 Relación entre la profundidad y la presión real del vapor

En la ebullición, debajo de la superficie del líquido se forman burbujas, pero

solamente a una profundidad en la cual la presión total (atmosférica más

hidrostática) es igual al TVP. La consecuente pérdida de gas en esta región puede

conducir a una caída localizada del TVP. Más aún, el calor latente requerido para

evaporar el gas se enfría, lo que también reduce el TVP. La reducción del TVP por

estas causas, en el líquido cerca de la superficie, tiende a demorar la ebullición, a

pesar que el TVP del contenido total sea mayor a 1 bar. Por eso es que los crudos





107

se pueden manejar con el TVP ligeramente por encima de 1 bar. Esto no aplica de

la misma manera a los productos tipo gasolinas naturales porque los componentes

gaseosos en un crudo son solamente una pequeña parte del total, en cambio una

gasolina natural usualmente consiste casi enteramente de componentes

potencialmente gaseosos. Esto significa que, cuando sucede la ebullición, la

disponibilidad de gas es mucho mayor con las gasolinas naturales que con el

petróleo crudo. Las gasolinas naturales difícilmente experimentan disminución del

TVP por la depleción del gas cuando inicia la ebullición, por lo que la ebullición es

mas propensa a continuar en su caso que en el caso de los crudos.

2.5.6.2 Precauciones Especiales con las Cargas con Presión de Vapor Muy Alto

Cuando se presentan capas de gas inusualmente espesas, se puede ventear

concentraciones muy altas de gas, cercanas al 100% por volumen, durante

periodos de tiempo prolongados. Por esto, se puede encontrar cantidades

excesivas de gas en o alrededor del tanquero que pueden exigir que se tomen

precauciones especiales.

Curvas como las que se muestran en la figura 2.6 sugieren que el TVP a la

temperatura de cargue del producto debe ser usado como el criterio para

determinar que precauciones especiales son necesarias. La Presión de Vapor

Reid de una carga proporciona poca guía excepto que la temperatura de la carga

al embarque sea especificada. Sin embargo, se estima como difícil seleccionar los

criterios de TVP porque dependen en últimas, de juicios subjetivos sobre las

condiciones de gas aceptables en el buque. Como regla general, la información

disponible sugiere que se debe considerar la necesidad de precauciones

especiales cuando se espera que el TVP exceda los siguientes valores:

Para cargas tipo gasolinas naturales, como Pentano Plus (C5+), 0.75 bar.





108

Para petróleos crudos, con o sin agregado de gas, 1.0 bar.

Para algunas cargas intermedias, como condensados estabilizados,

algunos productos destilados y crudos con contenidos de metano y etano

anormalmente bajos, el límite del TVP se puede situar entre los dos valores

anteriores.

Cuando la temperatura de la carga, las condiciones de estabilización del crudo y la

Presión de Vapor Reid son conocidas, la Presión de Vapor Verdadera puede ser

calculada para observar los criterios anteriores.

2.6 SULFURO DE HIERRO PIROFÓRICO

2.6.1 Oxidación Pirofórica

En un atmósfera libre de oxigeno y con gas de sulfuro de hidrogeno presente o,

específicamente, cuando la concentración de sulfuro de hidrógeno excede la del

oxigeno, el óxido de hierro se convierte en oxido de azufre. Cuando el óxido de

azufre se expone posteriormente al aire, se convierte nuevamente en óxido de

hierro y se forma ya sea sulfuro libre o dióxido de sulfuro en gas. Esta oxidación

puede acompañarse por la generación de calor considerable de forma tal que

algunas partículas pueden arder. A la oxidación exotérmica rápida se le llama

oxidación pirofórica.

El sulfuro pirofórico de hierro, i.e. sulfuro de hierro capaz de una oxidación pirofórica en el aire, puede incendiar las mezclas inflamables de gas hidrocarburo/aire.





109

2.6.2 Formación de Piróforos

2.6.2.1 Generalidades

Como se describió anteriormente, la formación de piróforos depende de tres

factores:

Presencia de óxido de hierro (herrumbre)

Presencia de sulfuro de hidrógeno en gas

Falta de oxigeno

Sin embargo, también depende en la influencia comparativa de estos factores. La

presencia de oxigeno impedirá la conversión del óxido de hierro en sulfuro de

hierro. También, mientras que la concentración de sulfuro de hidrogeno tiene una

influencia directa en la formación de pirofóricos, el grado de porosidad del óxido de

hierro y la rata de flujo del gas sobre la superficie influenciará la rata de

sulfatación. Los experimentos han demostrado que no hay nivel de seguridad por

debajo del cual no se formen pirofóricos.

2.6.2.2 En Operaciones del Terminal

En las operaciones de los terminales, el sulfuro pirofórico de hierro es bien

conocido como una fuente potencial de ignición. Los depósitos pirofóricos se

encuentran en los tanques de almacenamiento, en servicios de crudos azufrados y

en equipos de procesos en que se maneje flujos azufrados. Cuando estos tanques

o equipos se sacan fuera de servicio, es una práctica normal mantener las

superficies interiores humedecidas durante su ventilación para que no pueda

presentarse una reacción pirofórica antes que el equipo esté desgasificado.





110

Los depósitos y sedimentos también deben mantenerse húmedos hasta tenerlos

en un área segura donde la ignición posterior no produzca daños. Muchos

incendios han ocurrido por el secado prematuro de los depósitos acumulados.

2.6.2.3 En Operaciones Marinas

Mientras que el sulfuro pirofórico de hierro es ampliamente conocido como una

fuente de ignición en las operaciones terrestres, raramente se ha tenido en cuenta

como una causa de incendios marítimos y en esos pocos casos las

concentraciones fueron muy altas. Se cree que las operaciones marinas han

estado libre de este peligro debido a que los tanques no inertados en los buques

normalmente contienen algo de oxigeno en el espacio libre y lleno de vapor, como

resultado de la respiración del tanque.

Sin embargo, el uso de gas inerte en los petroleros puede, al disminuir el nivel de

oxigeno inicial así como el de subsiguientes ingresos, incrementar la posibilidad de

formar depósitos pirofóricos. Aunque el humo de combustión de los buques

normalmente contiene entre 1 y 5% de oxigeno, este nivel puede reducirse aún

más por absorción en el crudo. Además, a medida que los tanques se mantienen

presurizados con gas inerte de bajo contenido de oxigeno, el aire no entrará al

espacio vacío. Si la presión debe ser aumentada, se hará nuevamente con gas

inerte de bajo contenido de oxigeno.

2.6.3 Prevención de la Ignición Pirofórica en Tanques Inertes

Mientras que los tanques permanezcan inertes, no hay peligro de ignición debida a

una reacción exotérmica pirofórica. Por lo tanto, es imperativo que no se permita

que la atmósfera en el tanque se vuelva inflamable. La atmósfera se volverá





111

inflamable inevitablemente si los tanques se descargan con la planta de gas inerte

fuera de servicio.

Sin embargo, varios factores pueden impedir la formación de pirofóricos o una

reacción pirofórica, reduciendo consecuentemente el riesgo de ignición. Estos

factores incluyen:

Insuficientes depósitos de óxido de hierro suficientemente gruesos

Inclusión de sulfuro y petróleo en tanques

Venteo de tanques con aire

Sin embargo, estos factores inhibidores no son predecibles y nadie puede

confiarse que siempre sean efectivos. Por lo tanto, el grado de riesgo se juzga

como alto por lo que se requiere que se mantenga control permanente sobre la

atmósfera durante y después del descargue. Para garantizar que se pueda

mantener control, se debe observar las siguientes prácticas:

Mantenimiento diligente de la planta de gas inerte

Se debe mantener a mano los repuestos de partes críticas que no se

pueden obtener rápidamente o que pueden fallar repentinamente.

En caso de falla de la planta de gas inerte antes de o durante el descargue

carga o de lastre desde los tanques de carga, el descargue no debe

comenzar o se debe suspender hasta que la operación de la planta se

restaure, se suministre un medio alterno para proveer el gas inerte.

Hay evidencias que los depósitos pirofóricos formados durante el viaje cargado no

se desactivan necesariamente durante el siguiente viaje lastrado. Por lo tanto, las

atmósferas en los tanques de carga se deben mantener inertes o en condiciones

de no inflamabilidad, ya sea durante el viaje o durante el descargue del lastre de





112

los tanques. La correcta aplicación de los procedimientos de inertización o

desgasificación, deben garantizar que se eviten las atmósferas inflamables.

2.7 PELIGROS ASOCIADOS CON EL MANEJO, ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES RESIDUALES

2.7.1 Generalidades

La primera parte de esta Sección trata sobre los peligros de inflamabilidad

asociados con los combustibles residuales y suministra información sobre la

composición del vapor y el punto de inflamación, junto con recomendaciones

sobre procedimientos operacionales a adoptar cuando se manejan, almacenan o

transportan combustibles residuales.

Debe notarse que estas guías se refieren solamente a combustibles residuales y

no a combustibles destilados.

2.7.2 Naturaleza del Peligro

Los combustibles residuales son capaces de producir vapores de hidrocarburos

livianos cerca del líquido, de forma que la composición del vapor puede estar

cerca de o dentro del rango inflamable. Esto puede ocurrir aún cuando la

temperatura de almacenamiento esté bien por debajo del punto de inflamación.

Esto no es normalmente en función del origen o del proceso de fabricación del

combustible, aunque los combustibles que contienen residuos de craqueo pueden

tener una mayor tendencia a generar vapores de hidrocarburos livianos.

Aunque los hidrocarburos livianos pueden estar en los tanques que contienen

combustibles residuales, el riesgo asociado con ellos es pequeño excepto que la

atmósfera esté dentro del rango inflamable y haya presente una fuente de ignición.





113

En tal caso, puede suceder un incidente. Por lo tanto, se recomienda que se

considere como potencialmente inflamables los espacios de los tanques con

combustibles residuales.

2.7.3 Medición del Punto de Inflamación e Inflamabilidad de la Superficie

2.7.3.1 Punto de Inflamación

Los combustibles se clasifican para su almacenamiento, manejo y transporte

seguro, teniendo en cuenta el punto de inflamación obtenido por el método de la

copa cerrada. Sin embargo, se ha visto que entre el punto de inflamabilidad

determinado y la inflamabilidad calculada de la porción de atmósfera contigua a la

superficie de los combustibles residuales no tienen una correlación fija. Por esto,

no obstante que se tenga almacenado un combustible residual a una temperatura

por debajo de su punto de inflamación, la atmósfera del tanque contigua a la

superficie del líquido puede ser inflamable.

2.7.3.2 Flamabilidad de la Atmósfera Contigua

Tradicionalmente los detectores de gases, como los explosímetros, se han usado

para verificar que los espacios cerrados estén libres de gases, para lo que son

completamente adecuados. También han sido usados para medir la flamabilidad

de las atmósferas contiguas a la superficie en términos de un porcentaje del LFL.

Dichos detectores se basan en la calibración realizada normalmente con un solo

hidrocarburo, como el metano, el cual puede tener características de LFL

completamente alejadas de los hidrocarburos realmente presentes en la atmósfera

contigua del combustible residual. Cuando se usa un explosímetro para evaluar el

grado de riesgo en el espacio contiguo de un tanque no inertado conteniendo

combustible residual, se recomienda que este sea calibrado con una mezcla de





114

pentano/aire o hexano/aire. Esto hará obtener estimativos más conservadores

sobre la inflamabilidad, aunque las lecturas no se deberán considerar como un

valor preciso sobre las condiciones del espacio de vapor.

Al tomar lecturas, se deberá seguir fielmente las instrucciones del fabricante, y la

calibración del instrumento se deberá verificar frecuentemente ya que los

detectores catalíticos oxidantes (actuador) son susceptibles al veneno cuando se

exponen a los vapores de combustibles residuales.

En vista de los problemas asociados para obtener una medida correcta sobre la

inflamabilidad del espacio de vapor del combustible residual, utilizando el equipo

portátil disponible, el %LFL dado sólo mide el combustible a grosso modo en

términos de un riesgo relativo. Por esto, se debe tener cuidado al interpretar los

valores obtenidos con estos medidores de gas.

2.7.4 Medidas Preventivas

2.7.4.1 Temperaturas de Almacenamiento y Manejo

Cuando se transporta como combustible, las temperaturas del combustible

residual en el sistema de combustible se deben ajustar todo el tiempo a códigos

de practicas establecidos, por lo que se debe evitar el calentamiento excesivo.

2.7.4.2 Llenado y Venteo

Cuando los tanques se están llenando y venteando, el espacio de vapor se

desplazará a través de los venteos. Se debe tener especial cuidado en garantizar

que las mallas de llamas estén en buenas condiciones y que no haya fuentes de

ignición en el área inmediatamente alrededor del sistema de venteo.





115

Cuando se estén llenando tanques vacíos o casi vacíos, los calentadores deben

estar apagados y fríos. Si el combustible hace contacto con serpentines calientes

puede producirse rápidamente una atmósfera inflamable.

2.7.4.3 Clasificación del Espacio de Vapor

Todo espacio de vapor de combustibles residuales debe ser clasificado como

peligroso y se deben tomar las precauciones pertinentes. El equipo eléctrico que

se encuentre en el tanque debe cumplir con los requisitos de seguridad.

2.7.4.4 Reducción del Peligro

La flamabilidad del espacio de vapor en los tanques de combustibles residuales

debe ser monitoreada regularmente.

Si se detecta un valor en exceso de los niveles recomendados (La Resolución IMO

A.565(14) se refiere a un nivel en exceso del 50% del LFL), se debe tomar acción

para reducir la concentración del vapor purgando el espacio con aire a baja

presión. Los gases se deben ventear a un área segura y que no hayan fuentes de

ignición cercanas a los venteos. Al terminar el venteo, las concentraciones del gas

en el tanque se deben seguir monitoreando y, si es necesario, continuar con el

venteo.

Cuando el combustible residual se transporta como carga a bordo de tanqueros

provistos de sistema de gas inerte, se recomienda que el gas inerte sea utilizado y

que el espacio de vapor se mantenga en condición inerte.

2.7.4.5 Muestreo y Medición





116

Todas las operaciones se deben realizar con la debida diligencia con el objeto de

evitar los riesgos asociados con la electricidad estática .

2.7.5 Peligro del Sulfuro de Hidrógeno en los Combustibles Residuales

Los combustibles que contienen altas concentraciones de H2S pueden ser

suministrados al buque sin la información respectiva anticipada. El personal del

buque siempre debe estar alerta respecto a la posible presencia de H2S en el

combustible y prepararse para tomar las precauciones apropiadas si así es.

Antes de tomar el combustible de consumo, el buque se debe comunicar con el

proveedor para aclarar si el producto contiene o no H2S.

El diseño y posición de los venteos de los tanques de combustible hacen más

difícil manejar la exposición al personal, ya que no se puede implementar la toma

o el venteo cerrado del producto.

Si no se puede evitar tomar combustible con H2S por encima del TLV-TWA, se

debe tener procedimientos para monitorear y controlar el acceso del personal a las

zonas expuestas.

Tan pronto como sea posible, se debe implementar la ventilación para reducir la

concentración del vapor en los espacios del tanque y en las áreas donde el vapor

se pueda acumular.

Incluso después que el tanque ha sido venteado para reducir la concentración a

un nivel aceptable, las subsecuentes transferencias, calentamientos y

perturbaciones pueden causar que la alta concentración reaparezca.





117

Se debe continuar con el monitoreo periódico de la concentración de H2S hasta

que el tanque se llene con un combustible que no contenga H2S.





118

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO II

1. Grado de daño que una sustancia o una mezcla de sustancias puede ocasionar

a los seres humanos.

a. Densidad

b. Nocividad

c. Toxicidad

d. Inflamabilidad

2. Los efectos principales de bajas concentraciones de gas de petróleo en las

personas son:

a. Mareo y Perdida del equilibrio

b. Muerte

c. Parálisis e insensibilidad

d. Dolores de Cabeza e Irritación de ojos

3. La toxicidad de los gases del petróleo puede variar ampliamente dependiendo

de:

a. Los componentes principales de los gases

b. El tiempo de exposición

c. Concentración en campo






119

4. La exposición a las concentraciones de los vapores de este hidrocarburo

aromático aún en algunas partes por millón en aire puede afectar la médula de

los huesos y puede causar anemia y leucemia. :

a. Xileno

b. Tolueno

c. Benceno


5. El H2S también se puede encontrar en productos refinados tales como :

a. Nafta

b. Fuel-oil

c. Bunker

d. Alquitranes y gasolinas.

e. Todas las anteriores

6. Los tanques del combustible se deben monitorear:

a. Antes del embarque

b. Después del embarque

c. Durante el embarque

d. Todas las anteriores

7. Son gases incoloros y olorosos, generados naturalmente por la degradación de

organismos naturales:

a. Mercaptanos

b. Miomecaptanos

c. Pentaptanos





120

d. Ninguno de los anteriores

8. El primer requisito de un gas inerte es:

a. Alto contenido de Oxigeno

b. Nivel medio de Hidrogeno

c. Bajo Contenido de Oxigeno

d. Ninguno de los anteriores

9. Los instrumentos usados para medir los porcentajes de vapores de hidrocarburo

en atmósferas inertes son:

a. Indicadores de Gas de Filamentos No-catalíticos Calentados

b. Medidores de Índice Refractivo

c. Todas las Anteriores


10. Son los tipos más comunes de analizadores de oxigeno en uso:

a. Sensores paramagnéticos

b. Sensores electroquímicos

c. Todas las anteriores

d. Ninguna de las Anteriores





121

CAPITULO III

3. PELIGROS GENERALES DEL TERMINAL Y LA NAVE

3.1 PRINCIPIOS GENERALES En orden de eliminar el riesgo de fuego y explosión en un buque tanque, es

necesario prevenir que una fuente de ignición y una atmósfera inflamable estén

presentes en el mismo lugar y al mismo tiempo. No siempre es posible excluir

ambos factores simultáneamente y por lo tanto se deben tomar precauciones para

excluir o controlar uno de ellos.

En el caso de los compartimientos de carga, cuartos de bombas, y algunas veces

en la cubierta de tanques, se pueden esperar gases inflamables y la eliminación

estricta de todas estas fuentes posibles de ignición en estas locaciones es

esencial.

Las cabinas, cocinas y otras áreas dentro de la acomodación inevitablemente

contienen fuentes de ignición como equipo eléctrico, fósforos y/o encendedores

eléctricos de cigarrillos. Mientras sea practico minimizar y controlar estas fuentes

de ignición, por ejemplo el diseño de cuartos de fumadores aprobados, es esencial

evitar la entrada de gases inflamables.

Las entradas del aire acondicionado deben estar dispuestas para asegurar que la

presión atmosférica dentro de las acomodaciones siempre sea mayor que la

existente en la atmósfera externa. Los sistemas de aire acondicionado no deben

ser colocados a una recirculación del 100%, ya que esto puede causar que la

presión interna de la atmósfera caiga a ser menor que la de la atmósfera externa,

debido a los ventiladores de extracción en los espacios higiénicos y cocinas.





122

En los cuartos de maquinaria y de calderas, las fuentes de ignición tales como las

que se presentan como resultados de las operaciones de motores y el equipo

eléctrico no pueden ser evitadas. Por lo tanto, es esencial prevenir la entrada de

gases inflamables en estos compartimientos. Residuos de aceites ó de gasolina

pueden representar peligros de inflamabilidad y las pruebas rutinarias de

inflamabilidad en los espacios deben ser apoyadas por el personal del buque

tanque y de la Terminal.

Es posible, por un buen diseño y practica operacional, tanto para los gases

inflamables como las fuentes de ignición, que se controlen en forma segura desde

los talleres de cubierta, cuartos de almacenamiento, castillos de proa, etc. Sin

embargo, los medios para este control deben ser rigurosamente mantenidos y

permanentemente verificados.

Aunque la instalación y la operación correcta de un sistema de gas inerte

proporciona una medida adicional a la seguridad, no se debe eliminar ninguna otra

medida implementada que refuerce la seguridad del buque tanque.

El derramamiento de aceite y la fuga de hidrocarburos representan un peligro de

fuego y puede conducir a contaminación marina. También pueden causar

resbalones y caídas.

3.2 CONTROL DE FUENTES POTENCIALES DE IGNICION 3.2.1 LUCES O LAMPARAS SIN PROTECCION Las luces ó lámparas sin protección deben ser prohibidas en la cubierta de

tanques y en otro lugar donde hay un riesgo que gas de petróleo este presente.





123

3.2.2 FUMAR Fumar representa riesgos significantes sobre los buques tanques y por lo tanto

requiere un manejo cuidadoso y restrictivo. Mientras el texto de esta sección se

refiere explícitamente a fumar, los controles deben ser aplicados a la quema de

otros productos como incienso o palitos de santuarios chinos, una práctica que se

ha vuelto común alrededor del mundo. Así como sucede con los productos de

tabaco, aquellos que producen humo y que no tienen llama nunca deben ser

desatendidos o permitidos cerca de las camas u otros materiales combustibles.

3.2.2.1 FUMAR EN EL MAR Mientras un buque tanque está en el mar, fumar debe ser permitido solo en

tiempos y lugares establecidos por el Capitán. Fumar debe ser prohibido en la

cubierta de tanques u otro lugar donde los gases de petróleo se puedan presentar.

Se debe tener este criterio en cuenta cuando se determine la ubicación de los

lugares permitidos para fumadores.

3.2.2.2. FUMAR EN EL PUERTO Y FUMAR CONTROLADO El fumar debe ser estrictamente prohibido en todas las áreas restringidas

(espacios cerrados) dentro del buque tanque, excepto en las áreas designadas de

fumadores.

Algunas naves convencionales, típicamente más pequeñas tales como

remolcadores, barcazas y embarcaciones menores, pueden representar un riesgo,

por lo tanto se debe instruir a sus tripulaciones para que no fumen en las cubiertas

durante la atención de los buque tanques.





124

3.2.2.3 AVISOS Avisos portátiles y permanentes prohibiendo fumar y el uso de luces ó lámparas

sin protección deben ser exhibidos en los puntos de acceso al barco y en las

salidas desde las áreas de acomodación. Dentro de las áreas de acomodación, se

deben exhibir llamativamente instrucciones acerca de fumar.

3.2.3 ESTUFAS DE COCINA Y APARATOS PARA COCINAR El uso de estufas de cocina y otros aparatos para cocinar que emplean llamas

abiertas deben ser prohibidos mientras el buque tanque esté en una Terminal

cargando o descargando hidrocarburos, a no ser que la cocina este lo

suficientemente protegida y aislada.

Es esencial que el personal de la cocina sea instruido en las operaciones de

seguridad del equipo de cocina. Personas sin autorización y sin experiencia no

deben ser permitidas en están instalaciones.

Una causa frecuente de fuego es la acumulación o depósitos de grasa en las

áreas de la cocina, dentro de las tuberías del conducto de humos y en las

capuchas de los filtros de las ventilaciones de la cocina. Tales áreas requieren

inspección frecuente para asegurar que están mantenidas en una condición limpia.

3.2.4 CUARTOS DE MAQUINARIA Y CALDERAS 3.2.4.1 EQUIPO DE COMBUSTION Como una precaución contra fuegos y chispas, los quemadores, tubos, colectores

de gases de escape y reproductores de chispas en la sala de máquinas deben ser

mantenidos en buenas condiciones de trabajo.





125

Cualquier operación de carga, lastre o limpieza de tanques en progreso deben ser

detenidas y todas las aperturas del tanque deben ser cerradas, si se llegara a

detectar que el aislamiento de la sala de máquinas tiene alguna falla.

3.2.4.2 TUBOS SOPLADORES DE CALDERAS Los tubos de los motores principales deben ser soplados con alguna frecuencia

para quitar el hollín antes de llegar o después de partir desde un puerto. Los tubos

de las calderas no deben ser limpiados de hollín cuando el barco está en puerto

en operaciones de cargue o descargue de hidrocarburos. En el mar, el oficial de

guardia en el puente debe ser consultado antes que la operación comience y

probablemente se requiera cambiar el rumbo.

3.3 EQUIPO ELECTRICO PORTATIL 3.3.1 GENERAL Todo el equipo portátil eléctrico, incluyendo lámparas, para las operaciones en

áreas peligrosas debe ser de un tipo aprobado e intrínsicamente seguro. Antes de

su uso, el equipo portátil debe ser examinado por posibles defectos. Se debe

tener cuidado especial para prevenir cualquier daño mecánico a los cables

flexibles.

3.3.2 LAMPARAS Y OTROS EQUIPOS ELECTRICOS CON CABLES

FLEXIBLES

El uso de equipo eléctrico portátil con cables flexibles debe ser prohibido dentro de

los tanques de carga y los espacios adyacentes o sobre la cubierta de tanques.





126

Existen equipos que están aprobados para el uso solo sobre la cubierta de

tanques, equipos intrínsicamente seguros.

3.3.3 LAMPARAS OPERADAS POR AIRE Las lámparas operadas por aire, que sean de un tipo aprobado, deben ser usadas

en áreas de peligro aunque, para evitar la acumulación de electricidad estática en

el aparato, las siguientes precauciones deben ser observadas:

• El suministro de aire debe tener una trampa de agua

• La manguera de suministro debe ser de baja resistencia eléctrica.

Unidades instaladas permanentemente deben estar incorporadas.

3.3.4 LINTERNAS, LAMPARAS Y EQUIPOS DE BATERIAS PORTABLES Solo las linternas que hayan sido aprobadas por una autoridad competente para el

uso en atmósferas inflamables pueden ser usadas a bordo del buque tanque.

Transistores portátiles de mano UHF/VHF deben ser del tipo intrínsecamente

seguro.

Elementos personales pequeños activados por baterías tales como relojes,

aparatos miniatura de audición y marcapasos de corazón no son fuentes

significantes de ignición.

A menos que estén aprobados para el uso en una atmósfera inflamable, radios

portátiles, grabadoras de casetes, calculadoras electrónicas, cámaras que

contengan baterías, unidades de flash fotográfico, teléfonos portátiles o beepers,





127

pueden utilizarse, sin embargo, no deben ser usados en la cubierta de tanques o

en áreas donde se sospecha la presencia de gas inflamable.

Las cintas de calibración ó medición con unidades electrónicas operadas por

baterías, deben ser certificadas para el uso en atmósferas inflamables.

3.3.5 CAMARAS Existe un ancho rango de equipo fotográfico disponible. Los barcos y la Terminal

pueden encontrar varios tipos de cámaras en diferentes situaciones: equipos de

filmación con equipos profesionales complejos y grandes baterías. Las siguientes

guías generales deben ser consideradas cuando se decide si es seguro o no usar

una cámara particular. Esta guía se refiere solo a los peligros de ignición y no

considera las preocupaciones de seguridad que puedan requerir otras

restricciones en el uso de cámaras en algunos puertos.

El equipo de cámaras que contiene baterías puede producir una chispa incendiaria

del flash o la operación de elementos que requieren electricidad, tales como un

control de apertura y mecanismos de filmación de cuerda. Por lo tanto, este equipo

no debe ser usado en un área peligrosa a menos que sea certificado como

apropiado para el uso en dicha área.

3.3.6 OTROS EQUIPOS ELECTRICOS PORTATILES Cualquier otro equipo eléctrico o electrónico que no haya sido aprobado, ya sea

operado por batería o cable, no debe ser activado, prendido o usado dentro de las

áreas peligrosas. Esto incluye, aunque no limita a, radios, calculadoras, equipo

fotográfico, computadores portátiles, computadores de mano y otros equipos





128

portátiles que sean accionados eléctricamente pero no aprobados para operación

en áreas peligrosas.

3.4 MANEJO DEL EQUIPO ELECTRICO EN AREAS PELIGROSAS 3.4.1 GENERAL Esta sección describe los diferentes enfoques de la clasificación de las áreas

peligrosas a bordo de buques tanques y de las áreas peligrosas en las terminales

con respecto a las instalaciones y equipos eléctricos. Una guía general es dada

sobre las precauciones de seguridad que se deben observar durante el

mantenimiento y reparación del equipo eléctrico. Se debe tener en cuenta que los

estándares para el equipo eléctrico y su instalación son considerados fuera del

alcance de esta guía.

3.4.2 AREAS PELIGROSAS 3.4.2.1 AREAS PELIGROSAS EN UN PETROLERO En un petrolero, ciertas áreas/espacios son definidas por la convención

internacional, las administraciones de bandera y las sociedades de clasificación

como peligrosas/riesgosas para la instalación o uso de equipo eléctrico ya sea en

todo momento o durante periodos específicos como operaciones de carga, lastre,

limpieza de tanques o liberación de gas.

Las definiciones de áreas peligrosas en los petroleros, detalladas en las reglas de

sociedades de clasificación, son derivadas de las recomendaciones realizadas por

la Comisión Internacional Electrotécnica (IEC) en relación con los tipos de equipos

eléctricos que pueden ser instalados en ellas. Se debe tener en cuenta que para





129

las terminales las definiciones del IEC siguen una clasificación rígida basada en un

concepto de cada región.

Las áreas peligrosas se pueden resumir en la siguiente lista:

• Cubierta principal.

• Áreas de tanques.

• Sala de bombas.

• Múltiples para conexión de mangueras o brazos.

• Múltiples para conexión de bunkers.

• Pañoles de proa o a media cubierta.

• Cubierta de popa.

• Castillo de proa.

3.4.2.2 CIRCUITO CERRADO DE TELEVISION Si se cuenta con un circuito cerrado de televisión en un buque tanque, las

cámaras y el equipo asociado deben tener un diseño aprobado para las áreas en

que está localizado. Si estos son de un diseño aprobado, no hay ninguna

restricción en su uso. Cuando un buque tanque esté en una Terminal, cualquier

servicio de este equipo debe estar sujeto a un acuerdo previo entre el oficial

responsable del barco y el representante de la Terminal.

3.4.2.3 EQUIPO ELECTRICO Y LAS INSTALACIONES SOBRE EL BARCO El equipo eléctrico y las instalaciones fijas en los buques tanques estarán

ajustados a los acuerdos con la sociedad de clasificación o los requerimientos

nacionales, basados en las recomendaciones de la IEC





130

3.4.2.4 EQUIPO ELECTRICO Y LAS INSTALACIONES EN LAS TERMINALES En las terminales, los tipos de equipo eléctrico y métodos de instalación serán

autorizados normalmente por los requerimientos nacionales y, donde sea

aplicable, por las recomendaciones de la IEC.

3.5 USO DE HERRAMIENTAS 3.5.1 SAND BLASTING Y HERRAMIENTAS OPERADAS MECANICAMENTE. Se debe notar que el sand blasting y el uso de herramientas operadas

mecánicamente no son normalmente consideradas en la definición de trabajo

caliente en la industria marítima. Sin embargo, estas actividades tienen un

potencial significante para producir chispas y deben ser llevadas a cabo bajo el

control de un sistema de Permiso para Trabajar, o bajo el control del sistema de

manejo de seguridad del barco.

No se debe hacer ningún trabajo de sand blasting sin el conocimiento y la

aprobación del Capitán del buque.

3.5.2 HERRAMIENTAS DE MANO El uso de herramientas de mano como martillos y raspadores para la preparación

de las cubiertas de acero para su mantenimiento y pintura, pueden ser permitidos

sin un permiso de trabajo caliente. Su uso debe, sin embargo, ser restringido a las

áreas de la cubierta y las acomodaciones no relacionadas con el sistema de

carga.





131

El área de trabajo debe estar libre de gas y libre de materiales combustibles. Si se

va a llevar a cabo trabajos de mantenimiento en cubierta, el buque no debe estar

comprometido en ninguna operación de carga, toma de combustible, deslastre,

limpieza de tanques, liberación o purga de gas.

3.6 EQUIPO HECHO DE ALUMINIO Equipo de aluminio no debe ser arrastrado o frotado contra el acero ya que puede

dejar una mancha la cual, si subsecuentemente es golpeada por un martillo o un

objeto que caiga, puede causar una chispa incendiaria. Por lo tanto es

recomendado que las partes o elementos de aluminio, como pasarelas y otras

estructuras portátiles de aluminio estén protegidas con un plástico duro o con tiras

de madera para prevenir manchas que sean transferidas a las superficies de

acero.

El uso de otros equipos de aluminio en los tanques de carga y sobre las cubiertas

de carga debe ser sujeto a una valoración de riesgo y, donde sea necesario,

controlado cuidadosamente.

3.7 ANODOS DE PROTECCION CATODICA EN LOS TANQUES DE CARGA

Si los ánodos de magnesio golpean el acero oxidado, es muy probable que se

produzca una chispa incendiaria. Tales ánodos deben por lo tanto ser

acomodados en tanques donde no haya presencia de gases inflamables.

Ánodos de zinc no generan chispa incendiaria en el impacto con acero oxidado,

por lo tanto no son sujetos a las restricciones anteriores.





132

La ubicación, seguridad y tipo de ánodo instalado en los tanques de carga esta

sujeto a la aprobación por las autoridades correspondientes. Sus

recomendaciones deben ser observadas y se debe hacer inspecciones tan

frecuentemente como sea posible para revisar la seguridad de los ánodos y sus

soportes.

3.8 EQUIPO DE COMUNICACIÓN 3.8.1 GENERAL A menos que sea certificado como intrínsecamente seguro o de diseño aprobado,

todos los equipos de comunicación sobre los barcos, tales como teléfonos,

sistemas de respuesta, lámparas de señalización, luces de búsqueda, megáfonos,

cámaras de circuitos cerrados de televisión y controles eléctricos de los silbatos de

los barcos, no deben ser usados o conectados o desconectados cuando las áreas

en las que están ubicados dentro de los limites de una zona de peligro ó que ha

sido clasificada como área con presencia de vapores de hidrocarburos.

3.8.1 EQUIPO DE RADIO DEL BARCO El uso de los equipos de radio del buque tanque durante las operaciones de carga

o lastre es potencialmente peligroso, si estos equipos no son certificados para uso

en áreas clasificadas como peligrosas.

3.8.2.1 TRANMISIONES DE RADIO DE MEDIA Y ALTA FRECUENCIA Durante las transmisiones de radio de media y alta frecuencia (300 KHz-30 MHz),

energía significante es radiada, la cual, a distancias que se extienden a 500

metros desde la antena de transmisión, inducen un potencial eléctrico en los





133

“receptores” no conectados a tierra (grúas, aparejos, mástiles, etc.) que es capaz

de producir una chispa incendiaria. Las transmisiones pueden causar también

formación de arcos sobre la superficie de los aislantes de la antena cuando tienen

en la superficie una capa de sal, suciedad o agua.

Por lo tanto, es recomendado que:

• Todo equipo, grúas y otros deben estar aterrizados a tierra. Los soportes de

botalón/botavara deben ser tratados con grasa de conductividad eléctrica

(tales como grasa de grafito) para mantener la continuidad eléctrica o los

tirantes de ataduras adecuadamente instaladas.

• Las transmisiones no deben ser permitidas durante periodos donde exista

posibilidad de que haya un gas inflamable en la zona de la antena que

transmite o si la antena viene dentro de la zona de peligro de la Terminal.

• La antena principal de transmisión deben ser cableada a tierra o aislada

mientras el barco se encuentre al lado de un muelle o en una Terminal.

Si es necesario operar el radio del barco en puerto para propósitos de servicio,

debe haber un acuerdo entre el buque tanque y la Terminal sobre los

procedimientos necesarios para garantizar la seguridad de este proceso. Entre las

precauciones que podrían ser acordadas son operar bajo poder lo cual eliminara

todas las transmisiones de radio a la atmósfera. En cualquier caso, un sistema

seguro de trabajo debe ser acordado e implementado antes de energizar el equipo

de comunicaciones.





134

3.8.2.2 EQUIPO VHF/UHF El uso de un equipo VHF y UHF permanentemente y correctamente instalado

durante las operaciones de carga y lastre es considerado seguro. Sin embargo,

es recomendado que el poder de transmisión sea graduado a bajo poder (un watt

o menos) cuando se use en las operaciones de puerto.

El uso de radios VHF/UHF portátiles dentro de la Terminal o sobre el barco no

presenta peligro mientras el equipo es certificado y mantenido dentro de los

estándares intrínsecos de seguridad y la corriente sea un watt o menos.

El uso de equipos de radio VHF/UHF como un medio de comunicación entre el

barco y el personal de la Terminal debe ser estimulado.

3.8.2.3 EQUIPOS DE COMUNICACIONES SATELITALES Este equipo opera normalmente a 1.6 GHz y los niveles de corriente generados no

son suficientes para presentar un peligro de ignición. Equipos de comunicaciones

satelitales pueden ser usado por lo tanto para trasmitir y recibir mensajes mientras

el barco este en puerto.

3.8.3 EQUIPOS DE RADAR DEL BARCO Los sistemas marinos de radar funcionan en Alta Frecuencia de Radio (RF) y

gama de microonda. La radiación del explorador transmite en forma casi horizontal

mientras el explorador rota.





135

Los sistemas del radar, que funcionan en longitudes de onda de 3cm y 10cm, se

diseñan con una salida máxima de 30kW y, si esta localizada adecuadamente, no

presentan ningún peligro de ignición debido a las corrientes inducidas.

La radiación de alta frecuencia (HF) no penetra el cuerpo humano, pero en rangos

cortos (mayor de 10 m) puede causar el calentamiento de la piel u ojos.

Asumiendo que se toman precauciones, tales como no mirar directamente al

escáner a un rango cercano, no existe un riesgo significante de salud por las

emisiones de radares marinos.

Los motores del explorador del radar no son clasificados para el uso en áreas

peligrosas pero, aparte de las embarcaciones más pequeñas, son generalmente

situadas bien por encima de las zonas de peligro en tierra. Las pruebas de los

radares mientras el buque tanque está en la Terminal, son consideradas seguras.

Sin embargo, es una buena practica apagar el radar o colocarlo en modo de stand

by cuando se esta en operaciones de transferencia de carga.

3.8.4 SISTEMAS DE IDENTIFICACION AUTOMATICA (AIS) El sistema AIS debe operar mientras el barco está en navegación y mientras está

fondeado. Algunas autoridades de puerto pueden requerir que el AIS sea

mantenido prendido cuando el barco este amarrado o al costado de una Terminal.

El AIS opera en una frecuencia VHF y transmite y recibe información

automáticamente, y el rango de la salida de corriente está entre 2 y 12.5 watts.

Cuando esté junto a la Terminal o en una área del puerto donde se sospecha hay

presencia de gases de hidrocarburo, es necesario que el AIS sea apagado.





136

3.8.5 TELEFONOS Cuando existe una conexión directa de teléfono desde el barco hasta el cuarto de

control de la Terminal ó alguna otra parte, los cables telefónicos deben estar

protegidos adecuadamente.

3.8.6 TELEFONOS MOBILES La mayoría de los teléfonos móviles no son intrínsecamente seguros y solo son

considerados seguros para el uso en áreas no peligrosas. Los teléfonos móviles

solo deben ser usados a bordo de un barco con el permiso del Capitán y en áreas

autorizadas.

Aunque los niveles de corrientes de transmisión no son intrínsecamente seguros,

los teléfonos móviles son insuficientes para causar problemas con chispas del

voltajes inducidos, pero las baterías pueden contener poder suficiente para crear

una chispa incendiaria si se daña o tiene un corto circuito.

Se debe tener en mente que equipos tales como teléfonos móviles y beepers, si

están prendidos, pueden ser activados remotamente y que se puede generar

peligro por el mecanismo de alerta o de llamada y, en el caso de teléfonos, por la

respuesta natural de responder una llamada. Cuando se llevan a través de una

Terminal, o dentro y fuera de un barco, deben estar por lo tanto apagados y solo

deben ser reiniciados una vez que estén en una área no peligrosa, tal como dentro

de la acomodación del barco o libre en la Terminal.

Los teléfonos móviles intrínsicamente seguros están disponibles y pueden ser

utilizados en áreas peligrosas. Estos teléfonos deben ser claramente identificados

como intrínsecamente seguros por todos los aspectos de su operación.





137

3.8.7 BUSCAPERSONAS No todos los buscapersonas son intrínsecamente seguros. Cuando se llevan a

través de la Terminal, o dentro o fuera del barco, deben estar apagados y solo

deben ser reiniciados una vez se encuentren en zonas de no peligro, tales como

dentro de las acomodaciones del barco.

3.9 COMBUSTION ESPONTANEA Algunos materiales cuando están húmedos o empapados con aceite,

especialmente aceite de origen vegetal, son propensos a auto prenderse sin

influencia de agente de calor externo. El riesgo de combustión espontánea es

menor con aceites de petróleo que con los vegetales, pero aun puede ocurrir,

particularmente si el material se mantiene calido, por ejemplo con la proximidad de

una tubería caliente.

Desechos de algodón, trapos, lonas, tendidos de cama, aserrín o cualquier

material similar absorbente, puede prenderse fácilmente, por lo tanto no deben ser

guardados en los mismos compartimientos que el aceite, pintura etc. y no debe ser

dejado en la plataforma del muelle, sobre cubierta del buque tanque, o equipos

que se caractericen por producir calor cuando están operativos, o junto a las

tuberías por donde pasa agua o hidrocarburos a alta temperatura, etc. Si tales

materiales se humedecen, deben ser secados antes de ser guardados. Si se

empapan con aceite, deben ser limpiados o destruidos.

Ciertos químicos usados para el tratamiento de las calderas son agentes

oxidantes y aunque sean en forma diluida, son capaces de combustión

espontánea si se permite que se evaporen. Las recomendaciones para uso y

almacenamiento por parte de los fabricantes deben ser tenidas en cuenta.





138

3.10 AUTO IGNICION Los líquidos de algunos hidrocarburos, cuando están lo suficientemente calientes,

se prenderán sin la aplicación de una llama desnuda. Este proceso de auto

ignición es mas común donde la gasolina o aceite lubricante bajo presión es

rociado a una superficie caliente. Las líneas o tuberías que transportan

hidrocarburos requieren atención particular, que por alguna fuga o escape, el

aceite sea rociado sobre superficies calientes, lo que puede producir incendio.

3.11 ASBESTOS Es importante anotar que una alteración o remoción de asbestos debe ser llevada

a cabo por contratistas especialistas, en lo posible. En casos donde el personal del

buque se involucre en una reparación de emergencia en el mar, se deben tomar

medidas para asegurar que estén adecuadamente protegidos de la exposición de

asbestos. La circular 1045 IMO MSC provee la información necesaria en la guía

de cómo manejar los asbestos en forma segura a bordo del buque tanque.





139

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO III

1. En orden de eliminar el riesgo de fuego y explosión en un buque tanque, es

necesario prevenir que se encuentre en un mismo lugar y un mismo tiempo:

a. Fuente de ignición

b. Atmósfera inflamable



2. Coloque Verdadero (V) o Falso (F) según corresponda:

• Las entradas del aire acondicionado deben estar dispuestas para asegurar

que la presión atmosférica dentro de las acomodaciones siempre sea

mayor que la existente en la atmósfera externa. ( )

• La instalación y la operación correcta de un sistema de gas inerte

proporciona una medida adicional a la seguridad, por lo tanto se debe

eliminar cualquier otra medida implementada que refuerce la seguridad del

buque tanque. ( )

• Fumar debe ser prohibido en la cubierta de tanques u otro lugar donde los

gases de petróleo se puedan presentar. ( )

• El uso de estufas de cocina y otros aparatos para cocinar que emplean

llamas abiertas deben ser prohibidos mientras el buque tanque esté en una





140

Terminal cargando o descargando hidrocarburos, a no ser que la cocina

este lo suficientemente protegida y aislada. ( )

3. Son consideradas áreas peligrosas en un petrolero entre otras.

• Cubierta principal.

• Áreas de tanques.

• Sala de bombas.

• Múltiples para conexión de mangueras o brazos.

• Todas las anteriores

4. Equipo de aluminio no debe ser arrastrado o frotado contra el acero ya que

puede dejar una mancha la cual, si subsecuentemente es golpeada por un martillo

o un objeto que caiga, puede causar:

a. Chispa Incendiaria

b. Conato de incendio

c. Explosión


5. El uso de radios VHF/UHF portátiles dentro de la Terminal o sobre el barco no

presenta peligro mientras que:

a. El equipo sea certificado

b. El equipo sea mantenido dentro de los estándares intrínsecos de seguridad

c. La corriente sea un watt o menos






141

CAPITULO IV

4. CONTRAINCENDIO

4.1 TEORÍA CONTRAINCENDIO

El fuego requiere una combinación de combustible, oxigeno, una fuente de

ignición y una reacción química continua, comúnmente llamada combustión.

Los fuegos se extinguen con la remoción del calor, el combustible o el aire, o

interrumpiendo la reacción química de la combustión. El principal objetivo de la

lucha contraincendio es reducir la temperatura, remover el combustible, excluir el

suministro de aire o interferir químicamente con el proceso de combustión a la

mayor brevedad posible.

4.2 TIPOS DE FUEGOS Y AGENTES EXTINTORES APROPIADOS

4.2.1 Clase A – Incendios de Materiales Combustibles Ordinarios (Sólidos)

Los incendios clase A son aquellos que involucran materiales sólidos de celulosa

como madera, trapos, telas, papel, cartón, ropa, ropa de cama, cabos y otros

materiales como plásticos, etc.

Cuando se combate incendios de material combustible ordinario, es de primordial

importancia enfriar el material utilizando grandes cantidades de agua o usando

agentes extintores que contengan agua. Los materiales clase A pueden sustentar

la combustión interna de manera oculta mucho después que las llamas hayan sido

extinguidas. Por lo tanto, el enfriamiento del núcleo del incendio y las áreas





142

alrededor debe continuar durante suficiente tiempo para garantizar que no haya

posibilidad que el incendio se reinicie por un fuego interno inadvertido.

4.2.2 Clase B – Incendios de Hidrocarburos Líquidos

Los incendios Clase B son aquellos que ocurren en la mezcla de aire/vapor que se

produce en la superficie de los líquidos inflamables como el petróleo, la gasolina,

petroquímicos, lubricantes y otros hidrocarburos líquidos. Generalmente también

se incluyen en esta clasificación los incendios de gases inflamables.

Los materiales de los incendios Clase B generalmente se clasifican en dos

grandes categorías: volátiles y no volátiles. Esta división generalmente es

suficiente para garantizar que se especifiquen las medidas y precauciones

apropiadas para el manejo de los líquidos Clase B. En resumen, los materiales no

volátiles tienen un punto de inflamación de 60 °C (140 °F) o superior, determinado

por el método de prueba de la copa cerrada. Los materiales volátiles tienen un

punto de inflamación inferior a los 60 °C (140 °F) determinado por el mismo

método. Los gases inflamables son materiales volátiles que típicamente tienen un

punto de inflamación a o por debajo del rango de temperatura ambiente. Los

gases inflamables tienen relativamente alta presión de vapor, cuando están en

estado líquido, comparado con los líquidos inflamables volátiles.

La espuma de baja expansión, es un agente efectivo para la extinción de la

mayoría de los incendios de hidrocarburos líquidos. Se debe aplicar de manera

que fluya pareja y progresivamente sobre la superficie ardiente, evitando

turbulencia y que se hunda. Esto se puede lograr de la mejor manera dirigiendo la

descarga de la espuma contra una superficie vertical adyacente al incendio, para

romper el la fuerza de la descarga y para que se produzca un manto parejo y

sofocante. Si no hay una superficie vertical, la descarga debe suministrarse en

barridos oscilantes, si es posible en la dirección del viento, evitando que la





143

espuma salpique en el líquido. Los chorros pulverizados de espuma, aunque

limitados en su alcance, también son efectivos.

Los incendios de líquidos volátiles de tamaño limitado pueden extinguirse

rápidamente con agentes químicos secos, pero pueden reiniciarse al contacto de

superficies calientes con los vapores inflamables.

Los incendios de líquidos no volátiles que llevan ardiendo poco tiempo, pueden

extinguirse con niebla o rocío de agua si la superficie es asequible en su totalidad.

La superficie del líquido ardiente transfiere rápidamente su calor a las gotas de

agua, las que tienen una gran superficie de enfriamiento. Las llamas pueden

extinguirse avanzando con barridos oscilantes de niebla o rocío que abarquen el

ancho completo del incendio. Un incendio de petróleo que lleva ardiendo mayor

tiempo es más difícil de extinguir con agua ya que el combustible se habrá

calentado a mayor profundidad y no puede ser enfriado rápidamente a una

temperatura en la que no emita más gases.

En los incendios de líquidos el agua sólo debe aplicarse en forma de niebla o

rocío. El uso de chorros de agua puede expandir el fuego por salpicadura o

desbordamiento.

Un aspecto que debe ser teniendo en cuenta con el petróleo líquido es el riesgo de

re-ignición, por lo que se debe mantener una vigilancia y preparación continua

hasta la extinción total del mismo.

4.2.3 Clase C – Incendios en Equipos Eléctricos

Los incendios Clase C incluyen los equipos eléctricos energizados. Estos

incendios pueden deberse a cortos circuitos, recalentamiento de circuitos o del





144

equipo, rayos o esparcimiento del fuego desde otras áreas. La primera acción es

des-energizar el equipo eléctrico. Una vez des-energizado, se debe utilizar un

agente extintor no conductor como el dióxido de carbono. El químico seco es un

agente no conductor efectivo pero es difícil de limpiar después de su uso. Si el equipo n se puede des-energizar, es vital que se use un agente no conductor.

4.2.4 Clase D – Incendios de Metales Combustible

Los incendios Clase D involucran metales como el magnesio, titanio, potasio y el

sodio. Estos metales arden a altas temperaturas y reacciona violentamente con el

agua, el aire y otros químicos. No hay extintores multipropósito para los incendios

Clase D, por lo que el extintor debe ser adecuado al tipo de metal involucrado. Los

extintores para incendios Clase D tienen etiquetas anunciando en que metales

puede ser usado.

4.3 AGENTES EXTINTORES

Los agentes extintores actúan removiendo el calor (enfriamiento), sofocando

(exclusión del oxigeno) o por inhibición de la llama (interferencia química con el

proceso de combustión).

4.3.1 Agentes Enfriantes

4.3.1.1 Agua

La aplicación directa de un chorro de agua en un incendio es efectiva solamente

en incendios Clase A. Un agente humectante agregado al agua puede reducir la

cantidad de agua necesaria para la extinción de paquetes apretados ya que





145

incrementa la efectividad de la penetración del agua al disminuir su tensión

superficial.

En los incendios de hidrocarburos líquidos, el agua se utiliza principalmente para

minimizar el escalonamiento del fuego al enfriar las superficies expuestas. Se

puede hacer una cortina de rocío o niebla de agua entre el fuego y el personal de

bomberos. Si no hay espuma disponible, se puede utilizar una niebla de agua para

extinguir los incendios de combustibles pesados en sitios de poca profundidad.

En los incendios con aceite de cocina caliente no se debe utilizar agua en ninguna

forma ya que puede expandir el fuego.

No se debe dirigir chorros concentrados de agua en los incendios de gas licuado

ya que esto incrementará el peligro al aumentar el tamaño de la nube de vapor al

vaporizarse más líquido de la carga. Sin embargo, el rocío o la niebla de agua

pueden ser usados en los incendios y derrames de gas licuado ya que enfriará el

área, controlará la intensidad del incendio y ayudará a la dispersión de la nube de

vapor.

No se debe dirigir chorros de agua hacia equipos eléctricos energizados ya que

podría ocasionar la electrocución de los bomberos.

4.3.1.2 Espuma

La espuma tiene un efecto limitado en la absorción de calor por lo que no debe ser

usada normalmente para enfriar.





146

4.3.2 Agentes Sofocantes

4.3.2.1 Espuma

La primera acción extintora de la espuma es la sofocación. La espuma es la unión

de pequeñas burbujas de gravedad específica menor a la del petróleo o el agua,

que fluyen sobre la superficie de un líquido encendido formando una cubierta

consistente y asfixiante. Una buena cubierta de espuma evita la salida de vapor

inflamable, enfría un poco la superficie absorbiendo calor, separa la superficie del

líquido combustible del oxigeno, y separa la capa de gases inflamables de las

fuentes de ignición. (ej. llamas o superficies metálicas extremadamente calientes),

eliminando así la combustión. Una buena cubierta de espuma debe resistir la

disrupción del viento, el impacto del calor y las llamas, y debe sellarse cuando su

superficie se abre o es agitada. La espuma es conductora eléctrica por lo que no

debe ser utilizada en equipos eléctricos energizados.

Hay varios tipos de concentrado de espuma disponibles. Incluyen espuma

estándar de proteína, espumas fluoro proteínicas y concentrados sintéticos. Los

sintéticos se dividen en Espuma Formadora de Película Acuosa (AFFF) para uso

normal, y Espuma Surfactante de Hidrocarburos para uso con alcoholes y

combustibles mezclados con cantidades significantes de alcohol. Normalmente,

los concentrados de proteína, fluoro proteína y AFFF son usados al 3-6% de

concentración por volumen de agua. El concentrado tipo surfactante de

hidrocarburos, se encuentra para su uso al 1-6% por volumen.

Las espumas de alta expansión, hechas de concentrado surfactante de

hidrocarburos, se encuentran disponibles con ratios de expansión de 200:1 a

1000:1. Un generador de espuma, que puede ser fijo o móvil, rocía solución de

espuma a una malla fina a través de la cual se pasa aire por un ventilador. La





147

espuma de alta expansión tiene usos limitados. Es usada principalmente para

llenar rápidamente un espacio cerrado y extinguir un incendio desplazando el aire

del compartimiento. La espuma de alta expansión generalmente no es adecuada

para uso en exteriores ya que no puede ser dirigida fácilmente hacia un charco de

fuego abierto y es rápidamente dispersada por vientos ligeros.

Los sistemas de espuma de alta expansión están siendo mejorados con la

introducción de un nuevo desarrollo llamado “Espuma Caliente”, la cual está

siendo usada cada vez más en los buques como reemplazo del halón. Se mezclan

agua caliente y espuma para reducir los posibles efectos dañinos del enfriamiento

rápido.

La espuma de expansión media tiene un ratio de expansión de 15:1 hasta 150:1.

Está hecha del mismo concentrado de la espuma de alta expansión, pero su

aireación no requiere ventilador. Se pueden utilizar aplicadores portátiles para

suministrar cantidades considerables de espuma a los incendios, pero su alcance

es limitado y la espuma puede dispersarse con vientos moderados.

Los aplicadores de espuma se deben dirigir lejos de los incendios de petróleo

líquido hasta que el agua del sistema haya salido.

La espuma no debe hacer contacto con equipos eléctricos.

Los diferentes tipos de concentrados son básicamente incompatibles unos con

otros y no se deben mezclar cuando se almacenan. Sin embargo, las diferentes

espumas generadas con estos concentrados son compatibles cuando se aplican a

un incendio, en secuencia o de manera simultanea. La mayoría de los

concentrados de espuma pueden ser usados en los formadores convencionales

de espuma aptos para la espuma de proteína. Los sistemas se deben enjuagar





148

profusamente antes de cambiar de agente, ya que los concentrados sintéticos

pueden aflojar sedimentos y bloquear el equipo suministrador.

Algunas de las espumas producidas con concentrados son compatibles con el

polvo químico seco y se pueden usar combinadas. El grado de compatibilidad

entre las distintas espumas, y entre las espumas y los agentes químicos secos,

varía y debe establecerse por medio de las pruebas apropiadas.

La compatibilidad de los compuestos de espuma es un factor a tener en cuenta al

considerar operaciones conjuntas con otros bomberos.

Los concentrados de espuma se pueden deteriorar con el tiempo dependiendo de

las condiciones de almacenamiento. El almacenamiento a altas temperaturas y en

contacto con el aire causa la formación de sedimentos. Esto puede afectar la

capacidad extintora de la espuma. Por esto, se debe enviar muestras del

concentrado de espuma al proveedor para pruebas periódicas.

4.3.2.2 Dióxido de Carbono

El dióxido de carbono es un agente sofocante efectivo para la extinción de

incendios en espacios encerrados donde no se diluya ampliamente y donde el

personal pueda ser evacuado rápidamente (ej. espacios de máquinas, cuarto de

bombas y cuartos de controles eléctricos). El dióxido de carbón es relativamente

inútil en una cubierta abierta o en un muelle.

El dióxido de carbono no daña la maquinaria o instrumentos delicados y, ya que

no es conductor, puede ser usado con seguridad en o alrededor de equipos

eléctricos aún estando energizados.





149

Debido a la posibilidad que se genere electricidad estática, el dióxido de carbono

no se debe inyectar en espacios que contengan atmósferas inflamables no

incendiadas.

El dióxido de carbono es asfixiante y no puede ser detectado por el olor o la vista.

Por lo tanto, todo el personal debe evacuar el área antes que se descargue el

dióxido de carbono. Nadie debe entrar a un espacio confinado parcialmente

confinado donde se haya descargado dióxido de carbono excepto que lo haga

bajo supervisión y protegido con equipo de respiración adecuado y línea de vida.

Los respiradores tipo lata portátil no deben ser usados. Cualquier compartimiento

que haya sido inundado con dióxido de carbono debe ser completamente ventilado

antes que alguien entre sin equipo de respiración.

4.3.2.3 Vapor

El vapor es ineficiente como agente sofocante debido a la gran demora que puede

presentarse antes que se desplace suficiente aire en un sitio cerrado para obtener

una atmósfera incapaz de sostener la combustión. No se debe inyectar vapor a un

espacio que contenga una atmósfera inflamable no incendiada debido a la

posibilidad que se genere electricidad estática. Sin embargo, el vapor puede ser

efectivo en incendios en bridas o similares disparándolo desde una boquilla tipo

lanza directamente a la brida, junta, venteo o similar.

4.3.2.4 Arena

La arena es relativamente un mal agente extintor y sólo es útil en pequeños

fuegos sobre superficies duras. Su principal utilidad es secar pequeños derrames.





150

4.3.3 Agentes Inhibidores de Llamas

Los inhibidores de llamas son materiales que interfieren químicamente con el

proceso de la combustión y así extinguen las llamas. Sin embargo, también es

necesario el enfriamiento y la remoción del combustible si se quiere prevenir la re-

ignición.

4.3.3.1 Químico Seco

El químico seco, como un inhibidor de llama, es un material que extingue las

llamas de un incendio al interferir químicamente con el proceso de combustión.

Los químicos secos tienen muy poco efecto de enfriamiento por lo que, si se

quiere prevenir la re-ignición debida a la presencia de materiales metálicos

calientes, se debe retirar el material combustible o enfriarlo con agua.

Ciertos tipos de químicos secos pueden ocasionar la ruptura de una cubierta de

espuma, por lo que sólo se pueden utilizar junto con la espuma aquellos que estén

etiquetados como compatibles.

El químico seco puede ser descargado desde un extintor, la boquilla de una

manguera, de un carro contraincendio, o de un sistema fijo de mangueras como

una nube. Es más efectivo en el manejo de incendios de charcos de combustible

proveyendo rápido apagado del fuego, y también puede ser utilizado en espacios

cerrados en cuyo caso puede ser necesario utilizar protección respiratoria para

evitar la inhalación del polvo. Es especialmente útil en el incendio de líquidos en

escapes de tuberías y juntas. No es conductor por lo que puede ser usado en

incendios eléctricos. Debe dirigirse contra las llamas.

El químico seco se compacta y se vuelve inservible si se deja humedecer cuando

se almacena o cuando se rellena el extintor.





151

El químico seco es propenso al asentamiento y a la compactación debido a

vibraciones. Los procedimientos de mantenimiento deben tener en cuenta invertir

y girar periódicamente los extintores para mantener el polvo químico seco en un

estado de libre fluidez.

4.3.3.2 Líquidos Vaporizantes (Halones)

Se sabe que los gases halogenados tienen un efecto reductor del ozono y, bajo

los términos del Protocolo de Montreal, la producción de halógenos fue prohibida

para el 2000. Desde 1992 se prohibieron nuevas instalaciones de halón a bordo

de los buques. Sin embargo, muchas instalaciones se mantendrán en servicio en

el futuro inmediato y, si se usan correctamente, proveerán una protección

contraincendio efectiva.

Los líquidos vaporizantes, de igual manera que el polvo químico seco, tienen un

efecto inhibidor de las llamas así como también un pequeño efecto sofocante. Hay

una variedad de líquidos disponibles, todos hidrocarburos halogenados, a menudo

identificados por un sistema numérico.

Todos los halones son tóxicos en algún grado ya que al contacto con superficies

calientes y llamas, se descomponen expeliendo sustancias tóxicas. Por esto, todo

el personal debe evacuar el área donde se vaya a utilizar el halón, aunque es

posible iniciar la descarga antes de completar la evacuación, ya que las

concentraciones encontradas normalmente en fuegos extinguidos son tolerables

por cortos períodos de tiempo. Después que el fuego ha sido extinguido, el área

debe ser ventilada completamente. Si es necesario entrar al área antes de ventilar,

se debe utilizar protección respiratoria.





152

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO IV

1. Son aquellos incendios que involucran materiales sólidos de celulosa como

madera, trapos, telas, papel, cartón, ropa, ropa de cama, cabos y otros materiales

como plásticos, etc.

a. Clase A

b. Clase B

c. Clase C

d. Clase D

2. Estos incendios pueden deberse a cortos circuitos, recalentamiento de circuitos

o del equipo, rayos o esparcimiento del fuego desde otras áreas.

a. Clase A

b. Clase B

c. Clase C

d. Clase D

3. La aplicación directa de un chorro de agua en un incendio es efectiva solamente

en incendios:

a. Clase A

b. Clase B

c. Clase C

d. Clase D





153

4. La primera acción extintora de la espuma es:

a. Enfriamiento

b. Inhibición

c. Extinción

d. Sofocación

5. Bajo los términos del Protocolo de Montreal, la producción de estos gases fue

prohibida desde el 2000.

a. Halones

b. Químico Seco

c. Cloruros

d. Carbonados





154

CAPITULO V

5. PROTECCIÒN

5.1 GENERALIDADES Los barcos de viajes internacionales, y las terminales que atienden tales buques,

están obligados a incrementar la protección marítima y cumplir con lo dispuesto en

las Partes A y B del Código Internacional de Protección de Buques e Instalaciones

Portuarias (ISPS). El Código se detalla en el Capítulo XI-2 de la Convención

Internacional para la Seguridad de la Vida Humana en el Mar (SOLAS).

Los terminales deben tener en cuenta que es la primera vez en que la Convención

SOLAS es aplicada a una instalación en tierra para los estados que son

contratantes de la Convención.

Es recomendable que todos los barcos y terminales tengan un plan de protección

con procedimientos para manejar todos los asuntos de protección identificados

con una evaluación de protección.

A los buques y terminales que no están obligados a cumplir con el SOLAS y el

ISPS, se les invita para que consideren los requisitos del SOLAS y del Código

ISPS al momento de elaborar sus planes de protección.

5.2 EVALUACIONES DE PROTECCIÓN

Las evaluaciones de protección deben incluir un análisis de riesgos de todos los

aspectos de las operaciones de los buques y los terminales con el fin de





155

determinar que partes de ellas son más susceptibles de sufrir un incidente de

protección.

El riesgo es una función de la amenaza de un incidente de protección ligada a la

vulnerabilidad del blanco y las consecuencias del incidente. La evaluación de

protección debe, como mínimo, contemplar los siguientes aspectos:

• Identificación de las medidas de protección existentes, procedimientos y

operaciones a bordo del barco o en la Terminal.

• Identificación y evaluación de activos clave e infraestructura importante de

proteger.

• Posibles amenazas al barco o al Terminal y su probable ocurrencia.

• Vulnerabilidades potenciales y consecuencias de incidentes potenciales en

los barcos, terminales, muelles y barcos atracados.

• Identificación de cualquier debilidad (incluyendo factores humanos) en la

infraestructura, políticas y procedimientos.

5.3 RESPONSABILIDADES DE ACUERDO EL CODIGO ISPS

En los terminales, la responsabilidad del plan de protección está en cabeza del

gerente del Terminal y puede, dependiendo de las circunstancias, requerir la

designación de un oficial de protección quien deberá tener las habilidades y el

entrenamiento necesario para garantizar la completa implementación de las

medidas de protección del Terminal.

En los buques, la responsabilidad de la Compañía respecto al plan está en cabeza

del Oficial de Protección de la Compañía. Sin embargo, el Capitán tiene la

completa autoridad para tomar decisiones relativas a la seguridad y la protección

del buque.





156

Se debe designar un Oficial de Protección del Buque, que tenga las habilidades y

el entrenamiento necesario para garantizar la completa implementación de las

medidas requeridas a bordo del buque.

Esta función la puede desempeñar el Capitán, aunque usualmente se designa uno

de los oficiales antiguos.

5.4 PLANES DE PROTECCIÓN El plan de protección variará de Terminal a Terminal y de buque a buque,

dependiendo de las circunstancias particulares encontradas en la evaluación de

protección, los requisitos establecidos en el SOLAS y el Código ISPS, y las

consideraciones sobre protección locales y nacionales. El plan debe describir:

• La organización de la protección a bordo del barco o en la Terminal y en el

puerto, según aplique.

• Las medidas básicas de protección para las operaciones normales y las

medidas adicionales que permitan que el barco y la Terminal pasen, sin

demoras, a niveles de protección mayores o menores según cambien las

amenazas.

• Procedimientos para que las actividades de protección de los barcos y las

terminales se complementen con las de las autoridades locales del puerto,

otros barcos, terminales y atracaderos en la región y otras autoridades y

agencias locales. (ej. policía y guarda costa).

• Medidas para realizar revisiones regulares del plan y sus enmiendas

basados en la experiencia o cambio de condiciones.

• Medidas diseñadas para prevenir accesos no autorizados al barco y al

Terminal, y en particular, medidas para restringir el acceso a áreas





157

vulnerables del Terminal y para restringir el acceso a barcos cuando están

atracados en el muelle, incluyendo la identificación del personal del buque y

la Terminal (tales como documentos o escarapelas de identificación)

• Medidas diseñadas para prevenir el ingreso al buque o al Terminal de

armas no autorizadas, sustancias peligrosas o artefactos que se puedan

usar en contra de personas, del buque o del Terminal.

• Procedimientos para responder a amenazas o violaciones de protección,

incluyendo evacuación.

Los barcos deben consultar la publicación de la ICS “Modelo del Plan de

Protección del Buque”, el cual puede ser adaptado a las necesidades de

protección de cada buque.





158

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO V

1. La evaluación de protección debe, como mínimo, contemplar los siguientes

aspectos:

a. Identificación y evaluación de activos clave e infraestructura importante de

proteger.

b. Posibles amenazas al barco o al Terminal y su probable ocurrencia.

c. Vulnerabilidades potenciales y consecuencias de incidentes potenciales en los

barcos, terminales, muelles y barcos atracados.

d. Identificación de cualquier debilidad (incluyendo factores humanos) en la

infraestructura, políticas y procedimientos.

e. Todas las Anteriores

2. Tiene la completa autoridad para tomar decisiones relativas a la seguridad y la

protección del buque:

a. Capitán

b. Oficial de protección del buque

c. Oficial de Protección de la Instalación Portuaria


3. En los terminales, la responsabilidad del plan de protección está en cabeza de:

a. Gerente del Terminal

b. Oficial de protección del buque

c. Oficial de Protección de la Instalación Portuaria

d. Capitán





159

4. Las evaluaciones de protección deben incluir un análisis de riesgos de todos los

aspectos de las operaciones con el fin de determina:

a. Que parte del buque es mas susceptible de sufrir un incidente de protección.

b. Que parte del Terminal es mas susceptible de sufrir un incidente de

protección.

c. Todas Las Anteriores


5. Dependiendo de las circunstancias particulares encontradas en la evaluación de

protección, El plan de protección variará de:

a. Terminal a Terminal

b. buque a buque







160

CAPITULO VI

6. SISTEMAS A BORDO

6.1 SISTEMAS FIJOS DE GAS INERTE

6.1.1 GENERAL

El gas de hidrocarburo, encontrado normalmente en los petroleros, no puede

encenderse en una atmósfera que contenga menos de aproximadamente 11% del

volumen. Por lo tanto, una forma de tomar precauciones para proteger el buque

contra incendio o explosión en el espacio vacío de tanques de carga es mantener

el nivel de oxigeno debajo de esa cifra. Usualmente esto se consigue usando un

arreglo de tubería fija para llevar el gas inerte dentro de cada tanque de carga

para reducir el contenido de aire y por lo tanto el contenido de oxigeno y hacer que

la atmósfera del tanque no sea inflamable.

6.1.2 FUENTES DEL GAS INERTE

Las posibles fuentes del gas inerte en los buques tanques son:

• Calderas principales y auxiliares del barco.

• Un generador de gas inerte independiente.

• Una planta de turbina de gas cuando está equipada con un dispositivo de

post-combustión.





161

6.1.3 COMPOSICION Y CALIDAD DEL GAS INERTE

La Convención Internacional para la Seguridad de la Vida en el Mar (SOLAS,

1974), requiere que los sistemas de gas inerte tengan la capacidad de liberar el

gas inerte con un contenido de oxigeno en el flujo de gas de no mas del 5% del

volumen en cualquier tasa de flujo y de mantener una presión positiva en los

tanques de carga siempre con una atmósfera con un contenido de oxigeno no

mayor del 8% del volumen, excepto cuando es necesario que el tanque esté libre

de gas.

Cuando se usa gas de una caldera principal o auxiliar, generalmente se puede

obtener un nivel de oxigeno de menos del 5% dependiendo del control de

combustión y la carga sobre la caldera.

Cuando un generador de gas inerte independiente o una planta de turbina de gas

con dispositivo de post-combustión es el adecuado, el contenido de oxigeno puede

ser automáticamente controlado dentro de los limites mas finos, generalmente

dentro de la escala 1.5% a 2.5% del volumen.

En algunos puertos, el contenido de oxigeno máximo del gas inerte en los tanques

de carga puede ser establecido al 5% para cubrir requisitos de seguridad

especiales como la operación de un sistema de control de emisiones de vapor y

en otros el nivel máximo permitido es del 8%. En caso de llegar a tal límite, el

barco debe informar al Terminal.

La eficiente depuración del gas inerte es esencial, particularmente para la

reducción del contenido de dióxido de azufre. Los niveles altos de dióxido de

azufre, incrementan la característica ácida del gas inerte, lo que es perjudicial para





162

el personal y podría causar la corrosión acelerada en la estructura de un buque

tanque.

La siguiente tabla proporciona la composición típica del gas inerte que se genera

del gas de combustión de la caldera, expresado como porcentaje del volumen. Nitrógeno N 83% Dióxido de Carbono CO2 12 – 14 % Oxigeno O 2 – 4% Dióxido de Azufre SO2 50 ppm Monóxido de Carbono CO Rastro Oxido de Nitrógeno NO2 200 ppm Vapor de Agua H2O Rastro (alto si no secado) Ceniza y Hollín (C) Rastros Densidad 1.044

Tabla 7. 1 Composición típica del gas inerte en la salida del depurador. 6.1.4 METODOS PARA REMPLAZAR LA ATMOSFERA DE LOS TANQUES Si toda la atmósfera del tanque pudiera ser remplazada por un volumen igual de

gas inerte, la atmósfera del tanque resultante tendría el mismo nivel de oxigeno

como el gas inerte entrante. En la práctica, esto es imposible de corregir y un

volumen de gas inerte igual a algunos volúmenes del tanque debe ser introducido

antes de que el resultado deseado sea conseguido.

La sustitución de una atmósfera de un tanque por el gas inerte puede ser

conseguida ya sea por neutralizar o purgar. En cada uno de estos métodos,

prevalecerá uno de los dos procesos: dilución o desplazamiento.

La Dilución tiene lugar cuando el gas inerte entrante se mezcla con la atmósfera

del tanque original para formar una mezcla homogénea en todo el tanque, de

manera que, como el proceso continuo, la concentración del gas original se reduce

progresivamente. Es importante que el gas inerte entrante tenga velocidad





163

suficiente al entrar para llegar hasta el fondo del tanque; para estar seguro de

esto, se debe colocar un límite en el número de tanques que pueden ser

neutralizados simultáneamente. En caso de que este limite no esté claramente

estipulado en el manual de operaciones, sólo se podrá neutralizar o limpiar un

tanque a la vez, cuando se use el método de dilución.

El Desplazamiento depende del hecho de que el gas inerte es un poco más ligero

que el gas de hidrocarburo; así que mientras el gas inerte entra por la parte

superior del tanque, el gas de hidrocarburo más pesado se escapa al fondo a

través de la tubería adecuada. Cuando se use este método, es importante que el

gas inerte tenga una velocidad muy baja para permitir que una interfase estable

horizontal sea desarrollada entre el gas entrante y el saliente. Sin embargo, en la

práctica, inevitablemente un poco de dilución toma lugar debido a la turbulencia

causada en el flujo del gas inerte. Generalmente el desplazamiento permite que

algunos tanques sean neutralizados o purgados simultáneamente.

En Cualquier método que sea empleado, ya sea neutralizar o purgar, es esencial

que las medidas de oxigeno o gas sean tomadas en varias alturas y posiciones

horizontales dentro del tanque para verificar la eficiencia de la operación. Una

mezcla de gas inerte y gas de petróleo cuando se ha ventilado y mezclado con el

aire, puede convertirse en inflamable. Por consiguiente, deben tomar importancia

las precauciones de seguridad normalmente tomadas cuando el gas de petróleo

ha salido del tanque.

6.1.5 CONTROL DE LA ATMOSFERA DEL TANQUE DE CARGA 6.1.5.1 OPERACIONES DEL GAS INERTE Los buques tanques que usan un sistema de gas inerte, deben mantener todo el

tiempo sus tanques de carga en una condición no inflamable. En ese caso:





164

• Los tanques deben mantenerse todo el tiempo en una condición inerte, excepto

cuando sea necesario que los tanques estén libres de gas para inspeccionar o

trabajar, es decir, el contenido de oxigeno no debe ser mayor al 8% del

volumen y la atmósfera debe mantenerse en una presión positiva.

• La atmósfera dentro del tanque debe hacer la transición de la condición inerte

a la condición libre de gas sin pasar por la condición inflamable. En la practica,

esto quiere decir que, antes que cualquier tanque este libre de gas, este

deberá ser purgado con gas inerte, hasta que el contenido de hidrocarburo de

la atmósfera del tanque este debajo de la línea de dilución critica.

• Cuando un barco se encuentra en una condición libre de gas antes de llegar al

puerto de carga, los tanques deben ser neutralizados antes de cargar.

Con el objetivo de conservar los tanques de carga en una condición no inflamable,

se exigirá a la planta de gas inerte:

• Tanques de carga inerte vacíos

• Estar en operación o estar listo para la operación inmediata, durante la

descarga de la carga, deslastre, lavado de petróleo y limpieza del tanque.

• Limpiar la carga antes de la liberación del gas.

• Llenar la presión en los tanques de carga cuando sea necesario durante las

otras etapas del viaje.

Se debe enfatizar que la protección proporcionada por un sistema de gas inerte

depende de la correcta operación y del mantenimiento de todo el sistema.

6.1.5.2 MANTENIMIENTO DEL SISTEMA DE GAS INERTE.





165

Debe haber cooperación cercana entre el departamento de cubierta y el

departamento del motor para asegurar el correcto mantenimiento y la operación

del sistema de gas inerte. Es particularmente importante asegurar que las barreras

de no regreso funcionen correctamente, especialmente el sello o obstáculo del

agua de cubierta o las válvulas internas, para que no exista ninguna posibilidad de

que el gas de petróleo o petróleo liquido regrese nuevamente a los espacios de la

maquinaria.

Para demostrar que la planta de gas inerte esta funcionando perfectamente y en

buen estado, debe mantenerse a bordo un registro de la inspección de la planta de

gas inerte; incluyendo sus defectos y su rectificación.

6.1.5.3 DEGRADACION EN LA CALIDAD DEL GAS INERTE El personal del buque tanque debe estar alerta ante la posible degradación del gas

inerte dentro de los tanques como resultado del aire que se atrae dentro de los

tanques debido a la inapropiada operación del gas inerte o los sistemas de carga

por ejemplo:

• No llenar el gas inerte inmediatamente si la presión en el sistema cae, debido a

que la temperatura cambia en la noche.

• Apertura prolongada de las aberturas del tanque para la calibración, muestreo

del tanque.

Cuando el agua es drenada de un tanque no-inertizado, el aire será arrastrado

hacia los drenajes del tanque, y podrá entrar en ultima instancia en las atmósferas

de tanque inerte. En esta forma el volumen del aire arrastrado podrá ser

particularmente alto si un eductor es usado para la recirculación al tanque de

desagüe. Por lo tanto, cuando el liquido esta para ser vaciado al tanque de





166

desagüe, la calidad del gas inerte en todos los tanques debe ser monitoreada

atentamente.

6.1.6 APLICACIÓN A LAS OPERACIONES DEL TANQUE DE CARGA

Antes de que el sistema de gas inerte esté en servicio, se deben llevar a cabo las

pruebas requeridas por el manual de operaciones o las instrucciones del

fabricante. El analizador de oxigeno fijo y la grabadora deben estar sometidos a

pruebas y debe demostrar que están en buen estado. Los medidores de oxigeno e

hidrocarburo también deben estar preparados y evaluados.

6.1.6.1 NEUTRALIZANDO TANQUES VACIOS Cuando se neutralicen los tanques que estén libres de gas, por ejemplo siguiendo

un atraco seco o la entrada de un tanque, el gas inerte debe ser introducido a

través del sistema de distribución mientras ventila el aire del tanque a la

atmósfera. Esta operación debe continuar hasta que el contenido de oxigeno en

todo el tanque no sea mayor que el 8% del volumen. A partir de allí, el nivel de

oxigeno aumentará si se mantiene una presión positiva usando el sistema de gas

inerte para introducir gas inerte adicional cuando sea necesario.

Si el tanque no esta libre de gas, se deben tomar las precauciones en contra de la

electricidad estática, hasta que el contenido de oxigeno del tanque haya reducido

al 8% del volumen.

Cuando todos los tanques hayan sido neutralizados, deben ser guardados al igual

con la tubería del gas inerte y el sistema debe ser presurizado con una mínima

presión positiva de al menos 100 mm de indicador de agua. Si los tanques

individuales tienen que ser aislados de una línea común, (por ejemplo, para la





167

integridad del producto), los tanques aislados deberán ser suministrados con un

medio alternativo para mantener una manta de gas inerte.

6.1.6.2 EMBARCANDO CARGA O LASTRE EN LOS TANQUES EN UNA

CONDICION INERTE Cuando se embarque una carga o lastre, la planta de gas inerte debe estar

cerrada y los tanques deben estar ventilados a través de un sistema de ventilación

apropiado. En cuanto se haya terminado de cargar o lastrar, y en cuanto todo el

proceso esté completo, los tanques deben estar cerrados y el sistema de gas

inerte reiniciado y re–presurizado. Luego, el sistema debe ser cerrado y con todas

las válvulas de seguridad aisladas y aseguradas.

Las reglas locales pueden prohibir la ventilación después del lavado de petróleo

crudo.

6.1.6.3 OPERACIONES SIMULTÁNEAS DE CARGA Y LASTRE En el caso de operaciones simultáneas de carga y descarga que involucren carga

o lastre; la ventilación a la atmósfera puede ser minimizada o posiblemente

evitada totalmente, interconectando los tanques correspondientes a través del gas

inerte principal. Dependiendo de la tasa de bombeo relativa, la presión en los

tanques puede ser incrementada, y por lo tanto, será necesario ajustar el flujo del

gas inerte para mantener las presiones del tanque dentro de los límites normales.

6.1.6.4 EQUILIBRIO DEL VAPOR DURANTE LAS TRANSFERENCIAS

BARCO A BARCO El equilibrio del vapor es usado para evitar la liberación de cualquier gas a la

atmósfera a través de las aperturas y para minimizar el uso del sistema de gas





168

inerte cuando se transfieran cargas de barco a barco. Las principales tuberías de

gas inerte de los barcos son conectadas usando una manguera flexible. Como

mínimo se deben seguir las siguientes recomendaciones:

Antes de comenzar la transferencia de la carga:

• El equipo debe ser suministrado por lo menos en una de las naves para

permitir que el contenido de oxigeno del flujo de vapor sea monitoreado. Este

debe dar muestras constantemente de una ubicación cercana a la conexión

múltiple de vapor y debe incluir la instalación para alarmas audibles y visuales

en caso de que el contenido de oxigeno del flujo de vapor exceda el 8% del

volumen. El analizador de oxigeno y las alarmas relacionadas deben ser

probadas antes de cada operación de transferencia de carga para su correcto

funcionamiento.

• Debe ser verificado y confirmado que el contenido de oxigeno del espacio de

vapor de cada tanque conectado con el gas inerte principal de ambos barcos

es menos del 8 % del volumen.

• La manguera de transferencia de vapor debe ser purgada de aire y

neutralizada antes de confirmar la transferencia de vapores.

• Las diversas válvulas de vapor no deben estar abiertas hasta que la presión en

el sistema de carga del buque que recibe exceda la de la embarcación que

desembarca la carga.

Durante la transferencia de carga:

• El sistema de gas inerte en la embarcación que descarga no debe estar en

modo operacional, o sea debe colocarse en modo stand-by, con la válvula que

aísla el gas inerte, cerrada. El sistema de gas inerte debe ser usado si la





169

presión de gas inerte en el buque de descarga cae a un nivel mas bajo (300

mm WG)

• La presión del gas inerte en ambos barcos debe ser monitoreada y cada barco

debe estar advertido de la presión del otro regularmente.

• No debe ser permitida la entrada de aire en los tanques de carga del barco que

descarga.

• Las operaciones de transferencia deben ser suspendidas si el contenido de

oxigeno del flujo de vapor excede el 8% del volumen, y solo deben ser

reanudadas una vez el contenido de oxígeno haya sido reducido al 8 % menos

del volumen.

• La velocidad de la transferencia de la carga no debe exceder la velocidad

diseñada para la manguera de equilibrio del vapor.

6.1.6.5 PASO DE CARGA Una presión positiva del gas inerte debe ser mantenida siempre durante el

proceso de paso de carga, con el objetivo de prevenir los posibles ingresos de

aire. Si la presión cae por debajo del nivel de alarma de poca presión, será

necesario poner en marcha la planta de gas inerte para restablecer la adecuada

presión en el sistema.

Normalmente la pérdida de la presión está relacionada con las fugas en las

aperturas de los tanques y la caída en las temperaturas aéreas y marítimas. En el

último caso, es aún más importante asegurar que los tanques están llenos de gas.

Usualmente las fugas de gas son fácilmente detectadas por su ruido y debe

hacerse cada esfuerzo para eliminar fugas en las escotillas del tanque, las

aperturas de las maquinarias para lavar los tanques, válvulas etc.





170

Las fugas que no puedan ser eliminadas deben ser marcadas y registradas para

que sean selladas durante la próxima carga de lastre o en otra oportunidad

apropiada.

Ciertos productos aceitosos, principalmente las turbinas de aviación, queroseno y

gasóleo, pueden absorber oxigeno durante los procesos de refinamiento y

almacenamiento. Este oxigeno puede luego ser liberado en una atmósfera

deficiente de oxigeno como el espacio de paso de un tanque de carga

neutralizado. Aunque la frecuencia registrada de la liberación de oxigeno sea baja,

los niveles de oxigeno de tanque de carga deben ser monitoreados con el

propósito de que cualquier medida preventiva necesaria pueda ser tomada antes

de comenzar la descarga.

6.1.6.6 DESCARGA DE CARGA O LASTRE DE LOS TANQUES EN UNA CONDICION INERTE

El suministro de gas inerte debe ser mantenido durante todas las operaciones de

descarga de carga o lastre para prevenir la entrada de aire a los tanques. Si una

presión de gas inerte positiva satisfactoria puede ser mantenida sin peligro sin un

continuo suministro de gas inerte, entonces es aceptable recircular o suspender

el suministro de gas inerte con tal de que la planta de gas inerte se mantenga lista

para la operación inmediata.

Si en la llegada al puerto el gas inerte tiene que ser despresurizado para medir o

probar la carga, puede ser complicado, debido a la carga baja de la caldera para

represurizar con gas inerte teniendo suficiente contenido de oxigeno bajo. En este

caso, podría ser necesario crear una carga sobre la caldera usando las bombas de

cargas principales para hacer circular la carga alrededor de los gasoductos del

barco hasta que la calidad del gas inerte sea satisfactoria. Es necesario tener





171

mucho cuidado para asegurar que los arreglos de bombas usados para hacer

circular la carga, no provoquen un desbordamiento.

Durante todo el desembarque de la carga, particularmente cuando la carga de

caldera sea baja o cambiante, el contenido de oxigeno del suministro de gas inerte

debe ser monitoreado cuidadosamente. Adicionalmente, tanto el contenido de

oxigeno como la presión del gas inerte principal, deben ser registrados

constantemente durante el desembarque.

Si se hace necesario el sumergimiento de un tanque, la presión podría ser

reducida mientras los puertos están abiertos, pero debe tenerse mucho cuidado

para permitir que no se desarrolle un vacío ya que este jalaría el aire dentro del

tanque. Para prevenir esto, podría ser necesario reducir la tasa de bombeo de la

carga, y el desembarque debe ser suspendido inmediatamente si hay peligro en

los tanques que vienen vacíos por debajo.

6.1.6.7 PASO DEL LASTRE

Durante el paso de lastre, los tanques de carga aparte de aquellos que requieren

ser libres de gas, deben quedar en condición inerte y bajo una presión positiva

para prevenir el ingreso de aire. Siempre que la presión cae en el nivel de alarma

en baja presión, la planta de gas inerte debe ser reiniciada para restituir la

presión, con la debida atención en el contenido de oxigeno del gas inerte liberado.

6.1.6.8 PRECAUCIONES DE LA ELECTRICIDAD ESTATICA

En las operaciones normales, la presencia del gas inerte previene la existencia de

mezclas de gas inflamables dentro de los tanques de carga. Sin embargo, los

peligros atribuibles a la electricidad estática podrían aparecer principalmente en el





172

caso de una falla en el sistema de gas inerte. Para evitar estos riesgos, se

recomiendan los siguientes procedimientos:

• Si la planta de gas inerte se avería durante la descarga, las operaciones

deben ser suspendidas. Si el aire ha entrado al tanque, no se debe introducir

en el tanque ningún equipo de sumergimiento ni muestreo, u otro equipo hasta

que hayan transcurrido al menos 30 segundos desde que la inyección de gas

inerte cese. Después de este periodo el equipo puede ser iniciado con la

condición de que todas las piezas metálicas estén bien conectadas a tierra.

Este requisito de conectar a tierra, debe ser aplicado hasta que un periodo de

cinco horas haya transcurrido desde que la inyección de gas inerte haya

cesado.

• Durante cualquier re-neutralización necesaria de un tanque después de un

fracaso o reparación del sistema de gas inerte, o durante una neutralización

inicial de un tanque que no esté libre de gas, no debe introducirse ningún

equipo de sumergimiento ni muestreo, u otro equipo hasta que el tanque esté

en una condición inerte según lo establecido, al monitorear el gas ventilado del

tanque. Sin embargo, podría ser necesario introducir un sistema de muestra de

gas en el tanque para establecer su condición, y al menos 30 minutos deben

transcurrir después de terminar la inyección de gas inerte antes de fijar el

sistema de muestra. Los componentes metálicos del sistema de muestreo

deben ser eléctricamente continuos y conectados en forma segura a tierra.

6.1.6.9 LAVADO DEL TANQUE, INCLUYENDO EL LAVADO DE

PETROLEO CRUDO.

Antes de que cada tanque sea lavado, el contenido del oxigeno debe ser

determinado, tanto a 1 metro debajo de la cubierta como un nivel medio del





173

espacio de ullage. En ninguna de estas ubicaciones el contenido de oxigeno debe

exceder el 8% del volumen.

Donde los tanques tengan un mamparo completo o parcial, la medición debe ser

tomada de niveles similares en cada sección del tanque. El contenido de oxigeno

y la presión de gas inerte que está siendo entregado durante el proceso de lavado,

deben ser registrados continuamente.

Si durante el lavado, el contenido de oxigeno en el tanque excede el 8% del

volumen o la presión de la atmósfera en los tanques no vuelve a ser positiva, el

lavado deberá ser interrumpido hasta que las condiciones satisfactorias sean

restablecidas.

6.1.6.10 LIMPIEZA Cuando se requiera liberar un tanque de gas después del lavado, primero el

tanque debe ser limpiado con gas inerte para reducir el contenido de oxigeno al

2% del volumen o menos. Esto se hace para asegurar que, durante la siguiente

operación de liberación de gas, ninguna porción de la atmósfera del tanque se

encuentre dentro del rango de inflamabilidad.

El contenido de hidrocarburo debe ser medido con un medidor apropiado diseñado

para medir el porcentaje de gas de hidrocarburo en una atmósfera deficiente de

oxigeno. El indicador de gas inflamable habitual no es el apropiado para este

propósito.

Si es usado el método de dilución de limpieza, se debe llevar a cabo con el

sistema de gas inerte fijado para una capacidad máxima para dar la turbulencia

máxima dentro del tanque. Si es usado el método de desplazamiento, la velocidad

de entrada de gas debe ser mas bajo para prevenir una turbulencia inapropiada.





174

6.1.6.11 LIBERADOR DE GAS

Antes de iniciar la liberación de gas, el tanque debe estar separado de los otros

tanques. Cuando tanto los ventiladores portátiles como los ventiladores fijos

conectados al sistema gaseoducto de carga son usados para introducir aire

dentro del tanque, la entrada de gas inerte debe estar aislada. Si el ventilador del

sistema de gas inerte es usado para adicionar aire al tanque, tanto la línea de

suministro de gas como el gas inerte introducido en cada tanque que ha sido

mantenido inerte, deben estar aislados.

6.1.6.12 PREPARACION PARA LA ENTRADA DEL TANQUE

Para asegurar la dilución de los componentes tóxicos del gas inerte por debajo de

los valores limites de umbral (TLVs), la liberación del gas debe continuar hasta

que las pruebas con un analizador de oxigeno muestre una lectura del oxigeno

constante de 21 % de volumen y pruebas con un indicador de gas inflamable de

no mas del 1% LFL.

Si se sospecha la presencia de un gas tóxico como el benceno o el sulfuro de

hidrogeno, la liberación de gas debe continuar hasta que las pruebas indiquen que

su concentración esta por debajo de su TLV – TWA.

Se debe mantener una ventilación positiva de aire fresco durante todo el tiempo

que el personal está en un tanque y se deben hacer pruebas constantes del

contenido de oxigeno e hidrocarburo en la atmósfera del tanque.

Cuando otros tanques en una condición inerte están adyacentes o están

interconectados al tanque, el personal debe estar alerta ante la posibilidad de un

escape del gas inerte en el tanque libre de gas, por ejemplo, a través de fracturas





175

de mamparos o válvulas defectuosas. El riesgo de que esto ocurra se puede

minimizar manteniendo una pequeña pero positiva presión del gas inerte. Cuando

un tanque libre de gas es reconectado al gas inerte principal debe ser neutralizado

inmediatamente.

6.1.7 PRECAUCIONES QUE DEBEN SER TOMADAS PARA EVITAR RIESGOS EN LA SALUD.

6.1.7.1 EL GAS INERTE A CUBIERTA

Ciertas condiciones del viento pueden traer gases de regreso a la cubierta, incluso

por las salidas especialmente diseñadas. Además, si los gases se ventilan a un

nivel bajo de las escotillas de carga, los espacios de ullage o otras aberturas de

tanque, las áreas circundantes pueden contener niveles de gases en

concentraciones perjudiciales y podrían estar también deficientes de oxigeno. En

estas condiciones todo trabajo que no sea el esencial, debe cesar y solo el

personal necesario debe quedarse a cubierta, tomando las precauciones

correspondientes.

Si la ultima carga llevada era un acido crudo, también deben hacerse pruebas

para el sulfuro de hidrogeno. Si se detecta un nivel superior a 5 ppm, no debe

permitirse a nadie del personal trabajar en cubierta a menos que estén llevando la

protección respiratoria apropiada.

6.1.7.2 ULLAGING Y LA INSPECCION DE LOS TANQUES DE

ESCOTILLA DE CARGA

El bajo contenido de oxigeno del gas inerte, puede causar asfixia rápida. Por lo

tanto, se debe tener cuidado para evitar estar parado en la trayectoria del gas

ventilado.





176

6.1.7.3 ENTRADA A LOS TANQUES DE CARGA

La entrada a los tanques de carga solo debe ser permitida después que han sido

liberados de gas. Debe ser llevada a cabo una evaluación de riesgo minuciosa y

una apropiada medida atenuante de riesgo. Como mínimo, bajo tales

circunstancias, el personal debe llevar puesto aparatos de respiración.

6.1.7.4 DEPURADOR DE AIRE Y AGUA CONDENSADA

El agua efluente del depurador de gas inerte es acida. El agua condensada que

tiende a acumularse en las pipas de distribución, especialmente en la tubería

matriz de cubierta, a menudo es mas acida que el efluente del depurador y es

altamente corrosivo.

Se debe tener mucho cuidado para evitar el contacto innecesario de la piel con el

depurador o con el agua condensada. Un cuidado especial también debe ser

tomado para evitar el contacto accidental con los ojos, así que se deben llevar las

gafas protectoras siempre que exista un riesgo de tal contacto.

6.1.8 PROTECCION DEL TANQUE DE CARGA CONTRA LA ALTA/BAJA

PRESION. Han ocurrido serios incidentes en los buques tanques petroleros debido a que los

tanques de carga son sujetos a presiones extremadamente altas o bajas.

Mientras las reglas de SOLAS, han sido modificadas para exigir que los tanques

sean equipados con mecanismos completos de liberación de presión de flujo o

monitores individuales de presión de tanque, es esencial que los sistemas de

ventilación sean revisados completamente para asegurar que están correctamente

listos para la operación prevista. Una vez las operaciones hayan iniciado, se

deben hacer revisiones adicionales por cualquier anormalidad, tales como ruidos





177

inusuales de vapor que se escapa bajo presión o las válvulas de presión que se

levantan.

El personal del barco debe ser instruido con los procedimientos operativos claros,

inequívocos para el manejo y control correcto del sistema de ventilación y este

debe comprender completamente sus capacidades.

6.1.8.1. BREAKERS DE PRESION. Cada sistema de gas inerte requiere estar equipado con uno o más breakers u

otros mecanismos aprobados. Estos son diseñados para proteger los tanques de

carga contra la presión excesiva o vacío y por consiguiente deben ser mantenidos

en buen estado con un chequeos periódicos de acuerdo con las instrucciones del

fabricante.

Cuando estos breakers estén llenos de líquido, es importante asegurar que se usa

el fluido correcto y que se mantiene el nivel correcto. Normalmente, el nivel solo

puede ser revisado cuando no hay presión en la línea principal de gas inerte. La

evaporación, condensación y el posible ingreso de agua de mar debe tener

mucha importancia cuando se revise la condición y el nivel del líquido. En un clima

pesado el aumento de presión causado por el moviendo del liquido en los tanques

de carga puede provocar que el liquido en el breaker de presión sea expulsado.

Esto puede tener más tendencia a ocurrir en los cargadores de combinación que

en los buques tanques.

6.1.8.2 Válvulas de Presión/Vacío

Estas válvulas son diseñadas para prever el flujo de los volúmenes pequeños de

la atmósfera del tanque, causado por las variaciones térmicas en un tanque de

carga y deben operar antes de los breakers de presión/vacío. Para evitar la





178

operación superflua del breaker, las válvulas de presión/vacío deben ser

mantenidas en buen estado y con inspección y limpieza regular.

6.1.8.3 ARREGLOS DE VENTILACION DE UN FLUJO COMPLETO DE PRESION/VACIO

En los sistemas de gas inerte equipados con válvulas aisladas del tanque, la

protección secundaria de la alta y baja presurización de los tanques de carga,

puede ser suministrada usando ventilación a alta velocidad y válvulas de vacío

como mecanismo de protección de flujo completo. Donde este sea el caso, debe

haber una atención especial al asegurar que las válvulas operan con la presión

deseada y los parámetros de vacío establecidos. Se deben establecer los

procedimientos de mantenimiento programados para mantener y evaluar estos

dispositivos de seguridad.

6.1.8.4 MONITORES DE PRESION DE TANQUE INDIVIDUAL Y SISTEMAS DE ALARMA.

En los sistemas de gas inerte equipados con válvulas que aíslan el tanque, la

indicación de una posible presurización alta y baja del tanque de carga es dada

usando sensores individuales de presión del tanque conectado a un sistema de

alarma. Donde tales sistemas sean usados, se deben establecer los

procedimientos de mantenimientos programados para mantener y evaluar estos

sensores y para confirmar que están suministrando la interpretación exacta.

6.1.9 SUMINISTRO DE GAS INERTE DE EMERGENCIA





179

SOLAS requiere que los arreglos apropiados sean proporcionados para permitir

que el sistema de gas inerte esté conectado con un suministro externo de gas

inerte.

Estos arreglos deben constar de un reborde cerrado del tamaño de una tubería

nominal de 250 mm, aislado por una válvula del gas inerte principal y localizado

frente de la válvula sin retorno. El diseño del reborde debe ser compatible con el

diseño de otras conexiones en el sistema de tubería de carga del barco.

6.1.10.1 TRANSPORTE DE PRODUCTOS EQUIPADOS CON UN SISTEMA DE GAS INERTE 6.1.10.1 GENERAL

Los principios básicos de neutralización son exactamente los mismos del

transporte de productos y los del transporte de crudos.

6.1.10.2 EL TRANSPORTE DE PRODUCTOS QUE TIENEN UN INFLAMACION QUE EXCEDE LOS 60° C

Las reglas SOLAS implica que los petroleros pueden llevar productos de petróleo

que tienen un punto de inflamación que excede a 60 º C (es decir betunes, aceites

lubricantes, aceites de combustible pesados, altos combustibles de jet del punto

de inflamación y algunos combustibles diesel, gasóleo y líquidos de punto de

ebullición especiales), sin sistemas de gas inerte teniendo que estar equipados sin

tanques que contengan tales cargas teniendo que ser guardados en condiciones

inertes.





180

Sin embargo, cuando las cargas con un punto de inflamación que excede los 60

ºC son llevadas en una temperatura de carga más alta que su punto de

inflamación menos 5 ºC, los tanques deberán ser conservados en una condición

inerte debido al peligro que puede producirse en una condición inflamable.

Es recomendable que, si los sistemas de gas inerte están equipados, los tanques

de carga sean mantenidos en una condición inerte siempre que exista la

posibilidad de que la atmósfera del espacio de ullage pueda estar dentro del rango

inflamable.

Cuando una carga no-volátil es llevada en un tanque que no ha sido previamente

liberado de gas, el tanque debe ser conservado en una condición inerte.

6.1.10.3 PURGAMIENTO ADICIONAL Y LIBERACION DE GAS

La liberación de gas es requerida más frecuentemente en el transporte de

productos que en el transporte de crudos, debido a la necesidad más grande tanto

para la entrada e inspección del tanque, especialmente en el puerto, como para la

ventilación de los vapores de las cargas previas. En el transporte de productos

neutralizados, cualquier operación de liberación de gas tiene que ser precedida

por una operación de limpieza (purga).

Sin embargo, debe ser reconocido que la limpieza (purga), no es esencial antes de

la liberación de gas cuando el contenido de gas de hidrocarburo de un tanque ya

esta por debajo del 2% del volumen.

6.1.11 PRECAUCIONES METEOROLOGICAS FRIAS PARA LOS SISTEMAS DE GAS INERTE





181

El sistema de gas inerte puede estar sujeto a fallas operativas cuando funcione en

condiciones meteorológicas frías extremas.

6.1.11.1 CONDENSACION EN LAS TUBERIAS DE GAS INERTE.

SOLAS requiere que el sistema de tuberías sea diseñado para prevenir la

acumulación de carga o agua en el gasoducto bajo todas las condiciones

normales. Sin embargo, en las condiciones frías extremas, el agua residual en el

gas inerte puede congelarse en el conducto principal de gas inerte. Los operarios

deben estar concientes de esto y por lo tanto deben manejar el sistema para

minimizar el agua residual y monitorear atentamente la operación del sistema.

6.1.11.2 CONTROL DE AIRE El aire operado con válvulas de control conectado al sistema de gas inerte fuera

de la sala del motor, no podría funcionar correctamente si es expuesto a

temperaturas ambientales muy bajas si el control de aire tiene un alto contenido de

vapor de agua.

Los separadores de agua en los sistemas de control de aire deben ser drenados

con frecuencia y los drenadores de control de aire deben ser revisados con

regularidad para una operación eficiente.

6.1.11.3 DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD.

En un clima sumamente frío, el hielo puede impedir que funcionen las válvulas de

presión/vacío y puede bloquear las pantallas de llama en las válvulas de

presión/vacío y canalizaciones verticales del mástil.





182

Los breakers de presión deben estar llenos hasta el nivel apropiado con líquido

anticongelante.

Los precintos de agua de cubierta están equipados con los rollos/bobinas de

calefacción y estos rollos/bobinas deben ser puestos en operación antes de

experimentar las condiciones de clima frío.

6.1.11.4 CAJAS DE MAR

Para asegurar que el suministro de agua para el depurador y el precinto de

cubierta son mantenidos en condiciones heladas en el mar o en estuarios, deben

ser usadas las succiones de agua bajo el mar. Esto reducirá la probabilidad de

existencia de mezclas heladas. Las conexiones de inyección de vapor para la caja

de mar, pueden ser usadas para ayudar en la limpieza de las cajas de mar, si

llegara a ser necesario.

6.1.12 FALLAS DEL SISTEMA DE GAS INERTE

Las reglas SOLAS requieren que cada barco equipado con un sistema de gas

inerte, sea suministrado con los manuales con instrucción detallada que cubran

las operaciones, la seguridad, los requisitos de mantenimiento, y los riesgos de

salud ocupacional pertinentes al sistema instalado y su aplicación para el sistema

de tanque de carga. El manual debe incluir la guía para los procedimientos que

deben ser seguidos en el caso de falla del sistema de gas inerte.

6.1.12.1 MEDIDAS QUE DEBEN SER TOMADAS POR FALLA DEL SISTEMA DE GAS INERTE.

En caso de que el sistema de gas inerte deje de suministrar la calidad y cantidad

requerida de gas inerte, o de mantener una presión positiva en los tanques de





183

carga y los tanques de residuos, las medidas deben ser tomadas inmediatamente

para prevenir que cualquier aire sea atraído hacia los tanques. Toda carga y/o

descarga de lastre de tanques inertes debe suspenderse, las válvulas de

aislamiento de gas inerte deben ser cerradas, y se deben tomar medidas

inmediatas para reparar el sistema de gas inerte.

Se les recuerda a los capitanes que reglas nacionales y locales podrían requerir

que la falla en un sistema de gas inerte sea informado a la autoridad del puerto, al

operador del Terminal y a los gobiernos de estado del puerto y bandera.

6.1.12.2 SEGUIR LAS MEDIDAS EN LOS BUQUETANQUES DE PETROLEO CRUDO Depósitos de sulfuro de hierro pirofórico Formado cuando el gas de sulfuro de

hidrogeno reacciona con superficies oxidadas en la ausencia de oxigeno, podrían

estar presentes en los tanques de carga de los buque tanques de petróleo crudo y

estos depósitos podrían calentarse/ intensificarse a incandescencia cuando tengan

contacto con el aire. En el caso de los buque tanques comprometidos con el porte

del aceite crudo, el sistema de gas inerte fracasado deberá por lo tanto, ser

reparado y reiniciado, o se debe proporcionar una fuente de gas inerte alternativa,

antes de que la descarga de gas inerte sea reanudada.

6.1.12.3 SEGUIR LAS MEDIDAS EN LOS PRODUCTOS DE LOS BUQUETANQUES

Las capas del tanque usualmente dificultan la formación de piróforo en los tanques

de carga de los productos de los buques tanques. Si se considera totalmente

impracticable reparar el sistema de gas inerte, la descarga deberá, por lo tanto,

ser reanudada con el acuerdo por escrito de todos los grupos interesados, a

condición de que una fuente externa de gas inerte sea suministrada o que los





184

procedimientos detallados sean establecidos para garantizar la seguridad de las

operaciones. Se deben seguir las siguientes precauciones:

• El manual al que se refiere la sección anterior debe ser consultado.

• Los dispositivos para prevenir el paso de la llama o las pantallas antillamas

(como apropiado) están en su lugar y son revisados para asegurar que están

en una condición satisfactoria.

• Las válvulas en las canalizaciones verticales del mástil del respiradero están

abiertas.

• No se permite ninguna caída libre de agua o desagüe.

• Ningún equipo de sumergimiento, ullaging, muestreo, u otro equipo son

introducidos en el tanque a menos que no sean esenciales para la seguridad

de la operación. Si es necesario que tal equipo sea introducido en el tanque,

este deberá ser después de que al menos 30 minutos hayan transcurrido y que

la inyección de gas inerte haya cesado.

• Todos los componentes metálicos de cualquier equipo que se va a introducir

en el tanque deben estar asegurado a tierra. Esta restricción deberá ser

aplicada hasta que un periodo de cinco horas haya pasado y que la inyección

de gas inerte haya cesado.

6.1.13 REPARACIONES EN LA PLANTA DE GAS INERTE Debido a que el gas inerte causa asfixia, se debe tener mucho cuidado para evitar

el escape del gas inerte dentro de cualquier lugar cerrado o cerrado por partes.

Nadie debe ser permitido dentro del depurador hasta que primero se haya

aprobado la atmósfera y que se haya obtenido un nivel de oxigeno del 21% del

volumen. Además, mientras el personal este trabajando dentro del depurador, la

atmósfera deberá ser continuamente monitoreada para que el contenido de

oxigeno y el personal estén bajo supervisión constante.





185

Antes de abrir el sistema de GI, este debe, si es posible, estar liberado de gas y

cualquier espacio incluido en el sistema que este abierto, debe ser ventilado para

evitar cualquier riesgo de deficiencia de oxigeno. Se debe mantener la ventilación

segura ininterrumpida antes y durante el trabajo.

6.2 SISTEMAS DE VENTILACION 6.2.1 GENERAL

Los sistemas de ventilación requieren conocer los requisitos de SOLAS. Ellos son

necesarios para conseguir la seguridad a bordo del buque tanque y es esencial

que sean operados para encontrar su propósito de diseño y que sean conservados

apropiadamente.

Para facilitar la dilución de los vapores de hidrocarburo en la atmósfera

transparente de la cubierta del buque tanque, el sistema de ventilación permite

que el vapor sea liberado:

• A una baja velocidad, por encima de la cubierta de un mástil de ventilación.

• A una alta velocidad más cerca a la cubierta. Esto facilita la dilución del vapor

de hidrocarburo en la atmósfera libre de la cubierta del buque tanque.

Los respiraderos son ubicados en lugares seleccionados para prevenir la

acumulación de una atmósfera inflamable sobre la cubierta del tanque o alrededor

de cualquier espacio o sala del motor.

El personal del barco debe estar completamente familiarizado con la operación y

el mantenimiento de todos los componentes del sistema de ventilación y debe

estar consciente de sus limitaciones con el objetivo de prevenir la alta/baja

presurización del tanque o los tanques que el sistema esta desempeñando.





186

6.2.2 LA ALTA PRESURIZACION Y BAJA PRESURIZACION DE UN TANQUE 6.2.2.1 GENERAL

La alta presurización de los tanques de carga y lastre es atribuible a la

comprensión del espacio de ullage por la liberación inadecuada de vapor por

sobrellenar el tanque. La baja presurización puede ser causada por no permitir la

entrada del vapor de gas inerte o aire en el tanque. Cuando el liquido está siendo

descargado, el resultado de una alta o baja presión en el tanque podría resultar en

serias deformaciones o fallas catastróficas de la estructura del tanque y sus

mamparos periféricos, lo que puede afectar seriamente la integridad estructural

del barco y puede llevar a un incendio, una explosión o una contaminación.

El daño en las estructuras puede también ser causado por no permitir la entrada

de gas inerte, vapor o aire en un tanque mientras el líquido esta siendo

descargado. La resultante baja presión en el tanque puede dar resultado a la

deformación de la estructura del barco, lo que puede resultar en incendio,

explosión o contaminación.

Para prevenir la alta-baja presurización de los tanques, los operarios deben darle

una atención importante a los mecanismos de protección adecuada, como sigue:

• Sensores de presión individuales con una alarma para cada tanque.

• Mecanismos individuales de presión/liberación de flujo completo para cada

tanque.

6.2.2.2 CAUSAS DE LA ALTA PRESURIZACION DEL TANQUE.

La alta presurización usualmente ocurre durante el lastre, la carga o la

transferencia interna de carga o lastre. Esto puede producirse por una de las

siguientes causas:





187

• Sobrellenar el tanque con líquido.

• Ajuste incorrecto del vapor del tanque o de la válvula aislante de gas inerte a la

línea de vapor o a la línea de gas inerte.

• Fracaso de una válvula aislante a la línea de vapor o la línea de gas inerte.

• Fracaso o agarrotamiento/atascamiento de la válvula de ventilación o la válvula

de alta velocidad.

• Un contenedor o pantalla contra llamas atascados.

• Cargar o lastrar el tanque a una tasa que exceda la máxima capacidad de

ventilación.

• Hielo formándose en las aberturas, o congelación de la presión/vacío o

válvulas a alta velocidad o hielo la superficie de lastre.

• Restricción de las líneas de vapor causado por la cera, los residuos o la cal.

6.2.2.3 ALTA PRESURIZACION DE UN TANQUE – PRECAUCIONES Y MEDIDAS CORRECTIVAS

La protección más importante contra la alta presurización de un tanque es la

adhesión a los buenos procedimientos operativos. Estos deben incluir:

• En los barcos sin un sistema de gas inerte, un procedimiento para controlar el

ajuste de las válvulas aislantes en las líneas de vapor. El procedimiento debe

incluir un método para grabar las condiciones del trayecto de las válvulas

aislantes y un método para prevenir que sean operados en forma incorrecta.

• En los barcos con los sistemas de gas inertes donde las válvulas aislantes

están adaptadas a las líneas ramificadas de cada tanque, SOLAS requiere que

estas válvulas tengan facilidades de bloqueo y que estén bajo el control del

oficial responsable del barco.

• Se restringe la operación de las válvulas solo al personal autorizado.





188

Un proceso de mantenimiento periódico, la prueba pre-operacional y el

conocimiento del operario de las válvulas aislantes, las válvulas de presión/vacío

o las ventilaciones a alta velocidad, pueden proteger contra el fracaso durante la

operación.

Para proteger contra la alta presurización por tanques que se llenan demasiado

rápidamente, todos los barcos deben tener una máxima rata de cargue para cada

tanque individual y estos deben estar disponibles para la referencia del personal

del barco. Las aperturas de los tanques deben ser revisadas para asegurar que

estarán libres para cuando comience la operación; y durante condiciones de

tiempo glacial, deben ser inspeccionadas a intervalos regulares durante la

operación.

Donde se sospeche la alta presurización de un tanque o tanques, la situación

requerirá una oportuna medida correctiva. La carga de líquido debe cesar

inmediatamente.

6.2.2.4 LA BAJA PRESURIZACION DEL TANQUE – CAUSAS

Las causas de la baja presurización son similares al las de la sobre presión, a

saber:

• Ajuste incorrecto de la válvula de aislamiento del tanque en la línea de vapor o

la línea de gas inerte.

• Falla de una válvula de aislamiento sobre la línea de vapor o la línea de gas

inerte.

• No funcionamiento del ventilador/calentador de gas inerte debido a una falla o

a la incapacidad para operarlo.

• Falla en una de las válvulas de suministro de gas inertes.





189

• Una pantalla de llama atascada en la línea de entrada de vapor.

• Hielo formándose en las aberturas de tanques de lastre durante las

condiciones de clima frío.

6.2.2.5 LA BAJA PRESURIZACION DE UN TANQUE – PRECAUCIONES Y

MEDIDAS CORRECTIVAS Las precauciones para prevenir la baja presurización son las mismas que las

relacionadas con la alta presurización.

Donde se sospeche la baja presurización de un tanque o tanques, la situación

requiere de una oportuna medida correctiva. La descarga de líquido debe cesar

inmediatamente.

Los métodos de reducir un vacío parcial en un tanque son o aumentar el nivel

líquido en el tanque poniendo en marcha o bombeando la carga o lastre de otro

tanque en el tanque afectado, o admitiendo gas inerte o aire en el espacio de

ullage del tanque.

Advertencias

• En un barco con un sistema de gas inerte, existe la posibilidad que la calidad

del gas inerte puede verse comprometida por la entrada de aire que pasa por

una ranura localizada en los sellos de acceso del tanque.

• Admitir el gas inerte a una velocidad alta para devolver el tanque a una presión

positiva, puede crear el riesgo de cargas electrostáticas.

6.3 CARGA Y SISTEMAS DE LASTRE





190

Esta sección describe los gasoductos y las bombas usadas para la carga y

desembarque de carga y lastre. Para los propósitos de esta guía, el sistema de

calefacción de carga y el sistema de lavado con crudo (COW), siendo instalado,

son considerados parte del sistema de carga.

6.3.1 MANUAL DE OPERACION El personal del barco debe tener acceso actualizado a los planos y a la

información de los sistemas de carga y lastre, y deben ser suministrados con un

Manual de Operaciones que describa como deben ser operados los sistemas.

El sistema de carga es uno de los principales lugares donde se puede presentar

fallas en la contención de la carga y se debe tener mucho cuidado de no sobre

presurizar algunas partes del sistema o de exponerlo a choques de carga.

Las operaciones de los sistemas de carga y lastre solamente deben ser

efectuados por el personal que esté familiarizado con el funcionamiento correcto

de las bombas y sistemas asociados, como lo describe el Manual de Operaciones.

6.3.2 INTEGRIDAD EN EL SISTEMA DE CARGA Y LASTRE. Los sistemas de carga y lastre están expuestos a muchas condiciones que a la

final podrían resultar en la pérdida de la contención. Éstas incluyen lo siguiente:

• La turbulencia en el flujo, causado por mal diseño de las tuberías o por las ratas

excesivas de flujo, y abrasión debido a las partículas sólidas en la carga o el

lastre, puede dar resultado a erosiones locales y huecos/picaduras en las

tuberías.





191

• Los canales longitudinales están usualmente localizados en el fondo de los

tanques y sobre la cubierta principal donde los efectos hogging, sagging y los

movimientos cíclicos de un barco en una ruta marítima son más pronunciados.

Estos movimientos podrían dar como resultado daños a las conexiones de las

tuberías y penetraciones de mamparo, y daño externo local en los soportes de las

tuberías.

• Manejo de cargas para las que el sistema no ha sido diseñado. El cuidado

especial debe ser tenido para prevenir el daño en los sellos y bombas de carga

que no son adecuados a las cargas agresivas que pueden contener algunos

hidrocarburos.

• Corrosión atribuible a la oxidación (oxidante) cuando los sistemas de tubería son

usados tanto para el agua como el servicio de la carga.

6.3.3 RATAS DE CARGA Los Capitanes de los buques tanques deben ser instruidos con la información

sobre las máximas ratas de carga permitidas para cada tanque de carga y lastre y,

donde los tanques tengan un sistema de ventilación combinado para cada grupo

de carga o tanques de lastre.

Este requisito pretende asegurar que los tanques no están sobre o bajo-

presurizados por exceder la capacidad del sistema de ventilación, incluyendo

cualquier arreglo de ventilación secundario instalado.

Las otras consideraciones también necesitarán ser tenidas en cuenta cuando se

determine la tasa máxima de carga para los buques petroleros.





192

6.3.3.1 ARREGLOS DE VENTILACION

La capacidad de ventilación de un tanque esta basada en el volumen máximo de

carga entrando a un tanque, mas, un 25% del limite para constituir la evolución del

gas (crecimiento de vapor).

En el embarque de cargas que tienen una presión de vapor muy alta, la evolución

de gas podría ser excesiva y la concesión del 25% podría ser insuficiente. Las

medidas para tener en cuenta para asegurar que la capacidad del sistema de

ventilación no es excedida, incluye un monitoreo minucioso de las presiones de la

línea de vapor en barcos con gas inerte, y la limitación de las ratas de carga en los

barcos sin gas inerte durante todo el periodo de carga o durante el lavado de

petróleo crudo durante las operaciones de descarga. Se debe notar que el

crecimiento del vapor aumenta cuando los niveles del líquido en el tanque están

por encima del 80%. En barcos con gas inerte, debe dársele minuciosa atención al

monitoreo de las presiones de los sistemas de gas inerte especialmente cuando

se apagan durante las operaciones de carga o al comenzar el lavado con petróleo

o durante las operaciones de descarga.

Cuando se calculan las ratas de carga, debe ser considerada una línea de

velocidad de ventilación máxima de 36 metros por segundo. Esta tasa de flujo

debe ser calculada por cada diámetro de la línea usada.

6.4 SISTEMAS DE POTENCIA Y PROPULSION.

Mientras un buque tanque está atracado en una Terminal, sus calderas, motores

principales, maquinaria de dirección y otro equipo esencial para la maniobra,

deben normalmente ser mantenidos en una condición que permitirá que el barco





193

sea movido fuera del atracadero en caso de una emergencia, es decir, en

condición de stand by.

El buque tanque debe, sin embargo, obtener el permiso del representante del

Terminal antes de tomar cualquier medida que afecte la disposición del barco para

moverse bajo su propia capacidad.

Cualquier condición imprevista que resulte en la pérdida de la capacidad de

operaciones, particularmente a cualquier sistema de seguridad, debe ser

comunicada inmediatamente a la Terminal.

6.5 SISTEMAS DE CONTROL DE EMISIONES DE VAPOR (VEC) Los sistemas de control de emisiones de vapor (VEC), tienden a dividirse en dos

categorías principales:

• Sistemas que se ajustan a las pautas IMO que proveen un sistema para devolver

vapores de carga a la costa para la recuperación o incineración del vapor de

petróleo.

• Sistemas reservados para recuperar líquido de petróleo o vapor, del vapor que

sería ventilado durante la operación de carga.

Los operadores de sistemas de VEC deben ser entrenados en el uso del sistema

apropiado para su barco.





194

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO VI

1. El gas de hidrocarburo, encontrado normalmente en los petroleros, no puede

encenderse en una atmósfera que contenga:

a. Menos de aproximadamente 11% del volumen.

b. Menos de aproximadamente 9% del volumen.

c. Más de aproximadamente 9% del volumen.

d. Más de aproximadamente 12% del volumen.

2. Las posibles fuentes del gas inerte en los buques tanques son:

a. Calderas principales y auxiliares del barco.

b. Un generador de gas inerte independiente.

c. Una planta de turbina de gas cuando está equipada con un dispositivo de post-

combustión.


3. La sustitución de una atmósfera de un tanque por el gas inerte puede ser

conseguida ya sea por neutralizar o purgar. En cada uno de estos métodos,

prevalecerá uno de los siguientes procesos:

a. Desplazamiento

b. Dilución







195

4. Estas válvulas son diseñadas para prever el flujo de los volúmenes pequeños

de la atmósfera del tanque

a. Presión/Vacío

b. Breakers

c. Alta/Baja

d. Ninguna de las anteriores 5. La alta presurización usualmente ocurre durante

a. El lastre

b. La carga

c. La transferencia interna de carga o lastre.






196

CAPITULO VII

7. EQUIPOS A BORDO DEL BUQUE TANQUE

7.1 EQUIPO DE LUCHA CONTRA INCENDIOS A BORDO.

7.1.1 GENERAL Los requisitos para el equipo de lucha contra incendios de los barcos, son

establecidos por las reglas del país en el que el buque tanque es registrado. Estas

reglas generalmente se basan en los principios de SOLAS.

7.1.2 BUQUETANQUES CON EQUIPOS DE LUCHA CONTRA INCENDIOS Todos los buque tanques cuentan con un sistema de agua para lucha contra

incendios, que consta de bombas con conexión permanente al mar, una tubería

matriz con puntos de toma para riego, mangueras contra incendio completas con

boquillas de chorro o, preferiblemente, boquillas/spray de chorro. Un suficiente

número de tomas de riego son ubicadas en varios puntos del buque, para

asegurar que se pueda llegar a cualquier parte del barco con el sistema contra

incendio. Algunas veces, ciertos mamparos son equipados con las líneas de spray

de agua permanentes.

Una conexión internacional para conectar mangueras de tierra debe ser proveída

sobre un buque tanque de modo que una provisión de agua externa pueda ser

acoplada a cualquier boca de riego en la tubería matriz del barco. Esta conexión

debe estar disponible para el uso inmediato.





197

En el clima frío, se debe prevenir la congelación de las tuberías principales contra

incendio y las tomas de riego a través de una constante derrame de agua por la

borda de las tomas de riego al extremo de cada tubería matriz de fuego. Por otra

parte, todos los puntos bajos de la tubería principal de fuego deben mantenerse

escurridos.

7.1.3 BUQUETANQUES EQUIPADOS CON INSTALACIONES DE LUCHA CONTRA INCENDIOS - SOFOCACION Uno o más de los diferentes sistemas de sofocación, podrían ser instalados en

algunos buques tanques.

El propósito de un sistema de gas inerte es prevenir los incendios de tanques de

carga o las explosiones. No es una instalación fija de lucha contra incendio, pero,

en caso de un incendio, el sistema puede ser de ayuda para controlar el incendio y

prevenir las explosiones.

7.1.4 EXTINTORES DE INCENDIO PORTATILES Todos los buques tanques cuentan con extintores portátiles para cumplir con los

requisitos de seguridad abordo. Además de los extintores en uso, también se

requiere que los buques tanques lleven cargas de repuesto para volver a preparar

extintores usados. En el caso de extintores de CO2 los cilindros de repuesto

completamente cargados son llevados abordo.

Todos los extintores siempre deben estar en buen estado y disponibles para el uso

inmediato. El sistema de dirección de seguridad de la embarcación debe contener

procedimientos para el mantenimiento interno. Como un mínimo, todos los

extintores deben ser oficialmente examinados en busca de la ubicación correcta,





198

para llenar la presión y para la verificación de la condición anual. (Las pautas para

el mantenimiento y la inspección de sistemas de protección de fuego y aparatos

son contenidas en Circular 850 en IMO MSC).

7.1.4.1 CLASES DE EXTINTORES DE INCENDIO PORTATILES Además de los carretes de manguera contra incendios para extinguir el fuego con

agua en los incendios de tipo Clase A, que involucran materiales combustibles

como madera, papel y tela; todos los buque tanques son suministrados con un

rango de extintores de fuego portátiles. El Cuadro 7.1 muestra una visión general

de las clases de extintores probablemente encontrados a bordo de un buque

tanque y sus usos. Los incendios de tipo D son incluidos principalmente para el

estado completo.

Tipo de incendio

Clase A Clase B Clase C Clase D

Medio de extinción del incendio

Materiales combustibles, (Ej.: madera, papel, telas)

Líquidos de hidrocarburo inflamables y combustibles.

Incendios de Equipos eléctricos

Metales combustibles (Magnesio, Titanio, Potasio, Sodio)

Gases Inflamables

Aceite de cocina y Grasas

Carretes de Agua/Manguera

*

Agua con Aditivos

*

Espuma de Spray

* *

Químico seco * * * * Gas CO2 * * Químico Húmedo

* *

Manta de fuego * Diseñado para que coincida con una clase de Incendio en particular

*

Cuadro 7.1 – Medios Extintores portátiles de incendios y sus usos





199

7.2 EQUIPO DE PRUEBA DE GAS 7.2.1 INTRODUCCION La dirección segura de las operaciones a bordo, a menudo depende de la

habilidad de la tripulación para determinar la composición de la atmósfera

ambiental o la atmósfera en un espacio cerrado.

La tripulación de los buques tanques tiene que medir el oxígeno, el hidrocarburo y

concentraciones de gas tóxicas en una atmósfera. Esto les permitirá detectar la

presencia de cualquier mezcla explosiva, los vapores tóxicos o la deficiencia de

oxígeno que pueden presentar un riesgo de explosión o peligro a personal.

En los buques tanques equipados con un sistema de gas inerte, existe la

necesidad adicional de medir el contenido de oxígeno del sistema de gas inerte

como parte de la condición segura de la atmósfera de los tanques de carga.

7.2.2 RESUMEN DE LAS TAREAS DE LA PRUEBA DE GAS 7.2.2.1 OBSERVACION DE LA ATMOSFERA La atmósfera externa debe ser monitoreada para:

• Determinar vapor de hidrocarburo para realizar trabajo en caliente. Esto es

conseguido usando un indicador de gas inflamable, capaz de medir al límite

inflamable más bajo (LFL).

• Determinar vapores tóxicos cuando se embarcan cargas que contienen

componentes tóxicos y cuando se emprenden las operaciones de liberación de

gas siguiendo el transporte de tales cargas. Esto es conseguido usando un





200

instrumento capaz de medir las concentraciones de los gases tóxicos en el rango

de la toxicidad humana generalmente calibrada/graduada en partes por millón.

7.2.2.2 OBSERVACION DEL ESPACIO CERRADO Antes de permitir la entrada a un espacio cerrado, las medidas deben ser tomadas

para detectar la presencia del gas de hidrocarburo, confirmar los niveles de

oxígeno normales y, si aplica, detectar la presencia de cualquier vapor tóxico.

La medición para asegurar que la atmósfera está libre del vapor de hidrocarburo,

es emprendida usando un indicador de gas inflamable capaz de medir el gas al

limite de inflamabilidad mas bajo (LFL) y con la escala graduada como un

porcentaje de este limite (%LFL).

Un analizador de oxígeno es usado para determinar que el nivel normal de

oxígeno en el aire del 21 % del volumen, está presente.

En caso que el vapor tóxico pueda estar presente en el espacio a entrar, la

atmósfera también deberá ser evaluada con un instrumento capaz de medir las

concentraciones de los gases tóxicos en el rango de la toxicidad humana,

generalmente calibrada partes por millón.

7.2.2.3 DIRECCION DE LA ATMOSFERA DE GAS INERTE Para asegurar el acatamiento de los requisitos legales, los barcos instalados con

un sistema de gas inerte deben estar equipados con un analizador de oxígeno

para determinar la calidad del gas inerte y para medir los niveles de oxígeno en los

tanques de carga.





201

Un indicador de gas capaz de medir el porcentaje de gas de hidrocarburo por

volumen (% volumen) en una atmósfera neutralizada también es requerido para la

dirección segura de las operaciones que incluyen el purgue y la liberación de gas

de los tanques de carga.

7.2.3 LA DISPOSICION DE LOS INTRUMENTOS DE MEDICION DE GAS SOLAS requiere que un barco que lleva cargas que son probables a emitir un gas

tóxico o inflamable, o a causar la reducción de oxígeno en un espacio de carga,

sea dotado con un instrumento apropiado para medir la concentración de gas u

oxígeno en el aire, con las instrucciones detalladas para su uso.

En la previsión de arriba, esta implícito el requisito de que el operador del barco

suministra el instrumento correcto para cada prueba de gas requerida. Debe ser

notado que las funciones de la prueba de cada gas diferente pueden ser incluidas

todas en un instrumento de medición de gas multifuncional.

Los instrumentos de medición de gas a bordo de un buque tanque, deben

constituir un sistema completo e integrado que atienda todas las aplicaciones

necesarias identificadas por el operador. Los instrumentos deben ser aptos para la

tarea a la que son aplicados y los usuarios deben estar concientes de las

aplicaciones especiales y las limitaciones de cada instrumento.

Los usuarios de los instrumentos de medida de gas, deben ser entrenados en el

uso correcto del equipo, a un nivel adecuado para sus servicios de trabajo.

Un número suficiente de instrumentos de medida de gas deben estar disponibles

para cubrir todos los requisitos identificados a bordo del barco.





202

7.2.4 FUNCIONES DE ALARMA DE LOS INTRUMENTO DE MEDIDA DE GAS Las alarmas solo deben ser implementadas en los instrumentos que van a ser

usados y donde una advertencia audible sea necesaria como por ejemplo un

monitor de alarma de gas personal. Los instrumentos analíticos que son usados

para proveer valores numéricos para gases y vapores para la certificación de

entrada de espacios peligrosos, no necesitan tener una función de alarma.

Los instrumentos con una capacidad de alarma deben ser diseñados con el

propósito de que las funciones “inhibir y activar” de la alarma, no puedan ser

cambiadas por el operador del instrumento. Esto se hace para evitar la posibilidad

de una inapropiada o fortuita inhibición de la función de alarma, ya sea voluntaria o

por error humano.

El uso de diferentes instrumentos para evaluar atmósferas para la certificación de

entrada, y para observar las atmósferas con un monitor personal durante la

operación de entrada, reduce la probabilidad de un accidente debido a un mal

funcionamiento defectuoso de un instrumento. Por lo tanto, es recomendado que

el instrumento de prueba no sea usado también como el instrumento de alarma

personal durante la operación de entrada.

7.2.5 LINEAS DE MUESTRA Las líneas de muestra deben ser las apropiadas para el servicio previsto y deben

ser impermeables a los gases presentes en las atmósferas que están siendo

monitoreadas. También deben ser resistentes a los efectos del agua de lavado

caliente.





203

7.2.6 LA CALIBRACION La calibración no debe ser confundida con la prueba de operaciones.

La exactitud del equipo de medición la determina el estándar indicado por el

fabricante. El equipo debe, en el suministro inicial, tener un certificado de

calibración, homologable donde sea posible, a los estándares internacionalmente

reconocidos.

De allí en adelante, los procedimientos para la dirección del proceso de

certificación de calibración deben formar parte del sistema de dirección de la

seguridad a bordo. Estos procedimientos podrían incluir la calibración a bordo, de

acuerdo con las pautas del fabricante y/o podrían incluir el desembarque periódico

del equipo a una instalación de prueba acreditada para la calibración.

Los certificados de calibración, indicando el número de serie del instrumento, la

fecha de calibración y el gas de calibración o el método de la calibración usado,

con la referencia a los patrones aplicables, deben ser suministrados para la

retención abordo.

Por regla general, los instrumentos son calibrados usando un gas de calibración

compatible con el uso del instrumento, como el propano o el butano. El gas de

calibración usado debe ser identificado sobre el instrumento.

El uso de un gas inapropiado para la calibración podría dar como resultado

interpretaciones erróneas durante la operación, a pesar de que el instrumento

pareciera estar funcionando correctamente.

Los instrumentos solo deben ser desmontados por las personas certificadas y

entrenadas para llevar a cabo el trabajo.





204

7.2.7 LA PRUEBA DE OPERACIONES Y LA INSPECCION Los instrumentos de medición de gas deben ser evaluados de conformidad con las

instrucciones del fabricante antes de iniciar las operaciones que requieren su uso.

Tales pruebas son diseñadas solamente para asegurar que el instrumento está

trabajando apropiadamente. No deben ser confundidas con la calibración.

Los instrumentos solamente deben ser usados si las pruebas indican que el

instrumento está dando las interpretaciones exactas y que las alarmas están

funcionando en los puntos de referencias predeterminados.

La inspección física debe incluir:

• Bomba de mano.

• Tubos de extensión.

• Estrechez de conexiones.

• Baterías.

• Almacenamiento y caja.

Los instrumentos que no aprueban estas pruebas operacionales, deben ser

recalibrados antes de que sean devueltos al uso operacional. Si esto no es

posible, deben ser retirados del servicio y etiquetados evidentemente para indicar

que no deben ser usados.

Durante las operaciones, es importante ocasionalmente verificar el instrumento y

las líneas de muestra en busca de fugas, ya que el ingreso de aire diluirá la

muestra y dará interpretaciones falsas. La prueba de fuga puede ser llevada a

cabo apretando el final de la línea de muestra y apretando la bombilla de

aspirador. La bombilla no debe dilatarse mientras la línea de muestra es apretada.





205

Durante las operaciones prolongadas, el operador del barco debe determinar la

frecuencia en la que las revisiones de las operaciones deben ser hechas. Los

resultados de las pruebas y las inspecciones deben ser grabados.

Estos procedimientos deberán ser documentados en el Sistema de Dirección de

Seguridad del buque tanque.

7.2.8 MONITORES DE GAS PERSONALES DESECHABLES Los monitores personales de gas que son desechables deben ser evaluados

periódicamente de conformidad con las recomendaciones del fabricante para

confirmar que están operando correctamente.

Los monitores de detección de gas desechables, los cuales no pueden ser

recalibrados, deben estar disponibles teniendo en cuenta la fecha de expiración de

calibración. Por esta razón, es importante grabar la fecha cuando los instrumentos

desechables son por primera vez puestos en servicio para establecer su fecha de

expiración.

7.3 EQUIPO DE MANEJO DE CARGA 7.3.1 INSPECCION Y MANTENIMIENTO Todo los equipos de manejo de carga a bordo, como el que debe ser usado para

el manejo de equipo de transferencia de carga como mangueras marinas, debe

ser revisado a intervalos no mayores a un año y su capacidad de carga debe ser

examinada por lo menos cada 5 años, a menos que las reglas locales, nacionales

o las reglas de la compañía requieran las inspecciones más frecuentes.





206

Estos equipos incluyen:

• Grúas de manejo de manguera marinas, grúas, pescantes y pórticos.

• Grúas y pescantes asociados.

• Guarda grúas y pescantes.

• Bloques de cadena, tornos de mano y dispositivos mecánicos similares.

• Equipo de afilar, tirar, de cadenas y otro equipo auxiliar.

Todo el equipo debe ser evaluado por personas especializadas o autoridades y

estar evidentemente marcados con su Carga Trabajando Seguro (SWL), el

número de serie y la fecha de prueba.

El barco debe asegurar que todo el mantenimiento del equipo para manejo de

carga es llevado de conformidad con las pautas del fabricante. Los chequeos

rutinarios deben ser incluidos dentro del sistema de mantenimiento planeado del

barco.

Todos los registros de las pruebas e inspecciones deben ser grabados en el

Certificado del Equipo de manejo de carga. Estos registros deben estar

disponibles para la inspección de los Representantes del Terminal cuando su

personal esté involucrado en las operaciones de levantamiento usando el equipo

del barco.

7.3.2 ENTRENAMIENTO El equipo de levantamiento solo debe ser operado por personal que esta

entrenado y que ha demostrado ser competente en la operación del equipo.





207

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO VII

1. Todos los buques tanques cuentan con un sistema de agua para lucha contra

incendios, que consta de:

a. Bombas con conexión permanente al mar

b. Tubería matriz con puntos de toma para riego

c. Mangueras contra incendio completas con boquillas de chorro


2. El propósito de un sistema de gas inerte es:

a. Prevenir los incendios de tanques de carga o las explosiones

b. Luchar contra el incendio

c. Sofocar el incendio


3. La inspección física debe incluir:

a. Bomba de mano.

b. Tubos de extensión.

c. Estrechez de conexiones.

d. Baterías, Almacenamiento y caja.






208

4. Para detectar la presencia de cualquier mezcla explosiva, los vapores tóxicos

o la deficiencia de oxígeno que pueden presentar un riesgo de explosión o

peligro al personal, la tripulación debe medir:

a. El oxígeno

b. El hidrocarburo

c. Concentraciones de gas tóxicas en una atmósfera


5. Coloque Verdadero (V) o Falso (F) según corresponda:

• Los chequeos rutinarios NO deben ser incluidos dentro del sistema de

mantenimiento planeado del barco. ( )

• El equipo de levantamiento solo debe ser operado por personal que esta

entrenado y que ha demostrado ser competente en la operación del equipo.

( )

• La prueba de fuga puede ser llevada a cabo apretando el final de la línea de

muestra y apretando la bombilla de aspirador. ( )





209

CAPITULO VIII

8. MANEJO DE SEGURIDAD Y EMERGENCIAS

8.1 EL CODIGO INTERNACIONAL DE SEGURIDAD MARITIMA (ISM – INTERNATIONAL SAFETY MANAGEMENT) Como se define en las convenciones SOLAS y MARPOL, todos los buque tanques

de 500 toneladas largas y mas, son exigidos a obedecer el Código Internacional

de Seguridad Marítima. Los barcos a los que el código no aplica, son estimulados

para desarrollar un sistema de dirección que provea un patrón equivalente a las

operaciones seguras.

Bajo el código ISM, los procesos de dirección de seguridad están basados en las

técnicas de valoraciones y prevención del riesgo.

El propósito del código ISM es suministrar un patrón Internacional para la dirección

y operación segura de los barcos y para la prevención de contaminación.

El código requiere que los operadores del barco deban:

• Facilitar las prácticas seguras en la operación del barco y un ambiente de

trabajo seguro.

• Establecer las garantías contra todos riesgos identificados.

• Mejorar continuamente la habilidad de dirección de la seguridad del personal

en tierra y a bordo del barco, incluyendo la preparación para las emergencias

relacionadas con la seguridad y la protección ambiental.





210

El código define una compañía operando un barco y exige que la compañía

desarrolle un sistema de dirección de seguridad (SMS – Safety Management

System), que debe incluir ciertos requisitos funcionales - particularmente

"Instrucciones y procedimientos para asegurar la operación segura de los barcos y

la protección del ambiente".

El código ISM no establece cómo es dirigido un barco. Se orienta a la compañía a

desarrollar los elementos de SMS apropiados para la operación de un barco

específico.

En el desarrollo de su SMS, las compañías son estimuladas a tener en cuenta

publicaciones y pautas de la industria naviera.

Las pautas IMO para el código ISM identifican que las operaciones de embarque y

desembarque de carga, incluyendo ésas relacionadas con las mercancías

peligrosas, deben ser incluidas dentro del alcance de la documentación de la

compañía.

8.2 SISTEMAS DE DIRECCION DE LA SEGURIDAD El Sistema de Dirección de Seguridad (SMS – Safety Management System)

permite la implementación efectiva de la seguridad y la política de protección

ambiental en la Compañía. El SMS esta sujeto a una auditoria regular para

verificar su conveniencia para dar las expectativas del código ISM, y para

confirmar que es efectivo y que dichos procedimientos han sido seguidos.

Aunque un rango de los temas de dirección de la seguridad está especificado en

el código, la compañía debe desarrollar el contenido y la forma de su SMS. El

SMS debe demostrar que los niveles aceptables de dirección de la seguridad





211

están en el lugar correcto para proteger el barco, el personal y el ambiente

marítimo.

Para entregar los niveles requeridos de la seguridad, el SMS necesitará abordar

todas las actividades comprometidas con la operación del barco junto con las

posibles situaciones que puedan aparecer que afectarían la seguridad de la

embarcación o su operación.

Estas actividades y situaciones involucrarán diferentes grados de peligro al barco,

a su personal y al ambiente. La valoración cuidadosa de estos peligros, y la

probabilidad de su ocurrencia, determinara la gravedad de los riesgos

involucrados. Las herramientas de prevención de riesgo son entonces aplicadas

para lograr la terminación segura del trabajo, asegurar el acatamiento de su SMS

y proporcionar las pruebas objetivas necesitadas para la verificación, como:

• Políticas documentadas, procedimientos e instrucciones.

• La documentación de la verificación llevada a cabo por la persona responsable

de la operación diaria.

8.2.1 VALORACION DE RIESGO Una valoración de riesgo debe implicar un examen cuidadoso de qué puede ser

perjudicial durante las operaciones, con una verificación de si las precauciones

son suficientes, o debe implementarse mayores medidas para minimizar los

accidentes y las enfermedades a bordo del barco.

La valoración del riesgo debe establecer primero los peligros que están presentes

en el lugar de trabajo y luego identificar los riesgos importantes surgiendo de la

actividad del trabajo en si. La valoración debe tener en cuenta cualquier

precaución existente para controlar el riesgo, como permisos de trabajo, el acceso





212

restringido, el uso de las señales de advertencias, los procedimientos aceptados y

el equipo de protección personal. El tipo de preguntas que deben ser respondidas

cuando se lleva a cabo una valoración de riesgo son a saber:

¿Qué podría salir mal? Una identificación de los peligros y los escenarios de accidente, junto con las

causas potenciales y los resultados.

¿Qué tan malo y con que probabilidad? Una evaluación de los factores de riesgo.

¿Los temas pueden ser mejorados? Una identificación de las alternativas de control de riesgo para reducir los riesgos

identificados.

¿Cuál seria el esfuerzo y cuánto mejor seria el resultado? Una determinación del beneficio y la eficacia de cada alternativa de control de

riesgo.

¿Qué medidas deben ser tomadas? Una identificación del curso apropiado de la acción para desarrollar una actividad

segura sobre la base de los peligros, sus riesgos asociados y la eficacia de

opciones de control de riesgo alternativas.

En resumen, la valoración del riesgo debe asegurar que las medidas preventivas

que son aplicadas reducirán los riesgos relacionados con un trabajo determinado.





213

8.3 SISTEMAS DE PERMISO DE TRABAJO Mientras las compañías desarrollan sus propios procedimientos para manejar

todos los aspectos de las operaciones y las misiones emprendidas, muchos

operadores deciden incluir un sistema de permiso de trabajo en su SMS para

dirigir las tareas peligrosas.

Un sistema de permiso de trabajo es un sistema escrito formal que es usado para

controlar ciertas clases de labores. Esta presenta un riesgo y se exige que el

personal se comprometa y grabe las valoraciones de riesgo en el desarrollo de un

sistema seguro de trabajo.

La orientación para establecer un sistema de permiso de trabajo es contenida en

varias publicaciones distribuidas por las organizaciones de la industria.

El sistema de permiso de trabajo puede incluir uno o más de los siguientes

documentos para controlar las actividades peligrosas:

• Una instrucción de trabajo.

• Un procedimiento de mantenimiento.

• Un procedimiento local.

• Un procedimiento en funcionamiento.

• Una lista de verificación.

• Un permiso.

Las medidas para ser empleado cuando se va a llevar a cabo una misión

particular, son predeterminadas por una valoración de riesgo y registrada en el

permiso de trabajo.





214

8.4 TRABAJO CALIENTE Un número de incendios y explosiones se han presentado debido al trabajo

caliente en, sobre, o cerca de los de tanque de carga u otros espacios que

contienen, o que han contenido previamente sustancias inflamables o sustancias

que emiten vapores inflamables.

El trabajo caliente solo debe ser considerado si no hay medios alternativos de

reparación y para llevar a cabo cualquier trabajo en caliente se debe contar con un

permiso de trabajo siguiendo los estándares de la Compañía.

Un permiso de trabajo en caliente debe ser firmado por el Capitán del buque

tanque, por el Primer Oficial y por el Ingeniero Jefe del Buque.





215

Figura 8.1 Cuadro de Flujo del Trabajo en Caliente





216

La siguiente tabla muestra información básica de cuando y donde se debe tener

procedimiento y evaluación de riesgos para trabajo en caliente, en un buque que

cuenta con sistema de gas inerte:

Planeación de trabajo a ser sostenida y evaluación de

riesgo completada.

* * * * * * * * *

Trabajo en un espacio designado con escudo o

cortina erigida.

*

Ventilación Adecuada * * * * * *

Confirmación del Master o del designado para indicar que el trabajo puede seguir

*

Controles de la atmósfera del tanque llevados a cabo y

permiso de entrada publicado

* * *

Tanque para ser lavado y liberado de gas

* * *

Tanques de carga a ser purgados y neutralizados a no mas del 8% O2 y no mas

del 2% HC

* * * * *

Trabajo a ser realizado a mas de 500 mm del tanque

de cubierta o mamparos

* * *

Trabajo a ser realizado a mas de 500 mm de la cubierta de tanque de gasóleo o mamparos

* * * *

Limpieza local a realizarse según requisitos

* * * *





217

Todos los gasoductos interconectados limpiados

con agua y drenados

* * *

Válvulas del tanque aisladas * * * Permiso de Trabajo Caliente

publicado a bordo *

Permiso de Trabajo Caliente publicado en acuerdo con la

compañía

* * * * * * *

Permiso de Trabajo Caliente aprobado por el Master o el

Oficial responsable

* * * * * * * *

Figure 8.2. - Ejemplo de la orientación de SMS para el trabajo caliente en un barco neutralizado. 8.5 OTRAS TAREAS PELIGROSAS Una tarea peligrosa se define como una tarea, con excepción del Trabajo Caliente,

que representa un peligro para el barco, la Terminal o el personal, por lo tanto

necesita ser controlado por un proceso de valoración de riesgo, tal como el

sistema de permiso de trabajo.

Es así que, para cada tarea peligrosa, un permiso de trabajo o procedimiento

controlado deben ser desarrollados y aprobados. El permiso o el procedimiento

controlado debe seguir el proceso al que se refiere la sección 8.3 y debe ser

discutido con el personal que esta realizando la tarea.

El procedimiento, la aprobación y el registro del acatamiento deben ser

conservados dentro de los registros de SMS.

Las tareas peligrosas solamente deben realizarse al lado de una Terminal con el

previo acuerdo del representante de la Terminal





218

Los ejemplos de tales tareas son:

• Entrada al espacio cerrado

• Inspecciones del tanque.

• Operaciones de buceo.

• Cajas de mar al vació.

• Trabajo extendido en alto.

• Operaciones de levantamiento de carga.

• Trabajo sobre o cerca a un sistema presurizado.

• Prueba y lanzamiento de botes salvavidas.

8.6 DIRECCION DE LA EMERGENCIA A BORDO 8.6.1 GENERAL El código ISM requiere que la compañía establezca los procedimientos para

identificar, describir y responder a las situaciones potenciales de emergencia a

bordo.

8.6.2 PLAN DE EMERGENCIA DE UN BUQUETANQUE 8.6.2.1 PREPARATIVOS La Planificación y los preparativos son esenciales para lograr que el personal logre

ocuparse con éxito de las emergencias a bordo de los buques tanques. El Capitán

y otros oficiales deben tener claro lo que harían en caso de presentarse una

emergencia, como fuego en la sala del motor, fuego en el alojamiento, la caída de

una persona en un tanque, el barco que se rompe, etc.





219

No serán capaces de prever en detalle lo que puede suceder en tales

emergencias, pero la buena planificación anticipada y los ejercicios darán lugar a

más rápidas y mejores decisiones y una mejor reacción.

La siguiente información debe estar fácilmente disponible:

• El tipo de carga, la cantidad y la disposición.

• Ubicación de otras sustancias peligrosas.

• Plan de arreglo general del buque tanque.

• Información de estabilidad.

• Planes del equipo de lucha contra incendios y emergencias.

8.6.2.2 SEÑAL DE ALARMA DE INCENDIO DEL BARCO Cuando un barco está en puerto, el sonido del sistema de alarma de incendio del

barco compuesto por una serie de ráfagas largas del pito del barco, cada ráfaga

siendo no menos de 10 segundos de duración, o por alguna otra señal localmente

requerida y que el personal de la Terminal ha sido informado.

8.6.2.3 PLANOS DE EXTINCION DE INCENDIO Los planos de extinción de incendio se deben exhibir permanentemente en las

posiciones estratégicas identificadas claramente, para cada cubierta, la

localización y los detalles de todo el equipo de lucha contra incendios, mangueras,

controles, etc. Cuando el barco está en el puerto, estos planos se deben también

exhibir o estar fácilmente disponibles.





220

8.6.2.4 ENTRENAMIENTO Y EJERCICIOS El personal del barco debe estar familiarizado con la teoría de la lucha contra

incendios referida en el capitulo 4 y debe recibir instrucciones en el uso del equipo

de lucha contra incendios y el equipo de emergencia. Las prácticas y los ejercicios

se deben organizar a intervalos para asegurarse de que el personal conserva su

familiaridad con el equipo.

Si se presenta una oportunidad para una practica combinada de incendio o un

ejercicio con el personal de un Terminal, el Capitán debe asignar a un oficial

disponible para mostrar al personal de Terminal la localización del equipo de lucha

contra incendio portátil y fijo a bordo, y también instruirlos sobre cualquier

característica del diseño del barco que pueda requerir la atención especial en caso

de incendio.

8.6.3 MEDIDAS EN CASO DE UNA EMERGENCIA 8.6.3.1 INCENDIO EN UN BUQUETANQUE EN EL MAR O EN FONDEO. El personal del barco que descubre un fuego, debe activar inmediatamente la

alarma, indicando la localización del fuego. La alarma de incendios de la

embarcación debe funcionar cuanto antes.

El personal en las inmediaciones de fuego debe aplicar el extintor conveniente

más cercano para procurar limitar la extensión del fuego, para extinguirlo, y luego

prevenir el reencendido. Si son fallidos, sus acciones se deben reemplazar muy

rápidamente por la activación del plan de emergencia del buque tanque.





221

Cualquier operación de carga, lastre, limpieza de tanque o tanqueo de

combustibles, deben ser suspendidos inmediatamente y con todas válvulas

cerradas. Cualquier barco al costado debe ser movido.

Una vez que todo el personal haya sido evacuado de las inmediaciones, todas las

puertas, y aperturas del tanque, deben ser cerradas lo mas rápidamente posible, y

la ventilación mecánica debe ser suspendida. La cubierta, mamparos y otras

estructuras en las inmediaciones del incendio, y los tanques adyacentes que

contienen líquidos de petróleo o no están libres de gas, se deben refrescar con

agua, para lo cual son útiles los remolcadores.

El buque tanque debe ser maniobrado para prevenir la extensión del fuego y para

permitir que el fuego sea atacado por barlovento, es decir por donde ingresa el

viento.

8.6.3.2 EMERGENCIAS EN EL PUERTO Si ocurre una emergencia de un buque tanque en puerto el buque actuará de

acuerdo a su propio plan de emergencia de común acuerdo con el Terminal y la

instalación portuaria activará sus medidas de control y respuesta. Las autoridades

marítimas y portuarias de la zona serán informadas y las acciones para minimizar

el incidente son responsabilidad conjunta del Capitán, la Terminal y la autoridad

marítima ó portuaria local.

8.6.3.3 DESECHO DE CARGA AL MAR El desechar la carga es una medida extrema justificada solamente como un

medio de salvar la vida de los tripulantes en el mar o para la seguridad del barco.

Una decisión para desechar la carga al mar debe por lo tanto, no ser tomada hasta

que todas las opciones alternativas hayan sido consideradas teniendo en cuenta la





222

información disponible sobre la estabilidad y la flotabilidad de reserva que tiene el

buque tanque.

Si es necesario desechar la carga, las siguientes precauciones deben ser

tomadas:

• El personal de la sala de motor debe ser alertado. Dependiendo de las

circunstancias que prevalecen en ese entonces, la consideración se debe dar a

cambiar productos excesivos del sitio de motor de alto a de baja densidad.

• La descarga debe ocurrir a través de la válvula del mar, y en lo posible y, donde

sea posible, en el lado opuesto a los productos del sitio de motor.

• Todas las entradas no esenciales deben estar cerradas.

• Si la descarga debe ser del nivel de la cubierta. Las mangueras flexibles se

deben aparejar para extenderse debajo de la superficie del agua.

• Todas las medidas de seguridad referentes a las operaciones que implican la

presencia del gas inflamable en las inmediaciones de la cubierta deben ser

observadas.

• Una advertencia de radio debe ser transmitida a los buques cercanos y a las

autoridades marítimas o portuarias más cercanas.

8.6.3.4 SEGUIMIENTO Lo antes posible después de un incidente, debe haber un chequeo minucioso de

todos los equipos usados. Los extintores portátiles deben ser rellenados o





223

sustituidos por los repuestos y las botellas de equipos de respiración deben ser

recargadas. Los sistemas de espuma se deben limpiar con un chorro de agua.

La discusión post- incidente debe tratar de cómo se atendió la emergencia y que

lecciones pueden ser aprendidas y como los planes de contingencia pueden ser

mejorados, ampliados o modificados.





224

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO VIII

1. El propósito de este código es suministrar un patrón Internacional para la

dirección y operación segura de los barcos y para la prevención de

contaminación.

a. OCIMF

b. ISGOT

c. SOLAS

d. ISM

2. Permite la implementación efectiva de la seguridad y la política de protección

ambiental en la Compañía.

a. SMS

b. ISM

c. SOLAS

d. Ninguna de las anteriores 3. El tipo de preguntas que deben ser respondidas cuando se lleva a cabo una

valoración de riesgo son a saber, entre otras:

a. ¿Qué podría salir mal?

b. ¿Qué tan malo y con que probabilidad?

c. ¿Cuál seria el esfuerzo y cuánto mejor seria el resultado?






225

4. El sistema de permiso de trabajo puede incluir uno o más de los siguientes

documentos para controlar las actividades peligrosas:

a. Una instrucción de trabajo.

b. Un procedimiento de mantenimiento.

c. Un procedimiento local.

d. Un procedimiento en funcionamiento.


5. Un permiso de trabajo en caliente debe ser firmado por:

a. Capitán del buque tanque

b. Primer Oficial

c. Ingeniero Jefe del Buque.


6. Se deben exhibir permanentemente en las posiciones estratégicas identificadas

claramente, para cada cubierta, la localización y los detalles de todo el equipo de

lucha contra incendios, mangueras, controles, etc.

a. Planos de extinción de incendio

b. Sistema de Alarma

c. Planos del Buque


7. El personal del barco que descubre un fuego, debe en primera instancia:

a. Tomar el bote salvavidas

b. Gritar desesperadamente

c. Correr alrededor del Buque

d. Activar inmediatamente la alarma





226

CAPITULO IX

9. MANEJO DE LA SEGURIDAD INDUSTRIAL 9.1 CONDICIONES CLIMATICAS 9.1.1. AVISOS EN EL TERMINAL SOBRE CONDICIONES ATMOSFERICAS ADVERSAS El Terminal debe establecer el límite de los parámetros para controlar o parar las

operaciones de carga basadas en los criterios del diseño para el muelle y su

equipo. Los parámetros se pueden determinar por condiciones ambientales, tales

como velocidad del viento, nivel de marea, o por las limitaciones físicas de la

Terminal, tales como cargas de la defensa.

Cualquier limitación se debe discutir con el petrolero antes de que las operaciones

comiencen y quedar registradas en la lista de chequeo de seguridad de

Ship/Shore.

El representante del Terminal debe alertar al petrolero ante cualquier pronóstico

de las condiciones atmosféricas adversas lo cual puede requerir que las

operaciones se detengan, esto es que la carga o las ratas de carga/descarga se

reduzcan. En algunos casos, la información necesaria se puede proporcionar por

los terceros en la vecindad inmediata o por la nave misma.

Donde las condiciones ambientales son normalmente criticas o extremas, el

Terminal debe considerar proporcionar la instrumentación de medición apropiada

para contar con la información requerida a tiempo.





227

9.1.2. CONDICIONES DEL VIENTO Si hay poco movimiento del viento, el hidrocarburo puede persistir en la cubierta

en concentraciones pesadas. Si hay viento, los remolinos se pueden crear a un

lado del petrolero o de la estructura de la cubierta que puede llevar el gas

ventilado hacia la ciudadela o superestructura. Estos efectos pueden dar lugar a

concentraciones de vapores de hidrocarburo y puede ser necesario ampliar las

precauciones o parar la operación de transferencia de carga, de deslastre, purga

de tuberías, limpieza de tanques, mientras que las condiciones persisten. Todas

las operaciones deben también ser paradas si hay alta probabilidad de generación

de chispa en cubierta.

9.1.3. TORMENTAS ELECTRICAS (RELAMPAGOS) Cuando una tormenta eléctrica se acerca en la vecindad del petrolero o del

Terminal, las operaciones siguientes deben ser suspendidas, estén o no los

tanques de carga inertizados:

• Transferencia de hidrocarburos.

• Almacenamiento de hidrocarburos en tanques que no estén inertizados.

• Deslastre de tanques que no están libres de vapores de hidrocarburos.

• Purga, limpieza de tanques o liberación de gases después de la

descarga de cualquier hidrocarburo.

Todas las aperturas y válvulas del sistema de ventilación de los tanques deben

permanecer cerradas. 9.2. SEGURIDAD DEL PERSONAL 9.2.1. EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL (PPE)





228

La ropa de protección y el equipo deben ser usados por todo el personal

contratado para operaciones a bordo y en tierra.

El personal de la Terminal debe también usar los chalecos salvavidas u otros

dispositivos similares de flotabilidad donde hay un riesgo de caer en el agua.

Los lugares del almacenaje para PPE, incluyendo el aparato respiratorio, se deben

proteger contra el clima y deben ser marcados claramente. El personal debe

utilizar el equipo y la ropa siempre que la situación requiera.

El personal que sea requerido para utilizar el aparato respiratorio debe ser

entrenado en su uso seguro.

Los buques deben establecer los requisitos de PPE para los visitantes y éstas

deben incluir la ropa apropiada, el calzado seguro y un casco de seguridad.

Asimismo, los terminales deben establecer los requisitos para el personal del

buque que pasa a través del Terminal. Una ruta segura claramente marcada y/o

un transporte seguro a través del Terminal deben ser proporcionados. 9.2.2. PELIGROS DE RESBALON Y CAIDA Debido a la alta incidencia de resbalones y de caídas en petroleros, operadores y

navegantes deben prestar la atención particular a las condiciones de abordo que

puedan contribuir a estos accidentes.

Se debe dar atención particular en proporcionar superficies o rejillas

antideslizantes en la cubierta en áreas de tránsito de personas. Se sugiere que

estas áreas estén marcadas claramente de modo que el personal esté enterado

de su existencia. Las áreas que deben ser tenidas en cuenta incluyen:

• Áreas de amarre.





229

• Áreas de múltiples.

• Puntos de medición y muestreo.

• Pasillos de acceso.

• Paso por debajo ó a través de las tuberías.

El riesgo de caídas y de resbalones es más alto al usar escalas y vías de acceso.

Los buenos diseños y construcción ayudarán a prevenir accidentes de esta

naturaleza. Se debe evitar que se incremente el porcentaje de los peligros, tales

como los pasos irregularmente espaciados, por ejemplo. Donde el diseño no

puede ser modificado, los peligros deben ser marcados o identificados claramente

con pintura reflectiva para facilitar su identificación de noche.

9.2.3. HIGIENE PERSONAL En vista del peligro para la salud que puede presentarse por contacto prolongado

con cualquier hidrocarburo, la higiene personal es lo más importante. Donde sea

posible, el contacto directo de la piel con aceite o con la ropa aceitosa debe ser

evitado.

9.2.4. VESTURARIO HECHO DE MATERIAL SINTETICO La experiencia ha demostrado que la ropa hecha de material sintético no da lugar

a ningún peligro electrostático significativo bajo condiciones encontradas

normalmente en petroleros.

Sin embargo, la tendencia a que el material sintético se derrita y se funda cuando

está expuesta a las altas temperaturas por incendio, conduce a una fuente de

calor concentrada que causa daño severo en la piel. La ropa hecha de tal material





230

por lo tanto no se considera conveniente para las personas que pueden ser

expuestas a incendios de o a las superficies calientes. 9.3.LISTA DE CHEQUEO DE SEGURIDAD (SHIP/SHORE SAFETY CHECK LIST) 9.3.1 GENERAL La responsabilidad del manejo seguro de las operaciones mientras que un buque

tanque está en un Terminal se comparte en común entre el Capitán de la nave y el

representante del Terminal. Antes de que las operaciones de carga o de lastre

comiencen, el Capitán del buque tanque, o su representante, y el representante

del Terminal debe:

• Acordar por escrito los procedimientos de la transferencia, incluyendo la

carga máxima o las ratas de cargue/descargue.

• Acordar por escrito sobre las acciones a tomar en el evento de una

emergencia durante las operaciones de manejo de carga o lastre.

• Completar y llenar la lista de chequeo de seguridad “ship/shore safety

check list”.

Los terminales pueden publicar una nota aclaratoria a los Capitanes de las naves

que visitan el Terminal, en la que informan acerca de las regulaciones del Terminal

con respecto a la seguridad y la responsabilidad común.

Mientras que la lista de chequeo de seguridad Ship/Shore se basa principalmente

para operaciones de manejo de carga, se recomienda que la misma práctica sea

adoptada cuando un petrolero se presenta en una Terminal para la limpieza de

tanque y operaciones de desgasificación de tanques.





231

9.3.2. GUIAS DE USO

El Capitán del buque tanque y todos bajo su comando deben ajustarse totalmente

a estos requisitos mientras que el buque se encuentre en el Terminal. El

representante del Terminal y todo el personal de tierra involucrado en la atención

de la nave, deben seguir las indicaciones de la lista de chequeo.

La responsabilidad para las declaraciones dentro de la lista de chequeo de

seguridad de Ship/Shore se asigna dentro del documento. La aceptación de la

responsabilidad es confirmada firmando en cada casilla apropiada y finalmente

firmando la declaración en el extremo de la lista de chequeo. Una vez que esté

firmada, la lista de chequeo es la base mínima para las operaciones seguras

según lo convenido en el intercambio mutuo de la información crítica.

Algunas de las declaraciones de la lista de chequeo se dirigen a las

consideraciones para las cuales la nave tiene responsabilidad única, algunas a las

consideraciones para las cuales el Terminal tiene responsabilidad única, y hay

otros que asignan responsabilidad común. Las cajas sombreadas se utilizan para

identificar las declaraciones que serían generalmente aplicables a solamente un

responsable, aunque la nave o el Terminal puede firmar con iniciales tales

secciones si desean.

La asignación de la responsabilidad no significa que la otra parte está excluida de

realizar chequeos para confirmar la información. Se intenta asegurar la

identificación clara de la parte responsable inicialmente y la que continúa

verificando durante la permanencia del buque en la instalación portuaria.

El oficial responsable del buque debe comprobar personalmente todas las

consideraciones que se mantengan dentro de la responsabilidad del petrolero.





232

Igualmente, el representante del Terminal debe comprobar personalmente todas

las consideraciones que sean de responsabilidad del Terminal. Con el fin de cubrir

estas responsabilidades, los representantes deben asegurarse que los estándares

de seguridad en ambos lados de la operación son completamente aceptables.

Esto se puede alcanzar por actividades como por ejemplo:

• Confirmar que una persona competente ha diligenciado satisfactoriamente

la lista de chequeo.

• Revisar expedientes apropiados.

• Inspección común donde se considere apropiado.

Para la seguridad mutua, antes del comienzo de las operaciones, y de vez en

cuando, un representante del Terminal y, cuando sea apropiado, un oficial

responsable, debe conducir una inspección de la nave para asegurarse de que la

nave está manejando con eficacia sus obligaciones, según lo aceptado en la lista

de chequeo de seguridad Ship/Shore safety Check List.

Los chequeos similares se deben conducir en tierra. Donde se identifique que los

requisitos de seguridad básicos puedan ser escasos, cualquier parte puede

requerir que las operaciones de carga y del lastre sean suspendidas hasta que la

acción correctiva se ponga en ejecución satisfactoriamente. 9.3.2.1. COMPOSICION DE LA LISTA DE CHEQUEO

La lista de chequeo de seguridad de Ship/Shore abarca cuatro partes, los primeros

dos de las cuales (parte A y parte B) tratan la transferencia de líquidos a granel.

Éstos son aplicables a todas las operaciones. La parte A identifica los chequeos

físicos requeridos y la parte B identifica los elementos que se verificarán

verbalmente.





233

La parte C contiene consideraciones adicionales referentes a la transferencia de

productos químicos líquidos a granel y la parte D contiene lo referente a los gases

licuados.

La seguridad de las operaciones requiere que todas las declaraciones relevantes

estén consideradas y la responsabilidad sea aceptada. Donde cualquier parte no

está preparada para aceptar una responsabilidad asignada, se debe hacer un

comentario en la columna de las observaciones y se debe dar la consideración

apropiada a la determinación sobre si las operaciones pueden proceder. Donde un

artículo particular se considera no ser aplicable a la nave, el Terminal o a la

operación prevista, se debe incluir una nota a este efecto a la columna de las

observaciones.

9.3.2.2. CODIFICACION DE ARTICULOS La presencia de las letras A, P o R en la columna titulada código indica lo

siguiente:

A (`Acuerdo '). Esto indica que un acuerdo o un procedimiento deben

ser identificados en la columna de comentarios de la lista de

chequeo o comunicada en cierta forma aceptada por las partes.

P (`Permiso '). En el caso de una respuesta negativa a los

comentarios identificados con P, las operaciones no se deben

conducir sin el permiso escrito de la autoridad apropiada.

R (`Re-compruebe '). Esto indica los artículos que se volverán a

inspeccionar en los intervalos apropiados, según lo convenido entre

ambas partes, en los períodos indicados en la declaración.





234

9.3.3. LISTA DE CHEQUEO DE SEGURIDAD DEL SHIP/SHORE

Ver Anexo A de este capitulo. 9.4. MEDIDAS DE EMERGENCIA Las acciones que se tomarán en el caso de una emergencia en un Terminal se

deben contener en el plan de respuesta a emergencias del Terminal. Se debe dar

atención particular a los factores que se tomarán en consideración al decidir a si el

buque tanque debe zarpar o no de la instalación portuaria, en caso de presentarse

una emergencia.

9.4.1. FUEGO O EXPLOSION EN UNA TERMINAL

Acción en las naves:

Si un fuego o una explosión ocurren en una Terminal, la nave o las naves

en la Terminal deben divulgar inmediatamente el incidente a la sala de

mando del Terminal por el método más rápido posible (VHF/UHF, contacto

de teléfono, sirena etc). Todas las operaciones deben ser suspendidas

hasta verificar que esta ocurriendo y todos los tanques y accesos a

espacios con posible presencia de hidrocarburos o sus vapores, deben ser

cerrados.

Los equipos contra fuego de la nave se deben presurizar y la niebla del

agua aplicada en lugares estratégicos. Los motores de la nave y la

tripulación se deben preparar para un posible zarpe de emergencia. Una

escala de acceso se debe desplegar en el lado opuesto al muelle al que se

esta amarrado.





235

Acción en naves en otras Terminales:

Al oír que las alarmas del Terminal están sonando o que de alguna otra

manera se está avisando de un fuego al Terminal, una nave en una

Terminal que no está directamente implicada en el fuego debe cerrar todas

las operaciones de carga, el bunkering (toma de combustible) y el deslastre.

Los sistemas de la lucha contra el fuego se deben preparar y los motores

principales y la tripulación se debe preparar para un zarpe de emergencia.

9.4.2. FUEGO EN UN PETROLERO EN EL TERMINAL

Acción del personal de la nave: Si un fuego ocurre en un petrolero mientras que

está en un Terminal, el buque tanque debe sonar la señal de alarma que consiste

en una serie de pitadas largas, con menos de 10 segundos de duración; lo anterior

debe llevarse a cabo a menos que el Terminal haya notificado y coordinado con el

buque tanque de alguna otra señal de alarma localmente reconocida. Todas las

operaciones de carga, el bunkering o del deslastre se deben suspender y los

motores y la tripulación se deben preparar para un zarpe de emergencia.

Una vez que se haya levantado la alarma, la responsabilidad de la lucha contra el

fuego a bordo de la nave recaerá en el Capitán del buque tanque asistido por el

equipo de la nave. La misma organización para atender la emergencia se debe

utilizar para cuando la nave está en el mar.

En la movilización del Terminal y, cuando sea aplicable, las fuerzas y la brigada

de lucha contra el fuego, el capitán del buque tanque, conjuntamente con los

bomberos profesionales de la zona, debe hacer un esfuerzo unido para controlar

el fuego.

ACCION DEL FUEGO – EN LA NAVE





236

Fuego en su nave: • Sonar alarmas. • Luchar contra el fuego para

prevenir que se expanda. • Informe al Terminal • Suspender todas las

operaciones de carga y lastre y cerrar las válvulas.

• Suspender transferencia de carga para desconectar las mangueras o los brazos.

• Máquinas principales en stand by.

Fuego en otra nave o en tierra: • Sonar alarmas • Suspender operaciones. • Suspender todas las operaciones de

carga y lastre y cerrar las válvulas. • Desconectar las mangueras o brazos. • Máquinas principales en stand by.

ACCION DEL FUEGO – EN TIERRA Fuego en una nave cercana: • Sonar la alarma. • Contactar al buque. • Suspender todas las

operaciones de carga y lastre y cerrar las válvulas.

• Suspender para desconectar las mangueras o los brazos.

• Suspender para apoyar la lucha contra el fuego.

• Informar a todos los buques. • Activar un plan de

emergencia en el Terminal.

Fuego en Tierra: • Sonar alarmas. • Suspender todas las operaciones de

carga y lastre y cerrar las válvulas. • Luchar contra el fuego para prevenir que

se expanda. • Si se requiere, suspender la transferencia

de carga para desconectar las mangueras y los brazos.

• Informar a todos los buques. • Activar un plan de emergencia en el

Terminal.

9.4.3. CONEXIÓN INTERNACIONAL DE LA TERMINAL

Todas las naves y Terminales deben disponer de conexiones internacionales para

permitir que las tuberías, mangueras y facilidades contra incendio sean

interconectadas. La conexión internacional de la Terminal y del buque proporciona

medios estandardizados para conectar los sistemas contra incendio y de esta

manera mejorar la eficiencia en la atención de la emergencia por disponer de más

equipos y capacidad de respuesta.





237

La conexión debe tener las dimensiones demostradas en el diagrama siguiente.

Debe tener una cara plana en un lado y en el otro debe estar un acoplador que se

ajustará al hidrante o a la manguera en la nave o a la Terminal.

Cuando la conexión esta fija en una nave, la conexión debe ser accesible por

ambos lados del buque tanque y su localización debe ser marcada claramente.

La conexión de la Terminal debe estar lista para usar siempre que una nave esté

en puerto.

9.4.5. PROCEDIMIENTOS PARA ZARPE DE EMERGENCIA

El Terminal debe proporcionar los medios para permitir el zarpe rápido y seguro de

la nave en una emergencia. El método usado para la liberación de un buque en

caso de emergencia debe ser discutido con el Capitán del buque tanque y se debe

considerar los riesgos asociados a un zarpe de emergencia.

ANEXO A – SHORE/SHIP SAFETY CHECK LIST.

INTERNATIONAL SAFETY GUIDE FOR OIL TANKERS AND TERMINALS

SAFETY MANAGEMENT (1/6) Part ‘A’ – Bulk Liquid General – Physical Checks

No. General Ship Terminal Code Remarks

1 There is safe access between the ship and shore R

2 The ship is securely moored. R System:

3 The agreed ship/shore communication system is operative A R

Backup System:

4 Emergency towing-off pennants are correctly rigged and positioned R

5 The ship’s fire hoses and fire-fighting equipment are positioned and ready for immediate use.

R





238

6 The terminal’s fire-fighting equipment is positioned and ready for immediate use

R

7 The ship’s cargo and bunker hoses, pipelines and manifolds are in good condition, properly rigged and appropriate for the service intended.

8 The terminal’s cargo and bunker pipelines and manifolds are in good condition, properly rigged and appropriate for the service intended.

9 The cargo transfer system is sufficiently isolated and drained to allow safe removal of blank flanges prior to connection.

10 Scuppers and save-alls on board are effectively plugged and drip trays are in position and empty.

R

11 Temporarily removed scupper plugs will be constantly monitored. R

12 Shore spill containment and sumps are correctly managed. R

13 The ship’s unused cargo and bunker connections are properly secured with blank flanges fully bolted.

14 The terminal’s unused cargo and bunker connections are properly secured with blank flanges fully bolted.

15 All cargo, ballast and bunker tank lids are closed.

16 Sea and overboard discharge valves, when not in use, are closed and visibly secured.

17 All external doors, ports and windows in the accommodation, stores and machinery spaces are closed. Engine room vents may be open.

R

18 The ship’s emergency fire control plans are located externally. Location.

If the ship is fitted, or is required to be fitted, with an inert gas system (IGS), the following points should be physically checked:

No. Inert Gas System Ship Terminal Code Remarks

19 Fixed IGS pressure and oxygen content recorders are working. R





239

20

All cargo tank atmospheres are at positive pressure with oxygen content of 8% or less by volume. P R

INTERNATIONAL SAFETY GUIDE FOR OIL TANKERS AND TERMINALS SAFETY MANAGEMENT (2/6)

Part ‘B’ – Bulk Liquid General – Verbal Verificaton No. General Ship Terminal Code Remarks

21 The ship is ready to move under its own power. P R

22

There is an effective deck watch in attendance on board and adequate supervision of operations on the ship and in the terminal. R

23

There are sufficient personnel on board and ashore to deal with an emergency. R

24

The procedures for cargo, bunker and ballast handling have been agreed. A R

25

The emergency signal and shutdown procedure to be used by the ship and shore have been explained and understood. A

26

Material Safety Data Sheets (MSDS) for the cargo transfer have been exchanged where requested. P R

H2S Content:

27

The hazards associated with toxic substances in the cargo being handled have been identified and understood. Benzene Content:

28 An International Shore Fire Connection has been provided.

29 The agreed tank venting system will be used. A R

Method:

30 The requirements for closed operations have been agreed. R

31 The operation of the P/V system has been verified.

32 Where a vapour return line is connected, operating parameters have been agreed.

A R





240

33 Independent high level alarms, if fitted, are operational and have been tested.

A R

34 Adequate electrical insulating means are in place in the ship/shore connection.

A R


cont Part ‘B’ – Bulk Liquid General – Verbal Verificaton No. General Ship Terminal Code Remarks

35 Shore lines are fitted with a non-return valve, or procedures to avoid back filling have been discussed.

P R

36 Smoking rooms have been identified and smoking requirements are being observed.

A R Nominated smoking rooms:

37 Naked light regulations are being observed. A R

38 Ship/shore telephones, mobile phones and pager requirements are being observed.

A R

39 Hand torches (flashlights) are of an approved type.

40

Fixed VHF/UHF transceivers and AIS equipment are on the correct power mode or switched off.

41 Portable VHF/UHF transceivers are of an approved type.

42

The ship’s main radio transmitter aerials are earthed and radars are switched off.

43

Electric cables to portable electrical equipment within the hazardous area are disconnected from power.

44 Window type air conditioning units are disconnected.

45

Positive pressure is being maintained inside the accommodation, and air conditioning intakes, which may permit the entry of cargo vapours, are closed.





241

46 Measures have been taken to ensure sufficient mechanical ventilation in the pumproom.

R

47 There is provision for an emergency escape.

48 The maximum wind and swell criteria for operations have been agreed.

A Stop cargo at: Disconnect at:

Unberth at:

49 Security protocols have been agreed between the Ship Security Officer and the Port Facility Security Officer, if appropriate.

A

50

Where appropriate, procedures have been agreed for receiving nitrogen supplied from shore, either for inerting or purging ship’s tanks, or for line clearing into the ship.

A P


SAFETY MANAGEMENT (4/6) If the ship is fitted, or is required to be fitted, with an inert gas system (IGS) the following statements should be addressed: N° Inert Gas System Ship Terminal Code Remarks

51 The IGS is fully operational and in good working order. P

52 Deck seals, or equivalent, are in good working order. R

53 Liquid levels in pressure/vacuum breakers are correct. R

54

The fixed and portable oxygen analysers have been calibrated and are working properly. R

55 All the individual tank IG valves (if fitted) are correctly set and locked. R

56

All personnel in charge of cargo operations are aware that, in the case of failure of the inert gas plant, discharge operations should cease and the terminal be advised.

If the ship is fitted with a Crude Oil Washing (COW) system, and intends to crude oil wash, the following statements should be addressed: N° Crude Oil Washing Ship Terminal Code Remarks





242

57 The Pre-Arrival COW check-list, as contained in the approved COW manual, has been satisfactorily completed.

58 The COW check-lists for use before, during and after COW, as contained in the approved COW manual, are available and being used.

R

If the ship is planning to tank clean alongside, the following statements should be addressed:

N° Tank Cleaning Ship Terminal Code Remarks

59 Tank cleaning operations are planned during the ship’s stay alongside the shore installation.

Yes/No* Yes/No*

60 If ‘yes’, the procedures and approvals for tank cleaning have been agreed.

61 Permission has been granted for gas freeing operations. Yes/No* Yes/No*

* Delete Yes or No as appropriate


Part ‘C’ – Bulk Liquid Chemicals – Verbal Verification N° Bulk Liquid Chemicals Ship Terminal Code Remarks

1 Material Safety Data Sheets are available giving the necessary data for the safe handling of the cargo.

2 A manufacturer’s inhibition certificate, where applicable, has been provided.

P

3

Sufficient protective clothing andequipment (including self-containedbreathing apparatus) is ready forimmediate use and is suitable forthe product being handled.

4 Countermeasures against accidental personal contact with the cargo have been agreed.

5 The cargo handling rate is compatible with the automatic shutdown system, if in use.

A

6 Cargo system gauges and alarms are correctly set and in good order.





243

7 Portable vapour detection instruments are readily available for the products being handled.

8 Information on fire-fighting media and procedures has been exchanged.

9 Transfer hoses are of suitable material, resistant to the action of the products being handled.

10 Cargo handling is being performed with the permanent installed pipeline system.

P

11

Where appropriate, procedures have been agreed for receiving nitrogen supplied from shore, either for inerting or purging ship’s tanks, or for line clearing into the ship.

A P


SAFETY MANAGEMENT (6/6) Part ‘D’ – Bulk Liquefied Gases – Verbal Verification N° Bulk Liquefied Gases Ship Terminal Code Remarks

1 Material Safety Data Sheets are available giving the necessary data for the safe handling of the cargo.

2 A manufacturer’s inhibition certificate, where applicable, has been provided.

P

3 The water spray system is ready for immediate use.

4 There is sufficient suitable protective equipment (including self-contained breathing apparatus) and protective clothing ready for immediate use.

5 Hold and inter-barrier spaces are properly inerted or filled with dry air, as required.

6 All remote control valves are in working order.

7

The required cargo pumps and compressors are in good order, and the maximum working pressures have been agreed between ship and shore.

A

8 Re-liquefaction or boil-off control equipment is in good order.





244

9 The gas detection equipment has been properly set for the cargo, is calibrated, has been tested and inspected and is in good order.

10 Cargo system gauges and alarms are correctly set and in good order.

11 Emergency shutdown systems have been tested and are working properly.

12 Ship and shore have informed each other of the closing rate of ESD valves, automatic valves or similar devices.

A Ship: Shore:

13

Information has been exchanged between ship and shore on the maximum/minimum temperatures/ pressures of the cargo to be handled.

A

14 Cargo tanks are protected against inadvertent overfilling at all times while any cargo operations are in progress.

15 The compressor room is properly ventilated, the electrical motor room is properly pressurised and the alarm system is working.

16 Cargo tank relief valves are set correctly and actual relief valve settings are clearly and visibly displayed. (Record settings below.)

Tank No 1

Tank No 6

Tank No 2 Tank No 7

Tank No 3 Tank No 8

Tank No 4 Tank No 9

Tank No 5

Tank No 10





245

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO IX

1. Cuando una tormenta eléctrica se acerca en la vecindad del petrolero o del

Terminal, las operaciones siguientes deben ser suspendidas, estén o no los

tanques de carga inertizados:

a. Transferencia de hidrocarburos.

b. Almacenamiento de hidrocarburos en tanques que no estén inertizados.

c. Deslastre de tanques que no están libres de vapores de hidrocarburos.

d. Purga, limpieza de tanques o liberación de gases después de la descarga de

cualquier hidrocarburo.


2. Los buques deben establecer los requisitos de PPE para los visitantes y éstas

deben incluir:

a. Ropa apropiada

b. Calzado seguro

c. Casco de seguridad


3. En vista del peligro para la salud que puede presentarse por contacto

prolongado con cualquier hidrocarburo, lo más importante es:

a. Elementos de Protección Personal

b. Seguridad

c. Higiene Personal

d. Medio Ambiente





246

4. Marque verdadero (V) o falso (F) según corresponda:

• El riesgo de caídas y de resbalones es más alto al usar escalas y vías de

acceso. ( )

• Los lugares del almacenaje para PPE, incluyendo el aparato respiratorio, se

deben proteger contra el clima y deben ser marcados claramente. ( )

• Todas las aperturas y válvulas del sistema de ventilación de los tanques

deben permanecer abiertas. ( )

• La responsabilidad del manejo seguro de las operaciones mientras que un

buque tanque está en un Terminal se comparte en común entre el Capitán

de la nave y el representante del Terminal. ( )

5. La lista de chequeo de seguridad de Ship/Shore abarca cuatro partes, La parte

A identifica:

a. Chequeos físicos requeridos

b. Los elementos que se verificarán verbalmente.

c. Recomendaciones

d. Gases licuados





247

CAPITULO X

10. OPERACIONES A BORDO

10.1 OPERACIONES DE CARGA 10.1.1 GENERALES

Todas las operaciones de carga deben ser cuidadosamente planeadas y

documentadas antes de su ejecución. Los detalles de los planes deben ser

discutidos con todo el personal, tanto los del barco como los de la Terminal. Los

planes tal vez necesiten ser modificados al consultar con el Terminal y de acuerdo

al cambio de las circunstancias, tanto a bordo como en tierra. Cualquier cambio

debe ser registrado formalmente y comunicado al personal involucrado con la

operación.

10.1.2 AJUSTE DE LÍNEAS Y VÁLVULAS

Antes del comienzo de cualquier operación de cargue o descargue, la tubería de

carga del barco y las válvulas deben alistarse de acuerdo al plan de cargue o

descargue por un Oficial Responsable, y verificarse, independientemente por otra

persona.

10.1.3 OPERACIÓN DE VÁLVULAS

Para evitar sobre-presiones, las válvulas finales aguas abajo no deben ser

cerradas contra la corriente, excepto en caso de emergencia. Se debe hacer





248

hincapié en esto a todo el personal responsable de las operaciones del manejo del

cargamento, tanto en el barco como en la Terminal.

En general, cuando se utilizan bombas para la transferencia de la carga, todas las

válvulas en el sistema de transferencia (tanto en el buque como en tierra) deben

ser abiertas antes que comience el bombeo, aunque la válvula de descarga de la

bomba centrifuga debe mantenerse cerrada hasta que el bombeo este a

velocidad regular y la válvula se debe abrir entonces lentamente. En el caso de

barcos que cargan por gravedad, la última válvula que se debe abrir debe ser la

del tanque en tierra.

Si el flujo se debe desviar de un tanque a otro, se deberá abrir la válvula en el

segundo tanque antes que la válvula del primer tanque se cierre, o el bombeo

debe ser detenido mientras se hace el cambio. Las válvulas que controlan el flujo

del líquido deben cerrarse lentamente. El tiempo que toman en abrir o cerrar las

válvulas con mecanismos hidráulicos o de otro tipo, debe ser vigilado

regularmente a sus temperaturas normales de operación.

10.1.4 SOBRE PRESIÓN

La operación incorrecta de bombas y válvulas puede producir sobre presiones en

la tubería.

Estas sobre presiones pueden ser lo suficientemente severas como para dañar las

tuberías, mangueras o los brazos de metal. Una de las partes más vulnerables del

sistema es la conexión barco-a-tierra. Las sobre presiones son producidas aguas

arriba de una válvula que se cierra y puede convertirse en excesiva si la válvula es

cerrada demasiado rápido. Son más propensas a ser severas en tuberías

extensas y altas tasas de flujo involucradas.





249

Si existe riesgo de sobre presión, se debe intercambiar información y establecer

un acuerdo por escrito entre el barco y la Terminal concerniente al control de las

tasas de flujo, la tasa de cierre de la válvula y la velocidad del bombeo. Esto

debe incluir el periodo de cierre de las válvulas remotamente controladas y su

apagado automático. El acuerdo debe estar incluido en el plan operacional.

10.1.5 VÁLVULAS DE MARIPOSA Y DE NO RETORNO (Cheques)

Se ha sabido de válvulas mariposa y de no retorno en sistemas de cargue de

buque y de tierra, que se cierran repentinamente con altos flujos de circulación,

produciendo grandes sobre presiones que pueden causar fallas en las tuberías, en

las mangueras y en los brazos de metal e incluso daños en la estructura de los

espigones. Estas fallas usualmente son debidas a que el disco de la válvula no

esta completamente paralelo o retraído de la corriente cuando se encuentra en

posición abierta. Esto puede crear una fuerza de cierre que puede cortar el eje de

la válvula, en el caso de las válvulas mariposa, o el gancho de apertura, en el caso

de las válvulas de no retorno. Por lo tanto es importante chequear que estas

válvulas estén completamente abiertas cuando pase la carga o el lastre.

10.1.6 PROCEDIMIENTOS DE CARGA 10.1.6.1 GENERALES

La responsabilidad por la seguridad de las operaciones de manejo de la carga

está compartida entre el barco y el Terminal y descansa conjuntamente entre el

Capitán y el Representante del Terminal. Por lo tanto, se debe discutir la manera

en la cual la responsabilidad se comparte para asegurar que todos los aspectos de

la operación estén cubiertos.





250

10.1.6.2 ACUERDO CONJUNTO SOBRE PREPARACIÓN PARA CARGAR

Antes de comenzar a embarcar la carga, el oficial responsable y el representante

de la Terminal deben formalmente acordar que ambos, la cisterna y la Terminal

están listos para hacerlo seguramente.

10.1.6.3 PLAN DE PARADA DE EMERGENCIA

Se debe acordar entre el barco y el Terminal un procedimiento de alarma y parada

de emergencia, del cual se debe guardar registros.

El acuerdo debe señalar las circunstancias en las cuales las operaciones deben

ser detenidas inmediatamente.

Se debe tener en cuenta los posibles peligros de una sobre presión asociada con

cualquier procedimiento de parada de emergencia.

10.1.6.4 SUPERVISIÓN

Las siguientes medidas de seguridad deben ser mantenidas durante todo el

proceso de carga:

• Un oficial responsable debe estar de guardia y debe haber suficiente personal

a bordo para manejar la operación y la seguridad del buque tanque. Se debe

mantener vigilancia constante en la cubierta del buque.

• El sistema de comunicación acordado entre el barco y tierra debe ser

mantenido en un buen estado de operación.

• Al comienzo del cargue y en cada cambio de guardia o turno, el oficial

responsable y el representante del Terminal deben confirmar que los sistemas





251

de comunicación para el control del cargue son entendidos por el personal en

servicio.

• Los procedimientos de alerta para la parada normal de las bombas de tierra al

completar la carga, y el sistema de parada de emergencia tanto del buque

como del Terminal, deben ser completamente entendidos por todo el personal

involucrado.

10.1.6.5 PROCEDIMIENTOS PARA GAS INERTE

Antes de comenzar la carga, la planta de gas inerte debe apagarse y la presión de

gas inerte en los tanques que van a ser cargados se debe reducir, a menos que se

realicen operaciones simultaneas de cargue y descargue.

10.1.6.6 CARGUE CERRADO

Para un cargue cerrado efectivo, la carga debe ser embarcada con los puntos de

medición, sonda y verificación bien cerrados. El gas desplazado por la carga

entrante debe ser ventilado a la atmósfera vía el mástil de venteo o a través de

válvulas de alta velocidad o de velocidad constante, para garantizar que se

despeje de gases la cubierta de carga. Los aditamentos acondicionados en los

mástiles principales de venteo o en las aperturas de venteo para prevenir el paso

de llamas deben ser chequeados regularmente para confirmar que están limpios,

en buenas condiciones y correctamente instalados.

Para realizar el cargue cerrado, el buque debe estar equipado con equipos de

medición que permitan monitorear los contenidos de los tanques sin abrir las

compuertas de los mismos.





252

Existe el riesgo de sobrellenar el tanque cuando sé esta cargando bajo

condiciones cerradas normales. Debido a la dependencia que se tiene en los

sistemas de medición cerrados, es importante que estén funcionando totalmente y

que una alarma independiente de sobrellenado sirva como sistema de respaldo.

La alarma debe proveer una señal visual y auditiva y debe ser calibrada en un

nivel que permita que las operaciones se suspendan antes que el tanque se

desborde. En operaciones normales, el tanque de carga no debe ser llenado por

encima del nivel al cual esta calibrada la alarma de sobrellenado.

Las alarmas individuales de rebose deben ser probadas en cada tanque para

asegurar su correcto funcionamiento antes de comenzar la carga, a menos que el

sistema tenga un método electrónico de auto prueba el cual monitoree la condición

del circuito y los censores de la alarma y confirme la calibración del instrumento.

Los buques que operan con gas inerte siempre se consideran como aptos para el

cargue cerrado.

10.1.6.7 INICIO DEL CARGUE ATRACADO EN UN TERMINAL

Cuando todas las válvulas del sistema de cargue del Terminal y del buque

abiertas, y el barco avisa que está listo, encargue puede comenzar. El flujo inicial

debe ser a una tasa lenta.

Cuando sea posible, se debe iniciar por gravedad y a un sólo tanque, con las

bombas de tierra paradas hasta que el sistema haya sido revisado y el buque

confirme que la carga esta siendo recibida en el tanque(s) correcto. Cuando las

bombas se inicien, se deben revisar las conexiones barco-tierra hasta que se

alcance la tasa de flujo o la presión acordada.





253

10.1.6.8 COMIENZO DEL CARGUE EN BOYAS DE AMARRE

Antes de comenzar a cargar en una boya de amarre, el barco debe confirmar el

total entendimiento de los sistemas de comunicación que serán usados para

controlar la operación. Un sistema secundario de comunicaciones debe ser

suministrado y estar listo para su uso inmediato en caso que ocurra una falla en el

sistema principal.

Después de iniciar con una rata de cargue lenta para revisar los sistemas, la tasa

de flujo puede ser aumentada al máximo acordado. Se debe mantener una

vigilancia permanente en el mar en las inmediaciones del colector del lecho

submarino para poder detectar fugas. Durante la oscuridad, siempre que sea

práctico y seguro, se puede colocar una luz brillante sobre el agua en las

inmediaciones de las mangueras.

10.1.6.9 INICIO DEL CARGUE POR LA LÍNEA DE POPA

Antes de comenzar el cargue a través de la línea de popa, se debe marcar

claramente una extensión de por lo menos 3 metros desde el múltiple como área

peligrosa y ningún personal no autorizado debe ser permitido dentro de esta área

durante la operación de cargue.

Se debe mantener estrecha vigilancia en busca de fugas, y todas las aberturas,

tomas de aire y puertas de espacios cerrados deben permanecer bien cerradas.

Se debe tener listo el equipo contra incendios para su uso en las inmediaciones

del colector de la popa.





254

10.1.6.10 INICIO DEL CARGUE POR LA LÍNEA DE PROA

Los buques destinados al cargue por proa deben ser diseñados para su utilización

en terminales específicos (normalmente mono boyas de amarre) para lo cual se

deben especificar procedimientos detallados de operación y seguridad.

Sin embargo, en general se deben realizar las siguientes revisiones antes de

comenzar la carga:

• El sistema de amarre debe ser inspeccionado para verificar la seguridad de

las conexiones y asegurar que cualquier desgaste esté dentro de los límites

operacionales aceptables.

• La conexión de mangueras de cargue debe ser inspeccionada

cuidadosamente para verificar su correcta alineación y acoplamiento. Si es

posible, se debe realizar una prueba de presión de agua de los sellos de

acoplamiento.

• El sistema de zafado de emergencia del amarre del buque y la conexión de

las mangueras debe estar operacional. Se deben realizar pruebas de estos

sistemas antes del amarre.

• Se debe activar y probar los sistemas de monitoreo de la presión de

amarre.

• Se debe probar los medios primarios y secundarios de comunicación con el

Terminal de carga, incluyendo cualquier sistema de control telemétrico.

Durante el cargue, se debe mantener vigilancia continua con un tripulante

responsable en la proa. En la noche, la iluminación en y alrededor de la proa debe

permitir una vigilancia visual sobre la boya de amarre, el sistema de amarre, la

conexión de la manguera de cargue, las mangueras de cargue y el agua alrededor

de la proa.





255

10.1.6.11 CARGUE A TRAVÉS DE LÍNEAS DEL CUARTO DE BOMBAS.

Debido al aumento del riesgo de fugas en el cuarto de bombas, no es una buena

práctica cargar a través de las líneas de los cuartos de bombas. Siempre que sea

posible, se debe cargar a través de líneas con entradas directas en el área de

tanques y todas las válvulas del cuarto de bombas cerradas.

10.1.6.12 TOMA DE MUESTRAS AL COMIENZO DEL CARGUE

Si es posible, se debe tomar una muestra del producto tan pronto comience el

cargue. Esto permitirá que se revise la calidad visual del producto para asegurar

que se está cargando el producto correcto. Esto se debe realizar antes de abrir

otros tanques de cargue.

En los tanqueros sin gas inerte que transportan cargas acumuladoras de estática,

se deben observar las precauciones contra los peligros de la electricidad estática

cuando se toman las muestras.

10.1.6.13 CHEQUEOS PERIÓDICOS DURANTE EL CARGUE

Durante el cargue, el barco debe monitorear y chequear regularmente todos los

tanques, llenos y vacíos, para confirmar que el producto está entrando a los

tanques designados y no hay fugas de carga a los cuartos de bombas o a los

cofferdams, o al mar o por las válvulas de sobre bordo. .

El barco debe chequear las medidas de los tanques al menos cada hora y

calcular la tasa de carga. Las cifras y tasas de la carga deben ser comparadas

con las cifras de tierra para identificar alguna discrepancia.





256

En los buques donde las consideraciones de tensión pueden ser criticas, los

chequeos deben incluir, si es posible, la observación y archivo de las fuerzas de

corte, los momentos de doblaje, calados, asiento y cualquier otro requerimiento de

estabilidad pertinente al barco.

Esta información debe ser comparada con el plan de cargue para confirmar que se

siguen los límites de seguridad y que la secuencia de carga puede continuar o ser

corregida si es necesario. Cualquier discrepancia debe ser reportada

inmediatamente al oficial responsable.

Cualquier caída inexplicable en la presión, o cualquier discrepancia grande entre

los estimados de las cantidades transferidas entre el buque y el Terminal, podrían

indicar que hay fugas en las tuberías o mangueras, particularmente en las tuberías

submarinas, y requiere que las operaciones de carga se suspendan hasta que se

realicen las verificaciones pertinentes.

El barco debe realizar frecuentes inspecciones de la cubierta de carga y del cuarto

de bombas en busca de fugas. El agua alrededor del buque también debe ser

chequeada regularmente. Si es posible, durante la oscuridad se debe iluminar el

agua alrededor del buque.

10.1.6.14 FLUCTUACIONES DE LA TASA DE CARGA

La tasa de carga no debe ser cambiada sustancialmente sin informar al barco.

10.1.6.15 PARE DEL BOMBEO POR PARTE DE LA TERMINAL

Muchos terminales requieren un periodo de alistamiento para detener las bombas,

por lo que esto debe quedar entendido y consignado según se establece en el





257

numeral 24 de la guía para el diligenciamiento de la lista de verificación de buque

- Terminal.

10.1.6.16 LLENADO A TOPE DE TANQUES A BORDO DEL BUQUE

El buque debe avisar al Terminal cuando los tanques están cerca de alcanzar el

tope y solicitar con suficiente antelación la reducción de la rata de cargue para

permitir un control efectivo del flujo a bordo del barco. Si es posible, después de

terminar de llenar los tanques individualmente, las válvulas principales deben

cerrarse para lograr la segregación de dos válvulas de los tanques llenos. Las

medidas de los tanques llenos al tope deben ser chequeadas regularmente para

asegurar que no ocurra un desborde como resultado de válvulas con fugas u

operaciones incorrectas.

Se debe reducir al mínimo el número de válvulas a cerrar durante el periodo de

llenado a tope.

El buque no debe cerrar todas sus válvulas contra el flujo del petróleo.

Antes de iniciar las operaciones de relleno de tanques en un muelle costa afuera,

se debe probar el sistema de comunicaciones barco – Terminal.

Siempre que sea posible se debe terminar el cargue por gravedad. Si es necesario

utilizar las bombas hasta el final, su tasa de entrega en el “periodo de alerta” debe

ser regulado para que las válvulas en tierra puedan ser cerradas tan pronto como

el barco lo requiera. Las válvulas de control de tierra deben cerrarse antes que las

válvulas del barco.





258

10.1.6.17 CHEQUEOS DESPUÉS DE CARGAR

Después de completar la carga, un oficial responsable debe chequear que todas

las válvulas en el sistema de carga están cerradas, que todas las aperturas a los

tanques estén cerradas y que las válvulas de alivio de presión y vacío estén

correctamente dispuestas.

10.1.7 CARGUE DE PETRÓLEOS ACUMULADORES DE ESTÁTICA 10.1.7.1 GENERAL

El petróleo destilado frecuentemente tiene conductividades eléctricas menores a

50 picoSiemes/ metro (pS/m) por lo que cae en la categoría de acumulador de

estática.

Ya que la conductividad de los destilados normalmente no es conocida, todos

deben ser tratados como acumuladores de estática, a menos que contengan

aditivos antiestáticos, lo que aumenta la conductividad del producto sobre los 50

pS/m. Un acumulador estático puede tener suficiente carga para constituir un

peligro de ignición incendiaria durante el cargue de un tanque y hasta por lo

menos 30 minutos después de completar la carga.

Las uniones son una precaución esencial para prevenir la acumulación de carga

electroestática y su importancia no puede ser pasada por alto. Sin embargo,

mientras que las uniones ayudan a la liberación, no previene la acumulación y la

producción de voltajes peligrosos. Sin embargo, las uniones no deben verse como

un remedio universal para eliminar los peligros electroestáticos. Esta sección

describe métodos para controlar la generación electroestática por prevención de la

separación de cargas, lo cual es otra precaución esencial.





259

10.1.7.2 CONTROL DE LA GENERACIÓN ELECTROESTÁTICA

La descarga electroestática ha sido conocida por mucho tiempo como un peligro

asociado al manejo de los productos del petróleo.

NO SEGUIR LAS GUÍAS SUMINISTRADAS EN ESTA SECCIÓN HARÁ QUE SE

PRESENTEN LAS CONDICIONES PELIGROSAS REQUERIDAS PARA LA

OCURRENCIA DE ACCIDENTES POR IGNICIÓN ELECTROESTÁTICA

Cuando se sabe que un tanque esta en una condición inerte, las precauciones

antiestáticas no son necesarias.

Si un tanque posiblemente tiene una atmósfera inflamable, se requieren

precauciones específicas respecto a ratas máximas de flujo y procedimientos

seguros en la medición y toma de muestras al manejan productos acumuladores

de estática.

Las mezclas de petróleo y agua constituyen una gran fuente de electricidad

electroestática. Por esto se debe tener especial cuidado para evitar el exceso de

agua y su mezcla innecesaria con el producto.

10.1.7.3 INICIO DEL LLENADO DEL TANQUE

El método generalmente aceptado para controlar la generación electroestática en

las etapas iniciales del cargue es restringir la velocidad del petróleo que ingresa al

tanque a 1 metro/segundo hasta que el fondo del tanque este bien cubierta y las

salpicaduras y la turbulencia en el tanque hayan cesado.





260

El límite de 1 metro/segundo se aplica en la línea a cada uno de los tanques

individuales de carga y debe ser determinado en el área transversal más pequeña

incluyendo las válvulas y otras restricciones en las tuberías en la última sección

antes del orificio de entrada al tanque.

Tabla 10.1 – Ratas correspondientes a 1 metro/segundo

* Observe que los diámetros expresados son nominales, que no necesariamente

corresponden al diámetro interno real.

La tabla 10.1 muestra la rata de flujo volumétrico aproximado correspondiente a la

velocidad lineal de 1 metro/segundo en tuberías de varios diámetros.

Las razones para la velocidad lineal de 1 metro/segundo son tres:





261

1. Al iniciar el llenado de un tanque, existe mayor probabilidad de que el agua

se mezcle con el petróleo que esta entrando al tanque. Las mezclas de

agua y petróleo constituyen la fuente más potente de electricidad estática.

2. Una velocidad de flujo baja en la entrada del tanque minimiza la turbulencia

y las salpicaduras cuando el petróleo ingresa al tanque. Esto ayuda a

reducir la generación de electricidad estática y también reduce la dispersión

de cualquier agua presente, así que esta rápidamente se precipita en el

fondo del tanque permaneciendo relativamente en calma cuando la tasa de

carga sea posteriormente incrementada.

3. Una velocidad de flujo baja en la entrada del tanque minimiza la formación

de neblina que pueda acumular una carga, incluso si el petróleo no se

considera acumulador de estática. Esto es porque las gotitas de neblina

están separadas por aire, lo cual es un aislante. Una neblina puede

desarrollar una atmósfera inflamable incluso si el líquido tiene punto de

inflamación alto y no es normalmente capaz de producir una atmósfera

inflamable.

10.1.7.4 MINIMIZAR LOS PELIGROS DEL AGUA

Dado que las mezclas de petróleo y agua constituyen una fuente potente de

electricidad estática, se debe tomar cuidado para prevenir el exceso de agua en

operaciones tales como limpieza, lastre o enjuague de líneas que entren a un

tanque que contiene o contendrá un petróleo acumulador de estática. Por

ejemplo, los tanques y las líneas de carga que han sido enjuagadas con agua

deben ser drenadas antes de la carga y no se debe permitir que el agua se

acumule en los tanques. Las líneas no deben ser desplazadas con agua hacia

tanques que contengan carga acumuladora de estática.





262

Cualquier remanente de agua en la tubería de tierra o del buque después del

periodo inicial de llenado puede ser vaciada a los tanques de carga cuando la tasa

de carga este al máximo. (La velocidad mínima del producto para sacar el agua

de las tuberías efectivamente es de 1 metro por segundo.)

La agitación y mezclado resultante del petróleo y el agua en el tanque

incrementará la generación de carga estática a un nivel peligroso en una

atmósfera inflamable. Antes de incrementar a la máxima velocidad de cargue, es

necesario asegurar tanto como sea posible que todos los excesos de agua que

puedan estar en algunos puntos bajos de la tubería hayan sido evacuados del

sistema antes del comienzo del cargue o durante el llenado inicial del tanque.

Bajo circunstancias normales, y habiendo tomado las precauciones antes

mencionadas para prevenir excesos de agua, la cantidad de agua todavía

presente en el sistema después del periodo inicial de llenado será insuficiente para

incrementar la separación estática cuando la tasa de se aumente. Sin embargo, si

hay razón para creer que todavía hay exceso de agua en las tuberías de tierra,

entonces se recomiendan las siguientes acciones:

• Mantener la velocidad del producto en la línea de tierra por debajo de 1

metro/segundo durante el cargue para evitar evacuar el agua hacia el

tanque del barco, o

• Mantener la velocidad del producto en las entradas de los tanques por

debajo de 1 metro/segundo durante el cargue para evitar la turbulencia en

los tanques.

Cualquier opción que brinde la más alta rata de cargue consistente con la

seguridad debe ser implementada.





263





264

Figura 10.1 – Control de peligros asociados con el cargue inicial de

productos acumuladores de estática

10.1.7.5 EJEMPLOS Fase inicial de carga

La figura 10.2 muestra la distribución de la tubería de un buque que carga un

producto acumulador de estática en un muelle. La tabla define el tamaño de la

tubería y las ratas de flujo volumétrico a velocidad de 1 m/seg. Para empezar

llenando dos tanques, la limitación permitirá solicitar una rata de cargue de 366

m3/h, según el ejemplo.

Si la línea de tierra fuera de 510 mm de diámetro y se cree que hay agua en la

línea, el barco necesitara cargar 4 tanques simultáneamente para asegurar que el

agua contenida pueda ser removida con seguridad, debiendo solicitar una rata

inicial de carga de 676 m3/hora. Esto permitirá que el agua sea removida de la

línea de tierra manteniendo la velocidad a las entradas de los tanques por debajo

de 1 m/seg.

10.1.7.6 CONSIDERACIONES PRÁCTICAS

En la practica, no todos los terminales están equipados con aparatos para el

control del flujo y regular la tasa de carga, por lo que no podrán establecer una

tasa de carga equivalente a una velocidad de 1 metro/segundo. Algunas

terminales alcanzan, o tratan de alcanzar, una tasa de flujo baja comenzando el

cargue por gravedad.





265

10.1.7.7 CARGUE REPARTIDO El cargue repartido es la práctica de iniciar el cargue vía en una sola línea de tierra

hacia varios tanques de carga del buque simultáneamente, cuando es necesario

mitigar la falta de control del flujo por el Terminal. El objetivo de esta práctica es

alcanzar una rata de cargue máxima de 1 m/seg. En cada una de las entradas de

los tanques.

Una carga repartida presenta un número de riesgos significantes de generación de

estática que deben ser analizados y manejados adecuadamente para utilizar este

método con seguridad. Por ejemplo:

• El flujo irregular en las líneas de carga del barco puede crear una

contracorriente de vapor (gas o aire) desde otros tanques abiertos hacia el

tanque que esta recibiendo el producto. Este efecto eductor creará una

mezcla de producto y vapor de dos fases que resultará en el incremento de

la turbulencia y la formación de niebla dentro del tanque.

• La posibilidad de exceder 1 metro/segundo en la velocidad del producto a la

entrada del tanque debido a la distribución irregular del producto entre los

tanques abiertos.

Las siguientes precauciones deben ser tomadas para manejar los riesgos

asociados con la carga repartida de cargamentos acumuladores de estática.

• La rata de cargue general debe ser seleccionada para asegurar que la

máxima velocidad del producto sea de 1 metro/segundo dentro de

cualquier tanque, asumiendo una distribución regular de carga entre los

tanques.





266

• Se debe considerar la posibilidad de una distribución de flujo diferente entre

los diferentes tanques y debe hacerse esfuerzos para asegurar una

distribución de flujo igual entre los tanques de carga.

• No se deben cargar más de cuatro tanques al mismo tiempo.

• Las válvulas de entrada del tanque no se deben utilizar para controlar el

flujo de carga en la fase inicial. Su uso resultará en una disminución del

área transversal de la entrada produciendo aumento en la velocidad de

entrada al tanque y una mayor turbulencia y formación de niebla. Si es

necesario obturar válvulas para controlar el flujo, se debe aguas arriba de

las válvulas de los tanques.

• El manejo de los riegos inherentes en la carga repartida requerirá seguir un

proceso de valoración de riesgos. La valoración de riesgos debe considerar:

o la configuración de tuberías del Terminal, incluyendo la capacidad

del control de flujo.

o La configuración de las tuberías del barco.

o La condición de los tanques de carga del barco, por ejemplo cargas

anteriores, atmósfera del tanque y condición física (tal como la

integridad de los calentadores).

o El producto que se cargará y su potencial para generar una

atmósfera inflamable.

Las cargas repartidas solo realizarse cuando el barco y el Terminal estén

satisfechos que los riesgos han sido identificados y que las medidas preventivas

para minimizarlos, evitarlos o eliminarlos han sido tomadas.

10.1.7.8 LIMITACIÓN EN LA VELOCIDAD DEL PRODUCTO (RATA DE CARGUE) DESPUÉS DEL PERIODO INICIAL DE LLENADO (CARGUE PRINCIPAL)





267

Después del periodo inicial de llenado, los procesos de generación electroestática

tales como los de formación de niebla y la agitación del fondo de los tanques por

la turbulencia son suprimidos por el aumento de los niveles de líquido y los

cambios concernientes para asegurar que no se acumule carga excesiva en la

mayor parte del líquido. Esto también se hace controlando la tasa de flujo, pero la

velocidad máxima aceptable es mayor que la del período inicial de llenado,

siempre que el producto sea “limpio” .

Los flujos de dos fases (I.e. a través del aceite y agua) dan una carga más alta y pueden requerir la imposición de limitaciones de ratas de flujo durante el cargue .

Cuando se cubre el fondo del tanque, cuando las salpicaduras y turbulencias han

cesado y después que el agua ha sido removida de la línea, la tasa puede

aumentarse a la menor entre las máximas permitidas por el sistema del barco o de

tierra consistente con el control propio del sistema. Las prácticas y las

experiencias indican que no se presentan potenciales peligrosos si la velocidad del

producto es menor a 7 metros/segundo. Algunos códigos de práctica nacionales

también sugieren 7 metros/segundo como valor máximo. Sin embargo, algunos

documentos de la industria reconocen que 7 metros/segundo es un limite de

precaución e implica que una velocidad mas alta puede ser segura, sin especificar

cuales son los limites reales. (Todas las relaciones empíricas para un cargue

seguro han sido derivadas sobre las bases de experimentos limitados a un flujo

máximo de 7 metros/segundo).





268

Figura 10.2 Determinación de promedio de cargas para acumuladores

estáticos de cargue

Solo donde la experiencia bien documentada indica que se pueden utilizar velocidades más altas con seguridad, se puede cambiar el límite de 7 metros/segundo por un valor más alto apropiado.





269

Los operadores deberían estar conscientes que la velocidad máxima puede no

ocurrir en el diámetro mínimo de la tubería cuando esta alimenta múltiples

ramificaciones. Tal configuración ocurre cuando una tubería alimenta múltiples

brazos de carga o mangueras o, en un barco, donde la línea principal de carga

alimenta múltiples líneas de caída o entradas de tanques. Por ejemplo, cuando

una tubería de 150 mm. de diámetro alimenta 3 ramificaciones de líneas de 100

mm, la velocidad más alta estará en la tubería de 150 mm, no en las

ramificaciones.

10.1.7.9 ADITIVOS ANTIESTÁTICA

Si el petróleo contiene un aditivo antiestático efectivo, ya no se considera

acumulador de estática. Aunque en teoría esto significa que las precauciones

aplicables al acumulador estático pueden ser flexibilizarse, en la práctica se

aconseja mantenerlas. La efectividad de los aditivos antiestáticos depende del

tiempo transcurrido desde que el aditivo se agregó al producto, un mezclado

satisfactorio del producto, contaminantes y la temperatura ambiente. Nunca se

puede asegurar que la conductividad del producto es mayor a 50pS/m, a menos

que sea medida continuamente.

10.1.7.10 CARGUE DE PRODUCTOS DE DIFERENTES GRADOS EN TANQUES SIN LIMPIAR (CAMBIO DE CARGA)

El cambio de carga es la práctica de cargar un líquido de baja volatilidad en un

tanque que previamente contenía un producto de alta volatilidad. Los residuos

del líquido volátil pueden producir una atmósfera inflamable incluso cuando la

atmósfera producida por líquido de baja volatilidad solo no es inflamable.





270

En esta circunstancia, es importante reducir la generación de carga evitando

salpicaduras en el cargue u otros mecanismos generadores de carga tales como

filtros en la tubería. La tasa de carga debe ser restringida durante el periodo inicial

y principal del cargue respectivamente.

Las especificaciones del producto y los requerimientos de calidad normalmente

significan que el cambio de carga no se practica en los buques que transportan

productos terminados. Sin embargo, esta situación puede ser encontrada cuando

se manejan remanentes de carga o productos fuera de especificación para los

cuales no se requiere una preparación del tanque ya que pueden mezclarse sin

ningún riesgo de contaminación. En este caso, se deben implementar las

precauciones generales descritas anteriormente para el cambio de carga.

10.1.8 CARGUE DE PRODUCTOS CON PRESIÓN DE VAPOR MUY ALTA

Las cargas con presión de vapor muy alta introducen problemas en la perdida de

carga debido a la excesiva pérdida de vapor y también puede causar dificultades

al descargar debido al llenado de gases de las bombas de carga.

Por esto, puede ser necesario precauciones especiales. Estas incluyen:

• Permitir solo métodos de carga cerrados.

• Evitar el cargue cuando la velocidad de viento es menor de 5 nudos.

• Usar una rata de flujo inicial muy lenta para el cargue de los tanques.

• Usar una rata muy lenta para el rellenado de tanques.

• Evitar vacíos parciales en la línea de carga.

• Evitar cargar petróleos calientes debido a líneas de tierra expuestas al sol. Si

esto es inevitable, debe ser cargado en tanques que tengan una ventilación

bien separada de la superestructura (ej. tanques delanteros).





271

• Proveer supervisión adicional para buscar que la dispersión del gas sea

monitoreada y para asegurar el acatamiento de todos los requerimientos de

seguridad.

• Monitoreo de la presión principal del gas inerte para obtener indicación de la

presión del tanque de carga. Debe usarse una presión máxima en el orden de

1,000 mm WG y ajustar la rata de cargue de acuerdo a esto.

Para evitar que las bombas de carga se llenen de gas, la Presión de Vapor

Verdadera (TVP) de la carga esperada el puerto de descargue no debe exceder,

bajo circunstancias normales, 0.7 bar tanto para petróleo crudo como para

productos. Se puede considerar una TVP hasta de 0.8 bar si el barco posee

sistema de gas inerte, o si se va a usar algún otro método aceptable de

presurización durante el descargue.

10.1.9 CARGUE DE PRODUCTOS SULFURO DE HIDROGENO (H2S) 10.1.9.1 GENERAL

El numero de cargas que contienen cantidades significantes de Sulfuro de

hidrogeno (H2S) están aumentado. En adición, los niveles de H2S contenidos en

las cargas también están aumentando.

Esta sección provee pautas prácticas en las medidas operacionales que pueden

ser tomadas para minimizar el riesgo asociado con el cargamento de estas cargas

que contienen H2S, comúnmente referidas como cargas “ácidas”.

10.1.9.2 PRECAUCIONES AL CARGAR PRODUCTOS CON H2S





272

Las siguientes precauciones se deben considerar al prepararse para embarcar

cargamentos sulfurosos:

• Antes de llegar al puerto de cargue, asegure que el sistema de cargue esté

libre de fugas en la tubería de carga, accesorios de los tanques y el sistema

de venteo. Pruebe los calentadores para prevenir una posible transferencia

de H2S al sistema de vapor, que es de baja presión.

• Verifique todas las válvulas de presión y vacío que funcionan con líquido

para asegurar que están dispuestas correctamente.

• Verifique que todas las puertas y aberturas cierren con seguridad para

prevenir cualquier ingreso de gas.

Cuando se esta embarcando una carga que contienen H2S:

• Se debe elaborar un plan de seguridad para la operación de cargue, el cual

debe incluir guías para el proceso de venteo, monitoreo del vapor, equipo

de protección personal a ser usado, disposición para la ventilación de las

acomodaciones y el cuarto de maquinas, y las medidas de emergencia

establecidas.

• Se deben usar los procedimientos de cargue cerrado descritos

anteriormente.

• Se debe evitar el venteo a la atmósfera con una presión de tanques

relativamente baja, particularmente en condiciones de viento en calma.

• El cargue se debe parar si no hay viento para dispersar los vapores o si la

dirección del viento toma los vapores de la carga del tanque hacia la

ciudadela.

• Solo se debe permitir en las cubiertas abiertas el personal involucrado

activamente en la protección del barco y el manejo de la carga. El

mantenimiento regular en cubierta debe ser limitado o pospuesto hasta





273

terminar las operaciones de carga. Los visitantes deben ser escoltados

desde y hasta la ciudadela e informados de los peligros de la carga y las

medidas de emergencia.

• El H2S es muy corrosivo y los medidores mecánicos son más propensos a

fallar de lo usual. Se debe verificar su condición operacional

frecuentemente. En el evento que fallen, no se deben reparar a menos que

se elabore un permiso apropiado y se observen todas las precauciones

necesarias.

• El H2S es más pesado que el aire. En las transferencias de barco a barco,

se debe prestar especial atención a diferencia del francobordo de los

barcos y la posibilidad de que el vapor no se disperse libremente. La

velocidad de los venteos debe ser mantenida alta en el barco receptor y los

barcos debe estar orientados para permitir que el viento se lleve los

vapores lejos de los espacios de acomodación.

10.1.10 CARGUE DE PRODUCTOS CON BENCENO

Los cargamentos que contienen benceno deben ser embarcados usando

procedimientos de cargue cerrado, para reducir significativamente la exposición al

vapor de benceno. Si existe un sistema de control de emisión de vapores (VECS)

en tierra, este debe ser usado.

Los operadores deben adoptar procedimientos para verificar la efectividad de los

sistemas de cargue cerrado en la reducción de las concentraciones de vapores de

benceno cerca de la cubierta de trabajo. Esto incluirá inspecciones para

determinar el potencial de exposición del personal a los vapores de benceno

durante las operaciones de cargue, descargue, toma de muestras, manejo de

mangueras, limpieza de tanques, liberación de gases y medición de las cargas

que contienen benceno. Estas inspecciones también deben realizarse para





274

averiguar las concentraciones de vapor cuando se limpian los tanques, se ventila o

lastran los tanques que previamente han contenido cargas con contenido de

benceno.

El personal del barco debe realizar pruebas puntuales para determinar las

concentraciones de vapor, usando tubos y bombas detectoras, analizadores de

tóxicos o tubos detectores electrónicos, para averiguar si se excede el TLV-TWA,

en cuyo caso el equipo de protección personal debe ser utilizado.

10.1.11 CARGUE DE PRODUCTOS CALENTADOS

A menos que el barco este especialmente diseñado para transportar cargamentos

muy calientes, como los buques para brea, las cargas calentadas a altas

temperaturas pueden dañar la estructura del tanquero, los revestimientos de los

tanques de carga, y equipos como válvulas, bombas y empaquetaduras.

Algunas sociedades de clasificación tienen reglas sobre la máxima temperatura de

cargue y los Capitanes deben consultar con el operador del barco cuando el

cargamento tenga una temperatura superior a 60 ºC.

Las siguientes precauciones pueden ayudar aliviar los efectos de un cargamento

caliente:

• Repartir el cargamento a través de todo el barco tan parejo como sea posible

para disipar el exceso de calor y evitar tensiones locales.

• Ajustar la tasa de carga intentando alcanzar una temperatura más razonable.

• Tomar un gran cuidado para asegurar que los tanques y las tuberías están

completamente libres de agua antes de recibir cualquier cargamento que tenga

una temperatura sobe el punto de ebullición del agua.





275

10.1.12 CARGUE POR ENCIMA

En un tanque que no está libre de gases, nunca se debe cargar por encima petróleo volátil, o petróleo no volátil con una temperatura más alta que su punto de inflamación menor 10 ºC.

En algunos puertos o Terminales pueden existir regulaciones específicas

relacionadas con el cargue por encima.

El petróleo no-volátil que tenga una temperatura menor a su punto de inflamación

menos 10 ºC puede ser cargado por encima en las siguientes circunstancias:

• Si el tanque que se va a utilizar está libre de gases, y no puede ocurrir

ninguna contaminación por petróleo volátil.

• Si existe un acuerdo entre el Capitán y el representante del Terminal.

La punta de la manguera debe ser amarrada en la parte de la brazola para evitar

algún movimiento.

No se debe cargar o transferir por encima lastre o remanentes hacia tanques que

contengan mezclas de gases inflamables.

10.1.13 CARGUE EN TERMINALES CON SISTEMAS DE CONTROL DE EMISIÓN DE VAPORES (VEC) 10.1.13.1 GENERAL

El concepto fundamental de un sistema de control de emisión de vapores es

relativamente simple. Cuando los tanqueros están cargando en un Terminal, los

vapores son recogidos al ser desplazados por la carga entrante o el lastre y son





276

transferidos a tierra por las tuberías para su tratamiento o disposición. Sin

embargo, las implicaciones operacionales y de seguridad son significantes porque

el barco y el Terminal están conectados por una corriente de vapores, que

representan un número adicional de peligros, los cuales tienen que ser

controlados efectivamente.

Hay diversas guías detalladas sobre los aspectos técnicos asociados con los

sistemas de control de emisiones y sistemas de tratamiento. La IMO ha

desarrollado estándares internacionales para el diseño, construcción y operación

de los sistemas de recolección de vapores en tanqueros y sistemas de control de

emisión de vapores en los terminales, y OCIMF ha iniciado y publicado guías

sobre las instalaciones de múltiples de vapor (ver bibliografía).

Se debe notar que los sistemas de control de emisiones de vapor (VECS) pueden

servir para tanqueros con o sin sistemas de gas inerte.

Se debe incluir un resumen de los VECS del Terminal en el folleto de información

del Terminal.

10.1.13.2 CONEXIÓN ERRÓNEA DE LAS LÍNEAS DE LÍQUIDO Y VAPOR

Para evitar una posible conexión errónea de la línea de vapor del barco a la línea

de cargue del Terminal, la conexión de vapor debe estar claramente identificada

pintando una sección de 1 metro con bandas amarillas y rojas y con esténcil la

palabra “VAPOR” en letras negras sobre estas.

Además, se debe adherir permanentemente un perno en la brida de conexión de

vapor en la posición de las 12 en punto para prevenir la conexión de mangueras

estándar de transferencia de líquidos. El perno debe sobresalir





277

perpendicularmente a la brida 25.4 mm (1 pulgada) y debe tener 12.7 mm (½

pulgadas) de diámetro. Los flanches ciegos, las bridas reductoras y las mangueras

para la línea del vapor tendrán un hueco extra para acomodar el perno en la brida

de presentación. (Ver figura 10.3)

Todos los detalles sobre la disposición de los múltiples de vapor, materiales y

accesorios están contenidos en la publicación OCIMF “Recomendaciones para los

múltiples de tanqueros y equipos asociados”.

10.1.13.3 SOBRE / BAJA PRESIÓN DE VAPOR

Aunque todas las operaciones “cerradas” requieren presión en el tanque para ser

monitoreadas y controladas efectivamente, la conexión a un sistema de control de

emisiones de vapor ocasiona que la presión en el interior de los tanques del buque

sea directamente afectada por cualquier cambio que suceda en el sistema del

Terminal. Por lo tanto, es importante asegurar que los dispositivos individuales de

protección de presión y vacío de los tanques estén funcionando correctamente y

que las tasas de carga no excedan las tasas máximas permitidas. Además, se

debe monitorear continuamente la presión en los sistemas de tuberías de

recolección de vapor con censores que incorporen alarmas de alta y baja presión

conectados a alarmas auditivas y visuales.

10.1.13.4 REBOSE DE TANQUES

El riesgo de rebosar un tanque de carga cuando se usan sistemas VEC no es

diferente del que existe cuando se carga bajo condiciones normales cerradas. Sin

embargo, debido a la dependencia colocada en los sistemas de medición

cerrados, es importante que estén funcionando completamente y que haya un

sistema de respaldo independiente como alarma de sobre llenado. La alarma





278

debe dar una indicación visual y auditiva y debe ser calibrada a un nivel que

permita detener las operaciones antes que el tanque se rebose. En operaciones

normales, el tanque no debe llenarse por encima del nivel al cual está calibrada la

alarma de sobrellenado.

Figura 10.3 Vapour manifold





279

Las alarmas individuales de sobrellenado se deben probar en cada tanque para

asegurar su correcta operación antes de comenzar el cargue, a menos que el

sistema tenga medios electrónicos de auto prueba por medio de los cuales se

monitoree la condición del circuito y los censores de la alarma y confirme la

calibración del instrumento.

10.1.13.5 MUESTREO Y MEDICIÓN

Nunca se debe abrir los tanques de carga a la atmósfera para propósitos de

muestreo o medición mientras el barco esté conectado al sistema de recuperación

de vapor de tierra a menos que el cargue del tanque haya parado, el tanque esté

aislado de otros tanques que están siendo cargados y se hayan tomado

precauciones para reducir cualquier presión dentro del espacio de vapor del

tanque de carga.

En tanqueros no inertizados, se deben seguir las precauciones contra los peligros

de la electricidad estática.

10.1.13.6 FUEGO / EXPLOSIÓN / DETONACIÓN

La interconexión de los flujos de vapor del barco y el Terminal, las cuales pueden

o no estar dentro del rango inflamable, introduce peligros adicionales significativos

que normalmente no se presentan en los cargues. A menos que se instalen

dispositivos adecuados de protección y se cumplan los procedimientos

operacionales, un fuego o explosión que ocurra en el espacio de vapor de un

tanque en el buque puede transferirse rápidamente al Terminal y viceversa.

Se debe instalar un supresor de detonaciones cerca de la conexión de vapor del

Terminal en la punta del espigón para proveer una primera protección contra la





280

transferencia o propagación de una llama desde el barco a tierra o desde tierra

hacia el barco.

El diseño del sistema de colección y tratamiento de vapor del Terminal

determinará si los vapores inflamables pueden o no ser manejados con seguridad,

y si no, incluirá provisiones para inertizar, enriquecer o diluir la corriente de vapor y

monitorear continuamente su composición.

10.1.13.7 LIQUIDO CONDENSADO EN UNA LÍNEA DE VAPOR

El sistema del barco debe estar provisto con medios para drenar y recolectar

efectivamente cualquier líquido condensado que se pueda acumular dentro de las

tuberías de vapor. Cualquier concentración de líquido en la línea de vapor podría

impedir el libre paso de vapores e incrementar la presión dentro de la línea y

también podría contribuir a la generación de cargas electroestáticas significantes

en la superficie del líquido. Es importante que los drenajes sean instalados en los

puntos bajos del sistema de las tuberías de vapor del barco y que sean vigilados

rutinariamente para asegurar que no haya líquido presente.

10.1.13.8 DESCARGA ELECTROESTÁTICA

Para prevenir la acumulación de cargas electroestáticas dentro del sistema

recolector de vapor, toda la tubería debe estar adherida eléctricamente al casco y

debe ser eléctricamente continua. Los aditamentos de sujeción deben ser

inspeccionados periódicamente para revisar su condición. Las conexiones de

vapor del Terminal deben estar aisladas eléctricamente de la conexión de vapor

del tanquero por medio de flanches aislantes o una sección de manguera aislante.





281

10.1.13.9 ENTRENAMIENTO

Es importante que el oficial responsable haya recibido instrucciones sobre el

sistema de control de emisión de vapores que se haya instalado en el barco.

10.1.13.10 COMUNICACIONES

La introducción del control de emisión de vapores refuerza la importancia de una

buena cooperación y comunicación entre el barco y tierra. Las comunicaciones

antes del cargue deben brindar a ambas partes el conocimiento de los parámetros

de operación de cada uno. Los detalles como las tasas máximas de transferencia,

las caídas máximas permitidas en la presión en el sistema de recolección de

vapor, y las condiciones y procedimientos de alarma y parada deben ser

acordadas antes de comenzar las operaciones.

10.1.14 PROCEDIMIENTOS DE DESCARGUE 10.1.14.1 ACUERDO CONJUNTO SOBRE ALISTAMIENTO PARA DESCARGUE

Antes de comenzar a descargar el cargamento, el oficial responsable y el

representante del Terminal formalmente deben acordar que ambos, el tanquero y

el Terminal, están listos para hacerlo seguramente.

10.1.14.2 OPERACIONES DE BOMBEO Y VÁLVULAS

Durante las operaciones de bombeo, no debe hacerse cambios abruptos en la rata

de flujo.





282

Las bombas principales de carga, de tipo alternativo, pueden causar una vibración

excesiva en los brazos metálicos de cargue, los cuales, a su vez, pueden causar

fugas en los acoples y articulaciones de giro, e incluso causar daño mecánico en

la estructura de soporte. Si es posible, no se deben usar tales bombas. De

usarlas, se debe tener cuidado de seleccionar la velocidad de bombeo menos

critica o, si más de una bomba es usada, una combinación de velocidades para

alcanzar un nivel aceptable de vibración. Se debe mantener una estrecha

vigilancia sobre el nivel de vibración durante el descargue.

Las bombas centrifugas deben ser operadas a velocidades que no causen

cavitación. Este efecto puede dañar la bomba y otros equipos en el barco o en el

Terminal.

10.1.14.3 DESCARGUE CERRADO.

Los barcos que operan correctamente sus sistemas de gas inerte son

considerados de operaciones de descargue “cerradas”.

En los barcos no-inertes, el descargue, medición y muestreo normalmente deben

ser realizados con las aperturas de medición, sondeo y mirillas cerradas. El aire

debe ser admitido en los tanques por el sistema de venteo dedicado.

Cuando la carga corre a través de los tanques durante las operaciones de

descargue, se debe tener cuidado de asegurar que los vapores sean venteados a

la cubierta a través de aperturas protegidas con mallas antiinflamables.

Cuando el diseño del barco no permite la entrada de aire a través del sistema de

vapor a una rata suficiente, el aire debe ser admitido vía una apertura de

observación o de medición, que estén provistos con mallas antiinflamables





283

permanentes. En esta situación, el barco no se considera como de descargue

cerrado.

10.1.14.4 PROCEDIMIENTOS DE GAS INERTE

Los barcos que usan un sistema de gas inerte (IGS) deben tenerlo completamente

operacional y produciendo gas inerte de buena calidad (I.e. bajo contenido de

oxigeno) al comienzo de la descarga. El IGS debe funcionar en su totalidad y

trabajar satisfactoriamente durante el descargue o deslastre.

El descargue no debe empezar hasta que:

• Todos los tanques de carga, incluyendo los tanques de remanentes, estén

conectados con el gas inerte (IG) principal.

• Todas las otras aberturas de los tanques de carga, incluyendo las válvulas

de venteo, estén seguramente cerradas.

• La tubería principal del IG esté aislada de la atmósfera y, si se tiene una

válvula de cruce, que también esté aislada de la tubería de carga.

• La planta de IG este operando.

• La válvula aislante de cubierta esté abierta.

Una presión baja y positiva del gas inerte después de la terminación del descargue

permitirá el drenaje de la bandeja de goteo principal dentro del tanque y, si se

requiere, permitir el sondeo manual de cada tanque.

10.1.14.5 PRESURIZACIÓN DE LOS TANQUES DE CARGA

Cuando el petróleo con alta presión de vapor de (ej. gasolina natural y ciertos

petróleos crudos) alcanza un bajo nivel en los tanques de carga, algunas veces el





284

líquido es insuficiente para mantener las bombas de carga cebadas. Si se tiene

instalado un sistema de gas inerte, este puede ser usado para presurizar los

tanques de carga para mejorar el funcionamiento de las bombas.

10.1.14.6 LAVADO CON PETRÓLEO CRUDO

Si el barco necesita lavar con petróleo crudo todos o algunos de sus tanques

durante la descarga, el oficial responsable debe incorporar un plan de lavado con

petróleo crudo en el plan de descargue requerido.

10.1.14.7 COMIENZO DE DESCARGUE AL LADO DE UNA TERMINAL

Las válvulas de tierra deben estar completamente abiertas en los tanques que van

a recibir antes que las válvulas del múltiple del buque sean abiertas. Si existe la

posibilidad que, debido a la elevación de los tanques de tierra sobre el nivel del

múltiple del buque, la línea de tierra tenga presión y esta no tiene válvulas de no

retorno (cheques), se debe informar al barco para que no abra sus válvulas hasta

haber alcanzado una presión adecuada por sus bombas.

El descargue debe comenzar a una tasa lenta y solo se debe incrementar a la rata

acordada una vez que ambos lados confirmen el flujo del petróleo desde y hacia

los tanques designados.

10.1.14.8 INICIO DEL DESCARGUE EN UN TERMINAL COSTA AFUERA

Antes de comenzar el descargue en una Terminal costa afuera, las

comunicaciones entre el barco y tierra deben ser probadas y entendidas

completamente. El barco no debe abrir las válvulas del múltiple o iniciar su





285

bombeo hasta que haya recibido una señal clara que el Terminal está listo. La

descarga debe comenzar lentamente hasta que el sistema haya sido probado y

gradualmente aumentar a la tasa de flujo o presión máxima acordada. Se debe

mantener una estrecha vigilancia sobre el mar en la cercanía de las mangueras

para detectar fugas. Si es posible y seguro, durante la oscuridad se debe instalar

una luz brillante para alumbrar sobre el agua en la cercanía de las mangueras.

10.1.14.9 INICIO DEL DESCARGUE POR LA LÍNEA DE POPA

Antes de comenzar el descargue por la línea de popa, se debe marcar claramente

un área como peligrosa, extendida no menos de 3 metros desde el múltiple de

válvulas y no se debe permitir en ella a personal no autorizado durante la

operación de descargue.

Se debe mantener una estrecha vigilancia en busca de cualquier fuga y se debe

mantener bien cerradas todas las aberturas, tomas de aire y puertas a espacios

cerrados.

El equipo de lucha contra incendio debe permanecer en cercanía del múltiple de

popa, desempacado y listo para su uso.

10.1.14.10 CHEQUEOS PERIÓDICOS DURANTE LA DESCARGA

Durante el descargue, el barco debe monitorear y chequear regularmente todos

los tanques, llenos y vacíos, para confirmar que la cargo solo esta saliendo de los

tanques designados y que no hay escape de carga a los cuartos de bombas o los

cofferdams, o través de la válvula de mar o sobre borda.





286

El barco debe chequear las medidas de los tanques al menos cada hora y calcular

una tasa de descarga. Los datos de la carga y de la rata de descargue se deben

comparar con los de tierra para identificar cualquier discrepancia. Si es posible,

estos chequeos deben incluir las observaciones y registros de las fuerzas de corte,

los momentos curvantes, calados, asiento y cualquier otro requerimiento relevante

de estabilidad particulares para el barco. Esta información debe ser verificada con

el plan de descarga requerido para ver que todos los límites de seguridad se

cumplen y que la secuencia de descarga puede seguirse, o corregirla si fuera

necesario. Cualquier discrepancia debe ser reportada inmediatamente al oficial

responsable.

Cualquier caída en la presión o cualquier gran discrepancia entre los estimados de

cantidades del barco y el Terminal podrían indicar fugas en la tubería o

mangueras, particularmente en las tuberías submarinas, y requerir que las

operaciones de carga se detengan hasta que se investigue convenientemente.

Se debe realizar inspecciones frecuentes de la cubierta de carga y el cuarto de

bombas para buscar fugas. También se debe verificar regularmente a los costados

del buque. Durante la oscuridad, si es práctico y seguro, se debe iluminar el agua

alrededor del barco.

10.1.14.11 FLUCTUACIONES EN LA TASA DE DESCARGUE

Durante el descargue, el flujo debe ser controlado por el tanquero conforme al

acuerdo hecho con el Terminal.

La tasa de descargue no se debe cambiar súbitamente sin informar al Terminal.

10.1.14.12 MANEJO SIMULTÁNEO DE LASTRE Y CARGA





287

Si el lastre de los tanques de carga se realiza simultáneamente con el descargue,

se pueden emitir vapores de los tanques lastrados y en tal caso se deben toma las

precauciones apropiadas.

10.1.14.13 FALLA DEL SISTEMA DE GAS INERTE EN EL DESCARGUE.

Las acciones a tomar en el evento de una falla del sistema de gas inerte durante

el descargue son descritas anteriormente.

10.1.14.14 REACHIQUE Y DRENAJE DE LOS TANQUES DE CARGA

Si durante la descarga del volumen principal del cargamento, se utiliza un tanque

de remanentes para recibir el drenaje de los tanques que están siendo

reachicados, el personal debe tener en cuenta que el espacio vacío en el tanque

que recibe disminuirá. Por esto, se debe tener mucho cuidado para evitar su

rebose, así como tomar las medidas necesarias respecto a los vapores emitidos.

Como las burbujas de aire y/o gas en un líquido pueden generar electricidad

estática, se deben utilizar eductores y bombas de achique para evitar, tanto como

sea posible, la formación de aire o gas en la corriente de líquido.

10.1.15 DESPEJE DE TUBERÍAS Y MANGUERAS DESPUÉS DE LAS OPERACIONES DE CARGUE 10.1.15.1 GENERAL

El procedimiento para el despeje de las tuberías y mangueras o brazos entre las

válvulas tierra y las del múltiple del barco, dependerá de las instalaciones

disponibles y si estas incluyen un tanque de remanentes u otro receptáculo. Las





288

alturas relativas de los múltiples del barco y el Terminal también pueden

influenciar en los procedimientos.

10.1.15.2 DESPLAZAMIENTO DE LA LÍNEA CON AGUA

En los tanqueros que tienen sistema de lastre segregado, siempre que sea posible

se debe evitar el uso de bombas de cargue en la succión de mar. Sin embargo,

algunas terminales requerirán que el barco desplace con agua los contenidos de

las mangueras o brazos, y tal vez también las tuberías de tierra, al finalizar las

operaciones. Debido al riesgo de polución, esta práctica solo se debe realizar si es

esencial y debe ser planeada y ejecutada cuidadosamente. Antes de comenzar el

desplazamiento, el barco y el Terminal deben realizar un acuerdo sobre los

procedimientos que se adoptarán, particularmente sobre el monto bombeado y la

tasa de bombeo.

Se debe prestar particular atención al venteo de las bombas de carga y garantizar

que no salga flujo de petróleo cuando se abra la válvula del mar.

Se debe consultar la publicación ICS/OCIMF “Prevención de los derrames de

petróleo a través las válvulas de mar del cuarto de bombas”.

10.1.15.3 LÍNEA DE DRENAJE

Al completar el cargue, las líneas de carga de cubierta deben ser drenadas a los

tanques de carga apropiados para asegurar que la expansión térmica del

contenido de las líneas no cause fugas o distorsione la tubería. Las mangueras o

brazos, y talvez una parte de la tubería entre la válvula de tierra y el múltiple del

barco, también se drenan usualmente a los tanques del barco. Se debe dejar





289

suficiente espacio en los tanques finales para recibir el petróleo drenado de las

mangueras o brazos y las líneas del barco o tierra.

Al completar la descarga, las líneas de carga de cubierta del barco deben ser

drenadas en un tanque apropiado y luego descargarlo en tierra o en un tanque de

remanentes.

Cuando el drenaje finaliza, antes de desconectar las mangueras o brazos, las

válvulas del múltiple del barco y las válvulas de tierra deben estar cerradas, y la

llave de drenaje de la bandeja del múltiple del barco debe abrirse para drenar a

tanques fijos o a bandejas portátiles de goteo. El múltiple de carga y los brazos o

mangueras deben sellarse con bridas ciegas después de desconectarse. El

contenido de las bandejas portátiles o fijas debe ser transferido a un tanque de

remanentes u a otro receptáculo seguro.

10.1.15.4 DESPLACE DE MANGUERAS Y BRAZOS DE CARGA HACIA EL TERMINAL. Si las mangueras o brazos tienen que ser desplazados hacia el Terminal usando

aire comprimido o gas inerte, se deben seguir estrictamente las siguientes

precauciones para evitar la posible creación de una carga eléctrica estática

peligrosa o un daño mecánico a los tanques y equipo:

• El procedimiento a ser adoptado debe ser acordado entre el barco y el

Terminal.

• Debe haber espacio suficiente en el tanque de recepción.

• Para asegurar que la cantidad de aire comprimido o gas inerte es

mantenida al mínimo, la operación se debe suspender cuando la línea esté

desplazad.





290

• La entrada al tanque de recepción debe estar localizada bien por encima de

cualquier agua que pueda haber en el fondo del tanque.

• La operación de desplace de línea debe ser supervisada continuamente por

el oficial responsable.

10.1.15.5 DESPLACE DE MANGUERAS Y BRAZOS DE CARGA HACIA EL BARCO

El desplace de mangueras y brazos de carga hacia el barco usando aire

comprimido no se debe realizar debido al riesgo de:

• Generación de carga estática.

• Deterioro de la calidad de gas inerte

• Sobre-presurización de los tanques o tuberías

• Emanación de nieblas de petróleo por los venteos de los tanques.

10.1.15.6 DESPLACE DE LAS TUBERÍAS DE CARGA DEL BARCO

Cuando se usa aire comprimido o gas inerte para desplazar las tuberías del barco,

por ejemplo cuando se evacua la columna de líquido sobre una bomba sumergida,

algunas veces referida como “purga”, pueden surgir peligros similares a los

identificados antes y se deben observar precauciones similares. Las operaciones

de desplazamiento de líneas se deben realizar de acuerdo con los procedimientos

operacionales establecidos para el barco en particular.

10.1.15.7 LIBERACIÓN DE GAS EN EL FONDO DE LOS TANQUES

Un campo electroestático fuerte se puede generar al soplar aire o gas inerte al

fondo de un tanque que contiene petróleo acumulador de estática. Si hay agua o





291

material particulado en la carga, el efecto es peor, ya que las burbujas de gas

ascendentes perturbarán las partículas y gotas de agua. Los sedimentos

contaminantes generarán una carga estática dentro del producto. Por lo tanto, se

requiere un periodo de 30 minutos de decantación después de realizar un soplado

de líneas en un tanque no inerte o dentro de un tanque que posiblemente

contenga una atmósfera inflamable.

Se deben tomar precauciones para minimizar la cantidad de aire o gas inerte hacia

los tanques que contienen petróleos acumuladores de estática. Sin embargo, es

mejor evitar la práctica de soplar las líneas hacia los tanques que contienen este

tipo de carga.

Cuando sea posible, las líneas de carga deben ser drenadas por gravedad.

10.1.15.8 RECIBIR NITRÓGENO DE TIERRA

El personal debe conocer los potenciales peligros asociados con el nitrógeno y, en particular, los relacionados con el ingreso a espacios cerrados o áreas cerca de venteos o salidas de tanques las cuales pueden estar sin oxigeno. Las altas concentraciones de nitrógeno son particularmente peligrosas porque pueden desplazar suficiente aire hasta reducir los niveles de oxigeno al punto donde las personas que entren al área puedan perder la conciencia debido a la asfixia. Un problema que no se presenta con el gas del exhosto es que el nitrógeno no puede ser detectado por los sentidos humanos, así que no se puede confiar en el olfato y las personas no pueden reconocer los síntomas físicos o mentales de una sobre exposición a tiempo para tomar medidas preventivas.





292

Si se requiere usar nitrógeno suministrado desde tierra, por ejemplo para purgar

tanques, empujar carga o desplazar líneas, el personal del buque debe saber que

esto se realiza a alta presión (hasta 10 bar) y a alta rata de flujo lo que puede ser

potencialmente peligroso por el riesgo de sobre presurizar los tanques de carga.

Se debe realizar un análisis de riesgos y sólo se debe realizar la operación si se

establecen medidas de protección adecuadas.

Un método para reducir el riesgo de sobre presurización es asegurar que el

tanque tiene venteos con capacidad de flujo mayor que la de entrada, para que el

tanque no se pueda sobre presurizar. Cuando las regulaciones de control de

emisiones de vapor exigen operaciones cerradas, la tasa de entrada de nitrógeno

debe ser restringida a una tasa igual o menor que el flujo máximo de vapor posible

a través de la línea de retorno de vapor. Se deben acordar medidas positivas para

asegurar que así se haga. Se puede utilizar una manguera pequeña o un reductor

antes del múltiple para restringir la tasa de flujo, pero la presión debe ser

controlada por el Terminal. Un medidor permitirá al barco monitorear la presión.

No es apropiado tratar de reducir el flujo del gas usando las válvulas del múltiple

del barco diseñadas para controlar el flujo de líquido. Sin embargo, el múltiple

puede y debe ser usado para una parada rápida y segura en caso de emergencia.

Cabe anotar que el efecto de sobre presión en un gas no es tan violento como lo

es con un líquido.

Algunas cargas sensibles, por ejemplo algunos aceites lubricantes altamente

especializados, pueden requerir ser transportados con una cubierta de nitrógeno

suministrado desde tierra. En tales casos, es preferible purgar completamente el

tanque antes de cargar. Después de purgar, el cargue cerrado del producto creara

el recubrimiento requerido dentro del tanque. Esto reduce significativamente el

riesgo de sobre presurización que se da cuando se rellena con el nitrógeno





293

suministrado por tierra como una procedimiento separado después de completar el

cargue.

10.1.15.9 USO DEL MARRANO

El uso del marrano es una forma de limpiar una línea, en la cual un objeto,

frecuente en forma de esfera o cilindro de caucho y conocido como “marrano”, es

empujado a través de la línea por un líquido o por gas comprimido. Un marrano

puede ser usado para limpiar la línea por completo, en tal caso será impulsado

usualmente por agua o por gas comprimido, o para el cargue de otro grado

asegurando que la línea quede tan limpia de producto como sea posible, en tal

caso es probable que sea impulsada por el próximo grado.

Una preparación común para recuperar el marrano es que el Terminal proporcione

un receptor, el cual es montado por fuera del múltiple del barco, de manera que el

marrano pueda ser removido.

Se considera que una presión de cerca de 2.7 bars (40 psi) es la mínima

necesaria para mover el marrano, pero se pueden utilizar presiones hasta de 7

bars (100 psi).

Antes de realizar las operaciones con el marrano, el oficial responsable y el

representante del Terminal deben acordar los procedimientos y protecciones a

implementar. Se debe discutir y acordar el volumen de gas o líquido propelente, la

presión, el tiempo requerido por el marrano para viajar a través de la línea, el

volumen residual de la carga y el espacio disponible.

Durante la operación con el marrano, la Terminal debe monitorear la presión

contracorriente del marrano para asegurar que no se haya atascado en la línea.





294

Que el marrano falle en llegar en el tiempo esperado indicará que el movimiento

libre del marrano ha sido restringido.

Para completar la operación del marrano, el Terminal debe verificar que

efectivamente que el marrano haya llegado a su destino. Cualquier presión

residual en la línea de tierra debe ser drenada antes de abrir la trampa del

marrano o desconectar los brazos de carga o mangueras.

El personal en el punto de recepción debe saber que puede haber sedimentos en

la unidad de recepción del marrano, por lo que deberán tener medios para lidiar

con esta situación, por ejemplo trapos, material absorbente y tambores.

10.2 CONSIDERACIONES DE ESTABILIDAD, TENSIÓN, ASIENTO Y GOLPETEO 10.2.1 GENERAL

Los tanqueros de un casco sencillo usualmente tienen una altura metacéntrica tan

alta que en todas las condiciones permanecen intrínsecamente estables. Mientras

que el personal de los tanqueros siempre ha tenido que tomar cuenta los

momentos curvantes longitudinales y las fuerzas de corte verticales durante las

operaciones de cargue y lastre, la estabilidad del barco raramente ha sido una

preocupación principal. Sin embargo, la introducción de los dobles cascos en el

diseño de los tanqueros ha cambiado esta situación.

10.2.2 EFECTOS DE SUPERFICIE LIBRE





295

El problema principal más probable de encontrar es el efecto de la superficie libre

en la altura metacéntrica trasversal, producida por la carga y los tanques de lastre

de doble casco.

Dependiendo del diseño, tipo y número de tanques, el efecto de superficie libre

puede ocasionar una reducción significativa de la altura metacéntrica transversal.

La situación será mas severa en el caso de combinarse tanques muy anchos sin

mampàro longitudinal, y tanques de lastre también sin mampáro longitudinal

(tanques “U”).

Las etapas mas criticas de cualquier operación serán mientras se llenan los

tanques de lastre de doble fondo durante el descargue, y su vaciado durante la

operación de cargue. Si hay suficientes tanques de carga y de lastre incompletos

simultáneamente, el efecto total de superficie libre puede ser suficiente para

reducir la altura metacéntrica transversal a un punto en el cual la estabilidad

transversal del barco puede estar amenazada, lo que puede originar que el barco

desarrolle repentinamente una gran escora. Una gran superficie libre puede

amenazar la estabilidad especialmente con sondas grandes asociadas a altos

centros verticales de gravedad.

Es imperativo que el personal del tanquero y del Terminal involucrados en las

operaciones de cargue y lastre tengan conocimiento de este problema potencial, y

que todas las operaciones de cargue y de lastre sean conducidas estrictamente en

cumplimiento del manual de carga del barco.

Cuando hay dispositivos instalados para evitar que se operen demasiados tanques

de carga y de lastre simultáneamente, lo que causaría un efecto de superficie

libre excesivo, siempre deben ser mantenidos en total orden operacional y nunca

deben omitirse.





296

Los barcos que operan con altura metacéntrica limitada deben estar equipados

con un computador de cargue que calcule la altura metacéntrica.

10.2.3 USO DEL LASTRE PARA MAL TIEMPO

Es imperativo que los Capitanes y los oficiales estén conscientes que cargar

parcialmente un tanque de carga con lastre para el mal tiempo, puede presentar

un problema potencial debido al “golpeteo”. La combinación de superficie libre y el

fondo plano del tanque pueden resultar en la generación de movimientos con

energía suficiente para dañar severamente las estructuras internas y las tuberías.

10.2.4 PLAN DE CARGUE Y DESCARGUE. El lastrado y deslastrado del buque debe ser planeado y programado junto con las

operaciones de carga para evitar exceder los requerimientos de calado, asiento o

escora, al tiempo que se mantienen dentro de los límites prescritos las fuerzas de

corte, los momentos de curvatura y la altura metacéntrica.

10.3 LIMPIEZA DE TANQUES 10.3.1 GENERAL

Esta sección detalla los procedimientos y las precauciones de seguridad para la

limpieza de tanques después del descargue de petróleo volátil o no-volátil

transportados en tanques no libres de gas, inertizados o no. También se dan guías

sobre la limpieza de los tanques de lastre contaminados.





297

10.3.2 ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO EN EL LAVADO DE TANQUES Todas las operaciones de lavado de tanques deben ser planeadas

cuidadosamente y documentadas. Los peligros potenciales relacionados con las

operaciones planeadas de lavado de tanques, se deben identificar

sistemáticamente, evaluar sus riesgos e implementar las medidas preventivas

apropiadas para reducir el riesgo tanto como sea prácticamente razonable.

(ALARP)

Al planear las operaciones de lavado de tanques, el riesgo principal es de incendio

o explosión con origen en la presencia simultanea de una atmósfera inflamable y

de una fuente de ignición. El objetivo debe ser entonces eliminar uno o mas de los

peligros que contribuyen al riesgo, concretamente los lados del triangulo de fuego

aire/oxigeno, fuente de ignición y combustible (I.e. vapores inflamables).

Tanques inertes

El método que proporciona el menor riesgo es lavar el tanque en una atmósfera

inerte. La condición inerte no permite ambigüedad; por definición, para ser

considerado inerte, el tanque DEBE cumplir los requerimientos SOLAS para la

inertización de los tanques de carga y reducir el contenido de oxigeno de la

atmósfera en cada tanque a un nivel al cual la combustión no pueda ser

soportada.

No poder probar a través de medidas directas que el tanque está inertizados

significa, por defecto, que el tanque DEBE ser considerado como no inertizado.

Tanques no inertes En los barcos que no se tiene acceso a gas inerte, ya sea a través de

instalaciones a bordo (ej. planta IGS) o suministrado desde tierra, solo es posible





298

influir sobre los lados “combustible” y “fuente de ignición” del triangulo de fuego.

En condición no inerte, no hay barreras físicas que aseguren la eliminación de

estos dos peligros individualmente. Por consiguiente, la seguridad en el lavado de

los tanques en condiciones no inertes depende de la integridad de los equipos, y

la implementación de procedimientos estrictos para asegurar que estos dos

peligros sean controlados efectivamente.

El lavado de tanques de carga no inertizados solo debe ser hecho cuando dos de

los lados del triangulo de fuego sean tenidos en cuenta con una combinación de

medidas para controlarlos, la inflamabilidad de la atmósfera del tanque Y las

fuentes de ignición.

Es recomendado que todos los tanqueros que operan sin gas inerte incorporen

dentro de su diseño y equipamiento la capacidad de ventilar mecánicamente los

tanques de carga al tiempo con el lavado de los tanques, para controlar la

atmósfera de los tanques.

10.4 LIBERACIÓN DE GASES 10.4.1 GENERAL

Generalmente se reconoce que la liberación de gas es uno de los periodos más

peligrosos en las operaciones de los tanqueros. Esto es verdad ya sea que se

liberen gases para entrar a los tanques, para realizar un Trabajo en Caliente o

para el control de la calidad de carga. Los vapores de carga que se desplazan

durante las operaciones de liberación de gases son altamente inflamables, por lo

que es esencial una buena planeación y un estricto control general. El riesgo

adicional del efecto toxico de los gases de petróleo durante este periodo no puede

ser pasado por alto y debe ser tenido en cuenta por todos los interesados. Por eso





299

es esencial que se ejerza el mayor cuidado posible en todas las operaciones

relacionadas con liberación de gases.

10.4.2 LIBERACIÓN DE GASES PARA INGRESAR A UN TANQUE SIN EQUIPO DE RESPIRACION

Para que un tanque se considere libre de gases con el propósito de ingresar sin

equipo de respiración, el tanque o espacio debe ser ventilado hasta que las

pruebas confirmen que la concentración de gas hidrocarburo en todo el

compartimiento es menor a 1% del LFL, que el contenido de oxigeno es de 21%

por volumen, y que no hay presente sulfato de hidrógeno, benceno u otros gases

tóxicos.

10.4.3 PROCEDIMIENTOS Y PRECAUCIONES

Generalmente se aplican las siguientes recomendaciones a la liberación de gases:

• Un oficial responsable debe supervisar todas las operaciones de liberación

de gas.

• Todo el personal a bordo debe ser notificado que la liberación de gases va

a comenzar.

• Se deben reforzar las regulaciones de “no fumar”.

• Antes de comenzar las operaciones se deben calibrar y probar los

instrumentos a ser utilizados en las mediciones de gas de acuerdo con las


• Las líneas de muestreo deben ser impermeables y aptas para el uso con

los gases presentes.

• Todas las aberturas de los tanques deben permanecer cerradas hasta que

la ventilación del compartimiento en particular ya esté por comenzar.





300

• El venteo de los gases inflamables debe hacerse según el método

aprobado para el barco. Si la liberación de gases involucra escape de

gases a nivel de la cubierta o a través de tapas de tapas de tanques, se

debe controla el grado de ventilación y el número de aperturas para

producir una velocidad de salida suficiente para llevar los gases lejos de la

cubierta.

• Si es posible, se deben ajustar las tomas del aire acondicionado central o

de los sistemas mecánicos de ventilación al modo de recirculación, para

evitar la entrada de los gases de petróleo.

• Si en cualquiera momento se sospecha que el gas esta siendo succionado

al interior de la ciudadela, se debe detener el aire acondicionado central y

los sistemas mecánicos de ventilación, y se debe cubrir o cerrar las

entradas.

• Las unidades de aire acondicionado de ventana, las cuales no están

certificadas como seguras para el uso en presencia de gases inflamables, o

las que toman aire del exterior de la ciudadela, deben ser desconectadas

eléctricamente y cerrarles cualquier venteo toma.

• A los drenajes de los mástiles de venteo se les deben sacar el agua, la

herrumbre y se debe verificar y probar satisfactoriamente cualquier

conexión de cierre del vapor.

• Si hay varios tanques conectados por un sistema común de venteo, cada

tanque debe ser aislado para prevenir la transferencia de gases de un

tanque a otro.

• La liberación de gases se debe detener si los vapores de petróleo

permanecen en la cubierta en altas concentraciones.

• La liberación de gases se debe detener si las condiciones del viento hacen

que las chispas de la chimenea caigan sobre la cubierta.

• Las aberturas de tanques que quedan dentro de espacios cerrados o

semicerrados, tales como debajo del castillo de proa o en la casamata de





301

media cubierta, no se deben abrir hasta que el compartimiento haya sido

ventilado suficientemente utilizando aperturas del tanque por fuera de estos

espacios. Cuando el nivel de gases dentro del tanque ha bajado a 25% de

su LFL o menos, las aperturas en los espacios cerrados o semicerrados

pueden ser abiertas para completar la ventilación. Tales espacios también

se les deben hacer medición de gas es durante la ventilación.

Al realizar la liberación de gases en puerto, se debe observar lo siguiente:

• Como regla general, la liberación de gases no se debe realizar

simultáneamente con el manejo de la carga. Si por alguna razón esto es

necesario, se debe consultar y celebrar un acuerdo entre el Terminal, el

buque y la Autoridad Portuaria.

• Se debe consultar al representante del Terminal para asegurar que las

condiciones en el muelle no representen un peligro y para que otorgue el

visto bueno para el inicio de la operación.

• Si hay alguna nave abarloada al tanquero, se debe notificar al personal de

esta y verificar que cumplan con todas las medidas de seguridad

apropiadas.

10.5 LAVADO CON PETRÓLEO CRUDO (COW) 10.5.1 GENERAL

Un petrolero que tenga instalado un sistema de gas inerte y un equipo fijo de

lavado aprobado en sus tanques de carga, puede usar petróleo crudo de la caga

como medio para el lavado de sus tanques. Esta operación puede realizarse ya

sea en puerto o en el mar entre los puertos de descarga. Es mas frecuentemente

realizada mientras el tanquero esta descargando, permitiendo la remoción de





302

remanentes de petróleo adheridos o depositados en las superficies de los tanques.

Estos depósitos, que normalmente permanecerían a bordo después del

descargue, se descargan junto con el producto. Como consecuencia, la necesidad

de lavar con agua, durante el viaje en lastre, los tanques descargados para

remover los remanentes se reduce y, en algunos casos, se elimina totalmente.

Para una guía más detallada sobre los procedimientos involucrados, se debe

consultar la publicación IMO “Sistemas de lavado con petróleo crudo” y el “Manual

de Equipos y Operaciones” aprobado para el buque.

10.5.2 AVISO PREVIO

Cuando se necesita realizar el lavado con petróleo crudo (COW) durante el

descargue, el Capitán debe informar la autoridad competente y al terminal (o el

otro barco cuando se realiza una transferencia barco a barco) con por lo menos 24

horas de antelación, o con la antelación que sea requerida. Solo se debe proceder

cuando se reciba la aprobación.

10.5.3 MAQUINARIA DE LAVADO DE TANQUES

Para el lavado con petróleo crudo, solo se debe utilizar maquinas fijas para lavado

de tanques.

10.6 OPERACIONES DE LASTRE 10.6.1 INTRODUCCION

Esta sección se refiere a las operaciones rutinarias de lastre para los tanqueros de

lastre segregado y los tanqueros pre-MARPOL. Adicionalmente, aplica a los





303

tanqueros de lastre segregado (SBT) cuando toma lastre extra en los tanques de

carga para mal tiempo o por restricciones de calado aéreo.

10.6.2 GENERAL

Antes de lastrar o deslastrar en puerto, el oficial responsable debe discutir y

acordar por escrito la operación con el representante del Terminal.

El acuerdo especifico con el represéntate del Terminal se debe obtener antes de

iniciar el manejo simultaneo de la carga y el lastre no segregado.

El lastre debe ser cargado y descargado de tal manera que se evite someter el

casco a esfuerzos excesivos durante la operación.

10.6.3 LASTRE DE TANQUES DE CARGA

Cuando se lastran tanques de carga, se deben observar las siguientes

precauciones:

• Antes de lastrar tanques que contienen vapor de hidrocarburo, el oficial

responsable debe consultar con el representante del Terminal y cumplir

todas las medidas de seguridad y precauciones aplicables al cargue de

petróleo volátil. Se deben seguir los procedimientos de cargue cerrado.

• En los petroleros, cualquier tanque a ser lastrado primero se debe lavar con

petróleo crudo.

• Cuando se lastra un tanque que contiene vapor de hidrocarburo, se

expulsan gases que al mezclarse con el aire pueden quedar dentro del

rango de inflamabilidad. Por lo tanto, los gases deben ser venteados a

través del sistema de venteo aprobado.





304

• Cuando se lastra un tanque que contuvo previamente cargas que requerían

operaciones cerradas, el lastre también se deberá realizar bajo las

condiciones de “cargue cerrado” siguiendo los procedimientos establecidos.

• El lastre no se debe cargar por encima en tanques que contienen vapores

de hidrocarburo.

10.6.3.1 OPERACIÓN DE LAS BOMBAS DE CARGUE

Cuando se comienza a lastrar, las bombas de carga deben ser operadas de tal

manera que no se permita que el aceite escape sobre la cubierta cuando la válvula

de succión de mar es abierta. Referencias deberían ser hechas a el ICS/OCIMF

publicación “Prevención de derrames de aceite a través de las válvulas de mar en

el cuarto de maquinas”.

10.6.3.2 SECUENCIA DE LA OPERACIÓN DE VÁLVULAS Los siguientes procedimientos deben ser adoptados cuando se lastran tanques no

inertizados que contienen vapores de hidrocarburos:

• La válvula del tanque debe abrirse de primera y la válvula de mar debe

abrirse de última.

• El flujo inicial de lastre debe restringirse en la bomba de descargue, de

forma que la velocidad de entrada al tanque sea menor de 1 m/seg. hasta

que las estructuras longitudinales sean cubiertas o hasta que la profundidad

del lastre en el tanque sea por lo menos de 1.5 metros.

Estas precauciones se requieren para evitar el efecto de rocío que puede

ocasionar la aparición de una carga electroestática en una niebla o rocío cerca al





305

punto de entrada del lastre. Cuando existe suficiente carga electrostática, siempre

existe la posibilidad de una descarga estática y una ignición.

10.6.4 CARGUE DE LASTRE SEGREGADO

En términos generales, no hay restricciones para lastrar los tanques de lastre

segregado (SBT) durante la operación de descarga del producto. Sin embargo, se

deben tener en cuenta las siguientes consideraciones:

• Se debe lastrar según sea necesario para cumplir requerimientos de calado

aéreo en el muelle, particularmente cuando se conecta a brazos rígidos de

cargue.

• No se debe lastrar si con esto se excede el calado máximo seguro del

muelle.

• Al lastrar no se debe ocasionar tensiones extremas o momentos curvantes

al barco.

• Se debe tener cuidado que no se presente excesiva superficie libre ya que

esto puede ocasionar que el barco se incline amenazando la integridad de

los brazos de cargue. Esto es particularmente relevante para los buques de

doble casco.

10.6.5 DESLASTRAR EN PUERTO 10.6.5.1 MONITOREO DEL CONTENIDO DE PETRÓLEO

El uso de un monitor de contenido de petróleo para vigilar la descarga de lastre

limpio o segregado proporcionará una advertencia temprana de cualquier lastre

contaminado causado, por ejemplo, por una fuga interna entre tanques al cargar y

deslastrar simultáneamente.





306

10.6.5.2 DESLASTRE DE UN BUQUE CON SISTEMA DE GAS INERTE

Los barcos equipados con sistema de gas inerte deben reemplazar con gas inerte

el lastre descargado desde los tanques de carga, para mantener el contenido de

oxigeno de la atmósfera del tanque en no mas de 8% por volumen.

10.6.6 DESCARGUE DE LASTRE SEGREGADO

Para evitar la polución debida a lastre segregado contaminado, si es posible se

debe revisar visualmente la superficie del lastre, antes de comenzar a deslastrar.

Cuando el lastre segregado se descarga por la borda, es prudente supervisarlo

por medio de un monitor de agua de lastre. Esto proporcionará una advertencia

temprana de cualquier fuga entre tanques que no pudo detectarse o era

indetectable antes de comenzar el deslastre. Como precaución adicional, al

comienzo del deslastre, se debe establecer una vigilancia visual para observar el

lastre al caer al océano. La operación debe detenerse inmediatamente en caso

que se observe contaminación.

10.6.6.1 MANEJO DEL CALADO AEREO

El lastre llevado en tanques segregados puede retenerse a bordo para reducir el

francobordo. Esto puede ser necesario por las condiciones del tiempo o para

mantenerse dentro de las restricciones de los brazos de cargue del terminal o la

escala de desembarque, por ejemplo. Sin embargo se debe tener cuidado, de no

exceder el máximo calado del muelle e incluir el peso del lastre en los cálculos de

esfuerzos del casco.





307

10.6.6.2 DESCARGUE DE LASTRE SEGREGADO A TIERRA

Algunos terminales requieren que el lastre segregado sea descargado en tanques

de tierra para cumplir regulaciones ambientales. En los tanqueros con lastre

segregado, esto requiere una conexión cruzada de los sistemas de carga y lastre,

con el riesgo inminente de contaminación entre los sistemas a menos que se

equipe un múltiple de cubierta para el lastre.

Los operadores deben elaborar procedimientos cuidadosamente analisados para

el manejo de esta operación, los cuales deben contener los siguientes puntos:

• Instalación de conexión cruzada.

• Secuencia de cargue y deslastre.

• Requerimientos de calado y calado aéreo.

• Manejo de las tensiones del casco.

• Procedimiento para el alistamiento de la línea de carga.

• Operación de las bombas de carga.

• Segregación del lastre y la carga.

• Drenado del tanque de lastre.

• Remoción de la conexión cruzada y aislamiento de los sistemas.

10.6.7 INTERCAMBIO DE AGUA DE LASTRE EN EL MAR

La Convención Internacional para el Control y Manejo de Agua de Lastre y

Sedimentos de Buques de 2004 fue adoptada por IMO para prevenir la extensión

de organismos acuáticos peligrosos transportados por el agua de lastre de los

barcos. Al entrar en vigor esta convención exigirá que todos los barcos

implementen un Plan de Manejo de Sedimentos y Agua de Lastre. Algunos países

han incluido requerimientos específicos para el manejo del agua de lastre y los





308

reportes, dentro de sus límites nacionales, antes que la convención entre en vigor.

Cuando la utilización del intercambio de agua de lastre en el mar es el método

empleado para cumplir con las regulaciones, el diseño general, la fortaleza y la

estabilidad del buque deben ser suficientes para permitir su segura ejecución en

las condiciones de tiempo que prevalezcan. El vaciado y llenado de tanques en el

mar, si no se hace cuidadosamente, pude ocasionar reducción en la estabilidad,

altas tensiones en el casco, golpeteo, asiento excesivo y calado reducido. El Plan

de Manejo de Agua de Lastre del buque debe establecer procedimientos a seguir,

y las precauciones que se deben tomar para permitir que esta operación sea

conducida con seguridad.

10.6.8 DESCARGUE DE TANQUES DE LASTRE EN EL MAR

Todo el lastre de tanques de carga que se arroje al mar, debe ser descargado de

acuerdo al MARPOL.

10.7 FUGA DE CARGA A LOS TANQUES DE DOBLE CASCO 10.7.1 ACCIONES A TOMAR

Esta sección trata las acciones que se deben tomar en caso de una fuga de

hidrocarburos hacia un tanque de doble casco o doble fondo.

Si se descubre una fuga de hidrocarburos, el primer paso es revisar la atmósfera

en el tanque para establecer el contenido de hidrocarburos. Se debe tener en

cuenta que la atmósfera en el tanque podría estar por encima del límite más alto

de inflamabilidad (UFL), dentro del rango de inflamabilidad, o por debajo del límite

inferior de inflamabilidad (LFL). Sin importar el número de muestras tomadas,

cualquiera o todas de estas condiciones pueden existir en diferentes lugares





309

dentro del tanque, debido a la complejidad de su estructura. Por lo tanto es

esencial que las lecturas de gases se tomen a diferentes niveles, y en tantos

puntos como sea posible, para establecer el perfil de la atmósfera del tanque.

Si se detecta gas hidrocarburo en el tanque, hay varias opciones que pueden ser

consideradas para mantener la atmósfera del tanque en una condición segura:

• Ventilación continua del tanque.

• Inertar el tanque.

• Lastrar total o parcialmente el tanque.

• Asegurar el tanque con mallas atrapa llamas en los venteos.

• Una combinación de lo anterior.

La opción escogida dependerá de varios factores, especialmente en el grado de

confianza en el contenido de hidrocarburo en la atmósfera, considerando los

potenciales problemas identificados antes.

Se recomienda fuertemente que los operadores desarrollen guías que tomen en

cuenta la estructura del tanque y cualquier limitación del sistema disponible de

monitoreo de la atmósfera, las que ayudarán al personal del buque a seleccionar

el método apropiado para lograr una atmósfera segura.

Si se lastra total o parcialmente el tanque para lograr una atmósfera segura y/o

detener la continuación de la fuga de carga hacia el tanque, se debe tener en

cuenta los esfuerzos prevalentes del casco, el asiento, la estabilidad y las líneas

de carga. También se debe tener en cuenta que todo lastre cargado en el tanque

después de la fuga, y todo lavado asociado con la limpieza del tanque, será

clasificado como “lastre sucio” según lo definen las regulaciones de MARPOL, por

lo que debe ser procesado de acuerdo a estas regulaciones. Esto significa que





310

deben ser transferidos directamente a un tanque de carga o de remanentes para

tratarlos de acuerdo a los requerimientos o, si es descargado directamente al mar,

hacerlo a través del monitor aguas oleosas. La unión utilizada para conectar el

sistema de lastre con el sistema de carga debe identificarse claramente y

guardarse cerca de su puesto de trabajo y no debe usarse para otros propósitos.

Si el tanque es ventilado o inertado en lugar de lastrarlo, se debe sondear

regularmente para verificar la rata de acumulación de líquido y por lo tanto de la

fuga.

Si se considera que la cantidad de carga filtrándose al puede ser bombeada, se

deberá transferir a otro tanque de carga utilizando la pieza de unión de

emergencia de lastre/carga (ver antes), u otro método de transferencia de

emergencia, para minimizar la contaminación del espacio y facilitar las

subsecuentes operaciones de limpieza y liberación de gases.

Los buques deben procedimientos escritos disponibles a bordo que indiquen las

acciones a seguir y las operaciones necesarias para la segura transferencia de la

carga.

Se debe prohibir el ingreso a los tanques hasta que sea seguro para entrar y no

haya posibilidad de más ingreso de hidrocarburo.

10.7.2 INERTAR TANQUES DE DOBLE CASCO

La complejidad estructural de los tanques de doble casco y doble fondo los hace

más difícil de inertar que los tanques convencionales. Se recomienda fuertemente

que el operador use esta guía como una base para desarrollar procedimientos

relacionados a la inertización de dichos tanques. Si es posible, estos





311

procedimientos deben desarrollarse en conjunto con los constructores y deben

basarse en pruebas y experimentos reales así como en cálculos. Deben describir

los procedimientos a seguir para cada tanque, el equipo a ser usado y su

configuración, y el tiempo requerido para reducir el nivel de oxigeno en el tanque a

menos de 8% por volumen.

Cuando los tanques son idénticos en estructura y tamaño, y cuando el método de

inertización es idéntico, la información se puede obtener de pruebas en tanques

de prueba. Si no es así, las pruebas mencionadas se deberán en cada tanque.

La introducción de gas inerte en un tanque puede elevar la carga electroestática.

La estructura compartimentada de los tanques hace que esta carga no tenga

probabilidad de alcanzar niveles incendiarios. Sin embargo, como puede haber

una atmósfera inflamable en ciertas áreas dentro del tanque es esencial que las

precauciones electroestáticas detalladas anteriormente se cumplan a través de

todo el proceso de inertización y por 30 minutos después de terminado.

Las mangueras flexibles usadas para inertar los tanques de doble casco deben

estar claramente identificadas, usadas sólo para esto y guardadas segura y

adecuadamente. La línea de mangueras debe ser eléctricamente continua, lo que

debe ser verificado antes de colocar las mangueras en servicio. Se debe confirmar

que la línea de mangueras está aterrizada apropiadamente antes de iniciar

inertización.

Para minimizar la transferencia de vapor de hidrocarburos desde los tanques de

carga, todas las válvulas de suministro de gas inerte a los tanques de carga deben

cerrarse temporalmente, si están instaladas. Antes de conectar las mangueras, la

línea de gas inerte debe ser purgada con gas inerte. Las mangueras no deben

estar conectadas hasta que se requieran.





312

Una vez el tanque ha sido inertado, se debe considerar el beneficio de mantenerlo

conectado permanentemente al sistema de gas inerte (monitoreo constante de la

presión, protección por sobre-presión a través de la válvula de alivio, facilidad para

re-presionar, por ejemplo), contra unos problemas potenciales de transferencia de

vapor (vulnerabilidad de la manguera a mares pesados, por ejemplo). Si las

mangueras permanecen conectadas, entonces todas las aperturas de las válvulas

de gas inerte deben volver a abrirse. Si las mangueras son desconectadas, el

sistema de gas inerte debe ser regresado a su posición original. Si se va a

transferir el petróleo filtrado desde un tanque de lastre inertizado, es importante

asegurar mantener la inertización durante la operación para evitar el ingreso de

oxigeno en el tanque.

Una vez inertizado, el tanque debe mantenerse al tope para asegurar que se

mantenga una presión positiva y que el contenido de oxigeno no excede un 8%

por volumen.

El vapor desplazado de los tanques durante la inertización debe ser venteado a

través de un venteo a por lo menos 2 metros de altura por encima de la cubierta.

Si es necesario se deben usar tuberías portátiles verticales.

Los tanques del doble casco normalmente no tienen elementos como válvulas P/V

que permiten mantener una presión positiva en el tanque. Las guías y

procedimientos referidos anteriormente deben incluir el sellado de las aperturas

que podrían dejar entrar aire al tanque y el método para asegurar que el tanque no

pueda ser sobre presurizado.

El progreso en la inertización puede ser monitoreado midiendo el contenido de

oxigeno del vapor de escape. Sin embargo, las medidas de la atmósfera para

determinar cuando el tanque esté completamente inerte, y las medidas de





313

monitoreo subsiguiente, se deben tomar en los puntos de muestreo designados y

con el suministro de gas inerte detenido.

10.8 MEDICIÓN DE LA CARGA, MEDICIÓN DEL ESPACIO VACÍO, SONDEO Y MUESTREO 10.8.1 GENERAL

Dependiendo de la toxicidad y/o volatilidad de la carga, puede ser necesario

prevenir o minimizar la pérdida de vapor desde el espacio vacío en el tanque de

carga durante las operaciones de medición y muestreo.

Siempre que sea posible, esto puede lograrse utilizando equipo de medición y

muestreo cerrado.

Hay circunstancias donde se considera esencial obtener muestras limpias para

propósitos de calidad, como con la gasolina de aviación de alta especificación. El

uso de un equipo de muestreo cerrado puede causar contaminación cruzada de

las muestras del producto y, en estos casos, el operador del Terminal puede

querer realizar un muestreo abierto. Se debe realizar una valoración de riesgos

para determinar si el muestreo abierto se puede realizar con seguridad, tomando

en cuenta la volatilidad y toxicidad del producto. Se deben poner en práctica las

medidas de mitigación del riesgo, incluyendo el uso de equipo de protección

personal apropiado si es necesario, antes de comenzar la operación.

La medición y el muestreo cerrados se deben realizar usando el sistema fijo de

medición o utilizando un equipo portátil que pasa a través de aberturas de vapor

bloqueadas. Este equipo permite tomar medidas, temperaturas, cortes de agua y

medidas de interfase, obteniéndolas con muy poca pérdida de vapores hacia la





314

atmósfera. Este equipo portátil, que pasa a través de aberturas de vapor

bloqueadas, es conocido a veces como “equipo de medición restringido”.

Cuando no es posible llevar a cabo la medición o el muestreo cerrado, será

necesario realizar la medición abierta. Esto involucrará el uso de equipo pasado al

tanque a través de aberturas de medición y muestreo o tuberías de sonda, por lo

que el personal estará expuesto a las concentraciones de vapor de la carga.

Como los compartimientos de la carga pueden estar presurizados, la apertura de

las válvulas de cierre de vapor, las tapas de medición y el escape controlado de la

presión, sólo deben realizarlo personal autorizado.

Al medir o muestrear, se debe tener cuidado para evitar inhalar gases. El personal

debe mantener la cabeza lejos de los gases emitidos y ubicarse en ángulo recto

respecto a la dirección del viento. Ubicarse contra el viento al lado del punto de

medición, podría crear remolinos de vapor que se muevan hacia el operador.

Además, dependiendo de la naturaleza de la carga manejada, se debe considerar

el uso de equipos de protección respiratoria apropiados.

Cuando se emplean procedimientos de medición abierta, la apertura sólo debe

descubrirse por el tiempo necesario para completar la operación.

10.8.2 MEDICIÓN Y MUESTREO DE TANQUES NO INERTES 10.8.2.1 GENERAL

Hay posibilidad de generar descargas electroestáticas cuando se baja equipo al

interior de los tanques de carga no inertizados. Las descargas pueden provenir de

las cargas eléctricas contenidas en los equipos mismos o de las cargas eléctricas





315

presentes en el tanque, contenidas en el petróleo, en el agua o en los vapores del

petróleo. Si es posible que haya presencia de mezclas inflamables de gas de

hidrocarburo/aire, se deben toma precauciones para evitar descargas incendiarias

a través del sistema.

Se debe tener precaución al manejar dos tipos distintos de peligros:

• La introducción de equipo que pude originar chispas en un tanque que ya

contiene materiales eléctricamente cargados.

• La introducción de un objeto cargado en el tanque.

Cada uno requiere diferentes medidas de mitigación.

La tabla 10.2 proporciona un resumen de las precauciones que se deben tomar

contra el peligro electroestático cuando se mide y muestrea los tanques de carga

no inertes.

10.8.2.2 INTRODUCCION DE EQUIPO AL TANQUE Medidas para evitar introducir promotores de chispas

Al utilizar algún tipo de equipo sondeo, medición y muestreo en una atmósfera

posiblemente inflamable, donde existe peligro electroestático o puede ser creado,

se deben tomar precauciones para asegurar que estos equipos no actúen como

conductores no aterrizados durante el desarrollo de la operación. Los

componentes metálicos de cualquier equipo que vaya a ser bajado al tanque se

deben conectar adecuadamente al tanque antes que el aparato de muestreo se

introduzca, y deben permanecer aterrizados hasta su remoción. Los cables de

sujeción para el atierramiento deben ser metálicos.





316

El equipo se debe diseñar para facilitar el atierramiento. Por ejemplo, el marco que

sostiene la rueda en la cual se enrolla la cinta metálica de medición debe estar

provisto de un tornillo roscado al que se le pueda asegurar un cable para una junta

de aterrizamiento. El tornillo debe tener continuidad eléctrica a través del marco

hasta la cinta metálica de medición. La otra punta del cable de unión debe

terminar en una pinza ajustable de resorte para asegurarla firmemente al borde de

la apertura de medición.





317

Tabla 10.2 – Resumen de las precauciones contra los peligros

electrostáticos al medir y muestrear tanques no inertizados.

Los responsables de suministrar a los buques equipos no conductores y

medianamente conductores, deben asegurarse que los equipos no sean





318

originadotes de chispas. Es esencial que los componentes no conductores no

conduzcan al aislamiento de los componentes metálicos de su atierramiento. Por

ejemplo, si una botella plástica de prueba incluye un peso metálico, el peso debe

estar conectado como se describe arriba o totalmente envuelto en un plástico de

por lo menos 10 mm de espesor.

Medidas para evitar introducir objetos cargados

La conveniencia del equipo hecho completamente de componentes no metálicos

depende del volumen y resistencia superficial de los materiales utilizados y su

manera de uso. Los materiales no conductores y medianamente conductores

pueden ser aceptables en algunas circunstancias, por ejemplo los recipientes

plásticos de muestreo pueden ser bajados con seguridad utilizando una cuerda de

fibra natural (medianamente conductora). Se debe utiliza cuerdas de fibra natural

por que las sintéticas generan cargas estáticas significativas cuando se desliza

rápidamente a través del guante del operador. Estos aparatos no necesitan una

unión especial o aterrizamiento.

Los materiales de conductividad intermedia, como la madera o la fibra natural,

generalmente tienen suficiente conductividad para evitar la acumulación de cargas

electroestáticas debido a la absorción de agua. Al mismo tiempo, la conductividad

de estos materiales es lo suficientemente baja para asegurar que no sea posible el

desprendimiento instantánea de las cargas. Tiene que existir un camino de fuga

entre el material y la tierra, es decir que el material no esté totalmente aislado,

pero esto requiere no tener la resistencia normalmente muy baja proporcionada

por la unión o aterrizamiento de metales. En la práctica, tal camino usualmente

ocurre naturalmente en los barcos, ya sea por contacto directo con el barco o por

contacto indirecto a través del operador del equipo.





319

10.8.2.3 PETRÓLEOS ACUMULADORES DE ESTÁTICA

Es prudente asumir que la superficie de un liquido no conductor (acumulador de

estática) puede estar cargada a un alto potencial durante e inmediatamente

después del cargue. El equipo metálico de sondeo, medición y muestreo debe

estar unido atierra para evitar chispas. Sin embargo, permanece la posibilidad de

una descarga radiante entre los equipos y la superficie cargada del líquido

mientras se acercan. Ya que estas descargas pueden ser incendiarias, no se debe

sondear, medir o muestrear con equipo metálico mientras se carga producto

acumulador de estática, debido a la posibilidad de la presencia de una mezcla de

gases inflamables.

Debe haber una espera de 30 minutos (tiempo de reposo) después de completar el cargue de cada tanque para comenzar estas operaciones. Esto es para permitir que las burbujas de gas, agua o material particulado se asienten en el líquido y se disipe cualquier potencial eléctrico.

En la figura 10.5 se resumen las situaciones en las cuales estas restricciones en el

uso de equipos no metálicos se deben aplicar.

Equipos no metálicos

En la práctica se ha encontrado que las descargas entre la superficie de un

petróleo acumulador de estática y objetos no metálicos no son incendiarias. Por lo

tanto, el sondeo, medición y muestreo realizado con equipos no metálicos,

bajados con una línea de fibra natural limpia se puede realizar en cualquier

momento.





320

Tubos de sondeo

Las operaciones realizadas a través de tubos de sondeo son permisibles en

cualquier momento, porque no es posible que en la superficie del liquido dentro de

un tubo de sondeo correctamente diseñado e instalado se acumule una carga

significativa. Un tubo de sondeo se define como un tubo conductor que se

extiende a la profundidad total del tanque y que está unido y aterrizado a la

estructura del tanque adecuadamente por sus extremidades. El tubo debe

perforarse para evitar un diferencial de presión entre el interior del tubo y el tanque

y asegurar que se obtengan lecturas del nivel real.

La fuerza del campo electroestático dentro del tubo metálico de sondeo siempre

es baja debido al pequeño volumen y a la capa del resto del tanque. Por lo tanto,

en un tubo de sonda metálico se puede realizar el sondeo, medición y muestreo

en cualquier momento, siempre y cuando el equipo metálico esté unido y

aterrizado adecuadamente. En los tubos de sondeo también se puede utilizar

equipo no metálico, aunque se deben observar las precauciones sobre

introducción de objetos cargados.

10.8.2.4 PETRÓLEOS NO ACUMULADORES DE ESTATICA

Existe la posibilidad que haya una atmósfera inflamable sobre la superficie de

petróleo no acumulador de estática en un tanque no inertizado, por lo que se

deben tomar las precauciones enunciadas.

10.8.2.5 MEDICIÓN Y SONDEO EN PRESENCIA DE NIEBLAS DE AGUA Cuando se realizan operaciones de lavado de tanques, es esencial que en el

tanque no haya conductores metálicos sin aterrizar, y que no se introduzcan





321

mientras la niebla cargada persista, I.e.. durante el lavado y hasta 5 horas

después de completar la operación. El equipo metálico conectado y aterrizado

puede utilizarse en cualquier momento ya que cualquier descarga hacia la niebla

de agua será en forma de una corona no incendiaria. El equipo puede ser parcial o

totalmente de componentes no metálicos. Los conductores intermedios y no

conductores se pueden aceptar, aunque se debe evitar el uso de cuerdas de

polipropileno.

Sin embargo, es absolutamente esencial que todos los componentes metálicos

estén seguramente aterrizados. Si hay alguna duda sobre el aterrizamiento, no se

debe permitir la operación.

Las operaciones de medición y sondeo realizadas a través de un tubo de sondeo

de profundidad total son seguras en cualquier momento en presencia de niebla de

agua de lavado.

10.8.3 MEDICIÓN Y MUESTREO DE TANQUES INERTADOS

Los barcos que tienen sistemas de gas inerte, tendrán sistemas cerrados de

medición para el control durante las operaciones de carga. Además, muchos

buques están equipados aperturas bloqueadoras de vapor para permitir las

mediciones y el muestreo cerrado realizados con propósitos de custodia.

Los tanqueros equipados con aperturas bloqueadoras de vapor en cada tanque de

carga pueden medir y muestrear la carga sin reducir la presión del gas inerte. En

muchos casos, las aperturas bloqueadoras de vapor se utilizan con equipos de

medición especialmente adaptados, incluyendo, cintas sónicas, cintas de

muestreo y de temperatura. Cuando se usan estos equipos, la válvula de la

apertura bloqueadora de vapor no se debe abrir hasta que el instrumento este





322

debidamente fijado al tubo. Se debe tener cuidado para asegurar que no se

presente un resoplo de vapor.

Las cintas sónicas, las de temperaturas, etc. se deben usar de acuerdo con las

instrucciones del fabricante y buenas prácticas de seguridad. Los requerimientos

aplicables a los equipos eléctricos portátiles se deben aplicar con estos equipos de

medición.

En los barcos que no están equipados con aperturas bloqueadoras de vapor, se

deben tomar precauciones especiales para realizar las mediciones y el muestreo

abierto en tanques inertizados. Cuando sea necesario reducir la presión en

cualquier tanque con propósitos de medición y muestreo, se deben tomar las

siguientes precauciones:





323

Figura 10.5 – Precauciones requeridas al usar equipos portátiles de medición y muestreo





324

• Se debe mantener una presión positiva mínima de gas inerte durante la

medición y muestreo. El bajo contenido de oxigeno en el gas inerte puede

causar rápidamente asfixia, por lo tanto, se debe poner cuidado en no

ubicarse en el trayecto del gas expelido durante las mediciones y el

muestreo. Si se reduce la presión del gas inerte para realizar la medición y

el muestreo, no se debe permitir ninguna operación de carga o lastre en los

tanques de carga.

• Solo se debe abrir un punto de acceso a la vez y por un periodo de tiempo

tan corto como sea posible. En los intervalos entre las diferentes etapas de

medición de la carga (ej. entre la medición y la toma de temperatura), la

apertura debe cerrarse firmemente.

• Después de completar la operación y antes de comenzar el descargue,

todas las aperturas deben ser aseguradas y los tanques de carga re

presurizados con gas inerte.

• Las operaciones de medición y muestreo que requieren que la presión del

gas inerte sea reducida así como abrir los puntos de acceso a los tanques,

no se deben realizar al tiempo con operaciones de atraque o desatraque, o

mientras se tenga remolcadores al costado. Se debe observar que si los

puntos de acceso se abren cuando el barco esta fondeado en una rada

desprotegida, cualquier movimiento del buque puede ocasionar el respiro

de los tanques. Para minimizar este riesgo en estas circunstancias, se debe

tomar cuidado para mantener la suficiente presión positiva dentro del

tanque medido o muestreado.

Si es necesario sondear los tanques al aproximarse la terminación del descargue,

la presión del gas inerte puede reducirse nuevamente a un nivel mínimo

operacional seguro para permitir el sondeo a través de puertos de revisión o tubos

de sonda. Se debe tener cuidado para evitar el ingreso de aire o una fuga

excesiva de gas inerte.





325

10.8.3.1 CARGAS ACUMULADORAS DE ESTÁTICA EN TANQUES DE CARGA INERTADOS

Normalmente no se requieren precauciones contra los peligros de la electricidad

estática en presencia de gas inerte ya que el gas inerte evita la existencia de

mezclas inflamables de gases. Sin embargo, es posible la existencia de

potenciales electroestáticos muy altos debido a partículas in suspensión en el gas

inerte. Si se sospecha que el tanque ya no está en condición inerte, se deben

restringir las operaciones de sondeo, medición y muestreo .

En el evento que el sistema de gas inerte se dañe, se deberá tener en cuenta las

restricciones aplicables durante el descargue:

• Si ingresa aire.

• Durante la re-inertización del tanque después del daño.

• Durante la inertización inicial de un tanque que contiene una mezcla de

gases inflamables.

Debido al muy alto potencial que tienen las partículas de gas inerte, no se debe

asumir que las descargas tipo corona que se originan en los equipos conductores

introducidos al tanque, no serán incendiarias si el tanque contiene una atmósfera

inflamable.

Por lo tanto, no se debe introducir ningún objeto dentro del tanque hasta que el

potencial electrostático inicial haya tenido oportunidad de disminuir a un nivel más

tolerable. 30 minutos de espera después de parar la inyección de gas inerte es

suficiente para este propósito. Después de los 30 minutos, se puede introducir el

equipo, observando las mismas precauciones que con la niebla de agua causada

por el lavado.





326

10.8.4 MEDICIÓN Y MUESTREO DE CARGAS CON SUSTANCIAS TÓXICAS Es necesario tomar precauciones especiales cuando los buques transportan

cargamentos que contienen sustancias toxicas en concentraciones suficientes

para ser peligrosas.

Los terminales de carga tienen la responsabilidad de advertir al Capitán si la carga

que va a ser embarcada contiene concentraciones peligrosas de sustancias

toxicas. Similarmente, es responsabilidad del Capitán avisarle al Terminal de

recepción si la carga contiene sustancias toxicas. Esta transferencia de

información se cubre en la “lista de chequeo de seguridad Barco/Tierra” .

El barco también debe informar al Terminal y a otras personas, como inspectores,

si la carga previa contenía sustancias toxicas.

Si es posible, los barcos que llevan cargas que contienen sustancias toxicas

deben adoptar procedimientos de medición y muestreo cerrado.

Cuando no se pueden realizar la medición y muestreo cerrados, se deben realizar

pruebas para valorar las concentraciones de vapor en la cercanía de cada punto

de acceso abierto, con el propósito de asegurar que las concentraciones de vapor

no excedan el Límite de Tiempo Corto de Exposición (TLV-STEL) de las

sustancias tóxicas que pueden estar presentes. Si el monitoreo indica que el límite

se puede exceder, se debe utilizar protección respiratoria apropiada. Los puntos

de acceso deben ser abiertos sólo por el más corto tiempo posible.

Si no se pueden mantener efectivamente las operaciones cerradas, o si las

concentraciones de vapor aumentan por deficiencias en los equipos o debido a

que condiciones de calma chicha, se debe considerar la suspensión de las





327

operaciones y cerrar todos los puntos de venteo hasta que los equipos se corrijan,

o las condiciones del tiempo cambien y se mejore la dispersión de los gases.

10.8.5 MEDICIONES CERRADAS PARA CUSTODIA DE TRANSFERENCIA

La medición de los tanques para propósitos de custodia de transferencia se debe

efectuar usando el sistema de medición cerrada o a través de las aperturas

bloqueadoras de vapor. Para que el sistema de medición sea aceptable para este

propósito, los sistemas de medición deben estar descritos en la documentación de

calibración de tanques del barco. Las correcciones por profundidad, escora y

asiento deben ser revisadas y aprobadas por la Casa Clasificadora del buque.

Las temperaturas se pueden tomar utilizando termómetros electrónicos

desplegados en los tanques a través de las aperturas bloqueadoras de vapor.

Tales instrumentos deben tener los certificados apropiados de aprobación y

deben estar calibrados.

Las muestras deben obtenerse utilizando aparatos especiales de muestreo a

través de las aperturas bloqueadoras de vapor.





328

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO X

1. Marque verdadero (V) o falso (F) según corresponda:

• Para evitar sobre-presiones, las válvulas finales aguas abajo no deben ser

cerradas contra la corriente, excepto en caso de emergencia. ( )

• La responsabilidad por la seguridad de las operaciones de manejo de la

carga está compartida entre el barco y el Terminal y descansa

conjuntamente entre el Capitán y el Representante del Terminal. ( )

• En operaciones normales, el tanque de carga debe ser llenado por encima

del nivel al cual esta calibrada la alarma de sobrellenado. ( )

• El barco debe chequear las medidas de los tanques al menos cada hora y

calcular la tasa de carga. ( )

• Si el petróleo contiene un aditivo antiestático efectivo, se considera

acumulador de estática. ( )

• Para prevenir la acumulación de cargas electroestáticas dentro del sistema

recolector de vapor, toda la tubería debe estar adherida eléctricamente al

casco y debe ser eléctricamente continua. ( ) 2. Son producidas aguas arriba de una válvula que se cierra y puede convertirse

en excesiva si la válvula es cerrada demasiado rápido.

a. Sobrepresiones

b. Presiones Negativas

c. Presiones Positivas






329

3. Es la práctica de cargar un líquido de baja volatilidad en un tanque que

previamente contenía un producto de alta volatilidad.

a. Descarga

b. Cargue

c. Cambio de Carga


4. Los barcos que operan correctamente sus sistemas de gas inerte son

considerados de operaciones de descargue:

a. Abierto

b. Cerrado

c. Semi-Abierto

d. Semi-cerrado

5. Para el lavado de tanques, es el método que representa el menor riesgo:

a. Atmósfera Inerte

b. Atmósfera NO inerte

c. Atmósfera de Triangulo






330

CAPITULO XI

11. TIPOS DE BUQUES ESPECIALIZADOS

Este capítulo establece las medidas de seguridad que se deben tener en los

buques combinados además de las necesarias en los tanqueros convencionales.

En esta guía, un buque combinado es un tanquero diseñado para transportar

petróleo o cargas sólidas a granel, y es uno de los dos tipos principales, el OBO

(petróleo/granel/mineral) o el OO (petróleo/mineral).

No se tratan otros tipos de buques combinados especializados que pueden

transportar, por ejemplo petróleo al granel y contenedores o carga general.

Algunos buques LPG están certificados para el transporte de otros productos

petrolíferos, como nafta liviana, jet fuel y mogas. La Sección 14.2 provee guías

relativas a los buques LPG cuando transportan petróleo.

11.1 BUQUES COMBINADOS

11.1.1 GUÍAS GENERALES

Las cargas sólidas al granel y el petróleo no se deben transportar

simultáneamente.

Se debe poner atención al contenido de gas en los tanques laterales cuando el

buque esté descargando mineral a granel. Similarmente, se debe considerar que

los mamparos dañados pueden permitir mezclas de gases inflamables en las

bodegas de minerales.





331

Entre las bodegas puede existir un espacio vacío por el que pasan varios sistemas

de tuberías al tiempo que permite acceso a las válvulas de los tanques y a los

tanques de doble fondo.

A lo largo de la línea de crujía puede haber un ducto simple en la quilla. En

algunos buques, hay dos ductos, uno a cada lado de la línea de crujía. Algunos

ductos y túneles de tuberías tienen acondicionados carritos sobre rieles para

facilitar el acceso del personal y el equipo. Estos espacios deben estar provistos

de iluminación fija, sistemas fijos de lavado y sistemas fijos de monitoreo de

gases.

Debido a su restricción natural de ventilación, estos espacios pueden ser

deficientes en oxigeno. Además, son adyacentes a las bodegas de carga y

tanques de lastre, por lo que están sujetos a eventuales filtraciones de vapores de

hidrocarburos y gas inerte. Estos espacios se deben monitorear regularmente en

busca de concentraciones de gas. El rescate de una persona inconciente o herida

en un espacio confinado como estos, puede ser extremadamente difícil.

11.1.2 TIPOS DE BUQUES COMBINADOS

11.1.2.1 PETRÓLEO/GRANEL/MINERAL (OBO)

Los buques OBO son capaces de cargar su peso muerto completo cuando

navegan como transporte de mineral con cargas de mineral pesado. Estos buques

también están diseñados para transportar otras cargas secas a granel, como

granos y carbón.

En los buques viejos, usualmente las bodegas están distribuidas en toda la manga

del buque, con tanques de compensación superiores e inferiores y tanques de





332

doble fondo. En algunos casos, las bodegas tienen tanques laterales. El petróleo o

la carga seca a granel se transportan en las bodegas. Además, el petróleo

también puede ser llevado en los tanques superiores y en los laterales.

Normalmente hay tanques laterales para remanentes de la carga de petróleo,

situados a popa de las bodegas. El lastre se puede cargar en los tanques de

compensación superiores e inferiores y algunos tanques de doble fondo

designados para lastre segregado. En buques más modernos, el área de carga

está rodeada por tanques laterales y de doble fondo usados exclusivamente para

lastre como espacios vacíos.

Los buques están provistos de tapas de bodegas de tipo deslizante hacia el

costado con un sistema especial de sellado.

Las tuberías de carga y lastre están instaladas típicamente en un ducto de quilla o

en túneles de tuberías.

11.1.2.2 PETRÓLEO/MINERAL (O/O)

Estos buques fueron diseñados para transportar su peso muerto completo

sirviendo como tanquero y como granelero. Usualmente no están diseñados para

transportar cargas livianas a granel. Con los nuevos requisitos de doble casco

para el transporte de petróleo ya no se están construyendo este tipo de barcos

pero aún quedan algunos en servicio.

Las cargas de mineral pesado sólo se transportan en las bodegas centrales.

Cuando se transporta petróleo, se usan tanto las bodegas centrales como las

laterales.





333

Las bodegas están construidas para abarcar aproximadamente la mitad de la

manga del buque. Los tanques laterales incorporan las secciones estructurales

principales, permitiendo mamparos lisos en las bodegas centrales. Las bodegas

siempre tienen espacios de doble fondo debajo de ellas. Las tapas de bodegas

generalmente son de una pieza, de tipo deslizante lateral y con un sistema de

sellado similar al de los buques OBO.

La tubería de carga está instalada usualmente en los tanques laterales, mientras

que la tubería de lastre está normalmente instalada en los tanques del doble

fondo. Cuando la tubería de carga pasa a través de tanques de lastre, se debe

tener en cuenta la posibilidad de un derrame causado por fallas en la tubería.

11.1.3 BODEGAS SEMIVACIAS EN BUQUES COMBINADOS

11.1.3.1 Generalidades

Debido al gran tamaño y manga de las bodegas, la superficie libre tan extensa en

las bodegas medio llenas (bodegas que no se llenan hasta las brazolas) permite

gran movimiento del líquido, lo que puede ocasionar pérdida de estabilidad y que

el líquido golpee.

11.1.3.2 Pérdida de Estabilidad

Se debe tener especial cuidado al cargar o descargar carga líquida en buques

combinados, y al manejar lastre en este tipo de buques, para garantizar que el

efecto total de superficie libre de la carga y el lastre sea mantenido dentro de

límites seguros, de lo contrario podría presentarse una escora súbita y

probablemente violenta.





334

En cumplimiento de las regulaciones gubernamentales, todos los buques

combinados portan información sobre su estabilidad e instrucciones para el cargue

y el descargue. Estas instrucciones deben ser cuidadosamente estudiadas y

cumplidas. Generalmente, estas instrucciones especifican la cantidad de tanques

y bodegas que pueden estar medio llenas en un momento dado. Algunas veces,

puede ser necesario ajustar la cantidad de producto a cargar con el propósito de

evitar bodegas medio llenas. Cuando los tanques de lastre del doble fondo se

extienden a través de toda la manga del buque, el efecto de superficie libre que

generan al estar medio llenos es tan grande como los de las bodegas por lo que

se de tener muy en cuenta.

Algunos buques combinados tienen un sistema de interconexión de válvulas que

limita el número de tanques que pueden ser llenados o vaciados al mismo tiempo.

Tales sistemas pueden fallar o ser pasados por alto, por lo que se exige que se

coloque un aviso destacado en el cuarto de control de cargue recalcando sobre el

peligro del efecto de superficie libre e informando el número máximo de bodegas

que pueden estar semi-llenas en un momento dado.

Antes de arribar a puerto, se debe preparar un plan de la secuencia de cargue o

descargue, teniendo en cuenta el efecto de superficie libre y la distribución de toda

la carga, el combustible y el lastre en los diferentes momentos de la operación.

Los operadores portuarios deben comprender que los buques combinados pueden

estar sujetos a limitaciones en su rata de cargue y procedimientos específicos de

descargue. Esto se deriva del peligro que representan las tapas de bodegas que

no sellan bien cuando se someten a presiones excesivas, así como del efecto de

superficie libre.





335

Si se hace evidente una pérdida de estabilidad durante el cargue o el descargue,

se deben suspender todas las operaciones de cargue, de lastre y de combustible,

siendo prudente desconectar los brazos o mangueras de carga. Se debe preparar

un plan para restablecer la estabilidad positiva. Si el buque se encuentra en un

Terminal, este plan debe ser acordado con el representante del Terminal.

La acción específica necesaria para restablecer la estabilidad se determinará de

acuerdo al libro de estabilidad del buque para la condición en particular.

En términos generales, se aplican los siguientes principios:

Se debe bajar el centro de gravedad de la manera más efectiva

Si hay doble tanques semillenos, se deberán llenar completamente

iniciando por los que están en el lado mas bajo

No se debe intentar corregir un escoramiento llenando compartimentos del

lado mas alta, ya que esto podría originar un violento cambio de escora

hacia el lado opuesto

Si el llenado de los tanques de doble fondo no es suficiente para recobrar la

estabilidad, se debe considerar llenar tanques de doble fondo vacíos.

Inicialmente se producirá una mayor pérdida de estabilidad por el efecto de

superficie libre adicional que se genera. Sin embargo, esto se corregirá

prontamente por la mayor cantidad de peso agregado por debajo del centro

de gravedad del buque.

Se debe considerar el sostén proporcionado por las amarras. Intentar

controlar una escora ajustando la tensión de los cabos puede ser peligroso

y no se recomienda.

Al completar el cargue, el numero de bodegas semillenas debe ser el mínimo y, en

todo caso, no más que las permitidas en el libro de estabilidad del buque.





336

11.1.4 GOLPETEO

Es el movimiento del líquido dentro de una bodega cuando el buque cabecea o

balancea.

Puede producir:

Daños estructurales causados por los golpes del líquido contra los costados

del buque o los mamparos.

Una mezcla de gas cargada electrostáticamente en las bodegas semillenas

con mezclas de agua y petróleo, como lastres sucios o remanentes de

lavado de tanques. Se genera aún con pequeños balanceos.

Para eliminar estos problemas, siempre que sea posible se debe evitar el cargue

incompleto de las bodegas. Esto puede ser difícil cuando se transporta petróleo,

pero no tanto cuando se va en lastre.

11.1.5 Esfuerzos Longitudinales

Se debe tener en cuenta la distribución de los pesos a lo largo del buque,

considerando la resistencia longitudinal.

11.1.6 Venteo de Bodegas de Carga

Las líneas de venteo de las bodegas de carga pueden terminar en venteos

individuales o coincidir en una línea principal de venteo que expela los vapores de

hidrocarburo a través de un mástil a una altura segura sobre la cubierta, o hacia

un sistema de gas inerte.





337

Debido al gran movimiento del líquido en las bodegas en mar fuerte, la posibilidad

que el líquido penetre en las líneas de venteo es mayor que en lo tanqueros

convencionales. Se pueden incorporar varios sistemas de bloqueo como válvulas

especiales o tubos en forma de “U”, pero la posibilidad de un bloqueo en el

sistema siempre se debe considerar después de un viaje en mar fuerte. También

se puede presentar un bloqueo si el buque ha estado en climas muy calientes que

hayan hecho expandir la carga por encima del nivel de salida del venteo.

Normalmente las líneas de respiro tienen drenajes, las cuales se deben chequear

antes de cada operación de cargue, para garantizar que la bodega pueda

“respirar”. Estos drenajes se pueden obstruir, especialmente durante el transporte

de cargas de alto punto de escurrimiento, y las líneas de venteo deben soplarse

con gas inerte para asegurar su limpieza.

Durante el transporte de cargas secas a granel, las bodegas deben estar selladas

respecto a los sistemas de bombeo del petróleo y el sistema de venteo de gases.

Los tanques laterales deben mantenerse libres de gases o en condición inerte.

11.1.7 Gas Inerte

Los principios básicos de inertización son los mismos para un buque combinado y

un tanquero. Sin embargo, las diferencias en diseño y operación dan lugar a

algunas consideraciones particulares para los buques combinados.

Es particularmente importante que los buques combinados mantengan sus

bodegas inertizadas. Estas bodegas pueden extenderse a todo lo ancho de la

manga por lo que, aún con el más pequeño ángulo de balanceo, la agitación del

lastre limpio o sucio en una bodega semillena, puede generar electricidad estática.

Siempre que sea posible se debe evitar las bodegas semillenas.





338

Las bodegas de los buques combinados están adyacentes a los tanques de lastre

y los espacios vacíos. Filtraciones en las tuberías o ductos en estos espacios, o

fracturas en las platinas o soldaduras, pueden permitir que el petróleo, el gas

inerte o los gases de hidrocarburo pasen a los tanques de lastre o a los espacios

vacíos. Por esto, se pueden formar bolsas de gas que, por la compleja estructura

de estos espacios, pueden ser difíciles de dispersar. El personal debe estar alerta

sobre este peligro.

Si se retienen residuos a bordo debido a falta de instalaciones receptoras en tierra,

el tanque de residuos debe mantenerse inertizado y a una presión mínima de 100

mm WF a toda hora. Se deben chequear los tanque a intervalos no mayores a dos

días para garantizar que el nivel de oxigeno no exceda 8% por volumen. Los

tanques deben reinertizarce si el nivel de oxigeno es superior a 8%.

Cuando el buque está transportando productos secos, los tanques de residuos

deben separarse de otros tanques con bridas ciegos colocados durante todo el

tiempo que se cargue otros productos diferentes a petróleo. (Ver “Guías sobre

Sistemas de Gas Inerte” de la IMO)

11.1.8 Tapas de Bodegas

Las tapas de las bodegas de los buques combinados son mucho más grandes que

las de los tanqueros, pero igualmente deben ser estancas al gas y a los líquidos

cuando transportan cargas de petróleo.

Se debe dar atención regularmente a los elementos de cierre, por ejemplo

ajustando su tensión por parejo y lubricando las roscas de los tornillos.





339

Al cerrar las bodegas, los elementos de cierre se deben ajustar de manera pareja

y progresiva en la secuencia correcta de acuerdo a las instrucciones del

fabricante.

Una prueba que se puede realizar al sistema de sellado es presurizar con gas

inerte las bodegas y aplicar agua jabonosa en las juntas. Cualquier escape se

detectará fácilmente y se deberá rectificar ajustando los cierres en el área

afectada.

Las juntas de las tapas se deben revisar por escapes cuando el compartimiento

lleva carga líquida. Cualquier escape de gas o líquido que no se pueda remediar

ajustando los cierres se debe marcar y tomar nota, para examinar el material de

sellado a la primera oportunidad. Puede ser necesario colocar sellamiento

adicional por medio de cintas o gomas.

La estanquidad de las bodegas determinará la frecuencia con que deban

reinertizarce.

La mayoría de los buques combinados utilizan caucho sintético como sello de las

tapas, el que debe ser examinado cuando se presente la oportunidad. También es

aconsejable cargar una cantidad razonable de material sellante del tamaño

correcto para que se puedan efectuar reparaciones en la mar.

Las tapas de bodegas de los buques combinados generalmente rozan, es decir,

se mueven levemente contra la brazola cuando el buque navega, por lo que es

posible que la tapa se roce con la brazola o con remanentes de cargas secas

anteriores. Las investigaciones han demostrado que esto no es una fuente de

ignición. Sin embargo, para evitar innecesario desgaste de los empaques y

suavizar la apertura y cierre de las tapas, es importante mantener los carriles de





340

deslizamiento limpios. Para la limpieza se puede utilizar una manguera de aire

comprimido con boquilla apropiada y utilizando el equipo de protección personal

apropiado.

Debido a la altura de las brazolas, que quedan parcialmente llenas al completar el

cargue de productos líquidos, todas las aberturas de las bodegas deben soportar

una presión positiva. Por lo tanto, es esencial que todos los sellos y empaques de

las tapas de acceso, tapas de lavado, etc. provean estanquidad contra el gas y el

petróleo. Los asientos se deben limpiar para garantizar un sello apropiado y los

tornillos de cierre se deben apretar antes de embarcar una carga líquida a granel.

11.1.9 Lavado de Tanques

Las bodegas no se deben utilizar como tanques de residuos debido al riesgo de

“golpeteo”. Las bodegas que contienen lastre sucio no se deben vaciar cuando el

buque esté balanceando o cabeceando. Las tapas no se deben abrir hasta que la

bodega esté libre de gases. Todos los elementos de cierre se deben mantener

firmes para prevenir el movimiento de las tapas.

Cuando se transporta otras cargas diferentes a petróleo, es esencial que a todas

las bodegas y tanques de carga, excepto los tanques de remanentes, se les saque

completamente el petróleo y cualquier residuo, y se laven y ventilen hasta que

estén completamente libres de gases. Entonces se deben inspeccionar

internamente para confirmar su condición. El cuarto de bombas, las bombas de

carga, la tubería, el ducto de quilla y otros espacios vacíos también se deben

verificar para garantizar que están libres de petróleo y gases de hidrocarburo.

La mayoría de los puertos graneleros exigen un certificado de “libre de gases” a

los buques combinados que arriban para cargar o descargar cargas secas a





341

granel. Estos certificados normalmente se refieren a las bodegas y otros espacios,

pero no a las bombas o tuberías.

11.1.10 Transporte de Remanentes cuando se Opera con Graneles Secos

Antes de utilizar un buque combinado como transporte de graneles secos, se debe

garantizar que los remanentes de petróleo contenidos en los tanques de residuos

sean descargados a tierra. Después de descargarlos, los tanques vacíos se deben

lavar y dejar libres de gases o inertizarlos.

Si, por alguna razón, los remanentes no se pueden desembarcar y se deben

conservar a bordo, se deben tomar las siguientes precauciones:

Todos los remanentes se deben almacenar en los tanques especialmente

dispuestos para esto.

Se deben colocar bridas ciegas u otros medios aprobados en las tuberías,

incluyendo los sistemas de venteo que comuniquen con el tanque de

remanentes, para garantizar que el contenido y la atmósfera de dicho

tanque se conserva segregada de otros compartimientos.

El tanque de remanentes se deberá purgar con gas inerte y mantenerse

con presión positiva todo el tiempo.

Nunca se debe utilizar dióxido de carbono líquido para inertizar el espacio

vacío del tanque de remanentes por el riesgo de generar electricidad

estática.





342

A menos que el tanque esté completamente inertizado, los remanentes se

deben manejar evitando la caída libre de estos al tanque, ya que esto

puede generar electricidad estática.

Los remanentes no se deben conservar a bordo por más de un viaje a no ser que

el buque sea usado nuevamente como tanquero. No obstante, si es imposible

desembarcar los remanentes por falta de instalaciones de recepción en tierra, los

remanentes se deberán tratar como se indicó y se deberá informar a la Compañía

y a la Administración.

11.1.11 Filtraciones a los Tanques de Lastre en Buques Combinados

La filtración de petróleo desde las bodegas de carga hacia los tanques de lastre es

un problema serio.

En los buques combinados, se conocen los siguientes puntos estructurales

débiles:

En los buques con mamparos verticales transversales corrugados, se

pueden presentar fisuras en los cordones de soldadura entre el mamparo y

los tanques de altura.

En los buques de doble casco, las fisuras se pueden encontrar en los

cordones de soldadura de los mamparos longitudinales entre los tanques

de lastre y los tanques de carga contiguos a la cubierta inclinada de los

tanques de carga.

Se debe dar la atención apropiada para garantizar la integridad de estos

elementos.





343

11.1.12 Pruebas de Tanques de Carga y Espacios Cerrados en Viajes con Carga Seca a Granel

Antes de cargar una carga seca a granel, todos los espacios que hayan contenido

petróleo anteriormente deben ser limpiados, liberados de gases e inspeccionados

internamente. Una vez que la limpieza de los tanques se ha completado, se deben

realizar chequeos diarios en todas las bodegas vacías, en los tanques de carga

vacíos y en los tanques de lastre vacíos y en los doble fondos, para detectar

gases de hidrocarburos. Así mismo se deben chequear los cuartos de bombas,

ductos de tuberías, cajas de flotación, tanques de residuos, y otros espacios

similares. Si no se detecta gas después de 14 días, la frecuencia de las lecturas

se puede reducir a cada dos días, excepto que el buque navegue en áreas de

mayor temperatura de mar o en el aire, en cuyo caso se deberá continuar con las

lecturas diarias.

Si el siguiente viaje también es de carga seca a granel, las lecturas se podrán

tomar cada tres días.

Si se detecta gas de hidrocarburo durante el viaje, el espacio se debe ventilar con

aire. Si el gas no puede ser controlado por ventilación, el espacio se debe inertar y

permanecer así hasta que pueda ser limpiado nuevamente.

11.1.13 Lista de Verificación para Cambio de Carga

Las siguientes listas de chequeo son generales por lo que cada buque deberá

usarlas como guía para desarrollar sus propias listas de chequeo.

De petróleo a Carga Seca a Granel





344

Lave las bodegas y los tanques de carga, incluyendo las escotillas de

acceso.

Enjuague todas las succiones hacia las bodegas y tanques de cargue y

drene hasta quedar secas.

Libere los gases todas las bodegas y tanques de carga.

Limpie, sople, desconecte y guarde los calentadores portátiles. Tape los

enchufes con tapas de seguridad.

Asegure que los calentadores fijos estén libres de petróleo antes de colocar

bridas ciegos.

Complete el lavado manual con mangueras de las bodegas y los sumideros

según los requerimientos de la próxima carga.

Drene las bodegas y los pozos de succión.

Coloque bridas ciegos a las tuberías de succión y a las líneas de

reachique.

Asegure que los tubos de sondas de las sentinas estén abiertas y libres de

obstrucciones.

Coloque cheques de seguridad a la succión principal y de reachique, así

como a las tuberías de conexión de los calentadores.

Lave el sistema de tubería de cargue completamente, incluyendo las

bombas, líneas de cubierta y de fondo y el cuarto de bombas.

Si está instalado, asegúrese de proteger el sistema de medición de acuerdo

a las instrucciones del fabricante.

Drene, ventile y asegúrese que estén libres de gases todas las líneas y

mástiles de venteo.

Coloque bridas ciegos a las líneas de venteo que van a las bodegas.

Ajuste el sistema de venteo según las necesidades de la próxima carga.

Verifique los elementos de cierre y sello de las tapas de bodega.





345

Verifique que los tanques de lastre, espacios vacíos, cajas de flotación y

cuartos de bombas no contengan gases inflamables. Ventile si es necesario

y verifique nuevamente.

Si tiene remanentes a bordo, asegúrese que las tuberías estén segregadas,

los tanques de retención estén inertes y las medidas de ventilación

adoptadas, según sea necesario.

De Carga Seca a Granel a Petróleo

Barra las bodegas y retire los remanentes

Lave los mamparos con chorros de agua a presión, achique el agua y

recoja los residuos sólidos.

Remueva los residuos sólidos de los sumideros y verifique que la succión

del achique esté libre.

Quite las compuertas de succión y estíbelas adecuadamente.

Ajuste los tubos de sonda en los sumideros si es necesario.

Quite las bridas ciegos de las líneas principales de succión y las descargas

de reachique a los tanques de popa.

Baje y asegure los calentadores en sus sitios y conéctelos. Verifique que

estén bien ajustados.

Quite la protección del sistema de medición y verifique que quede

completamente operacional.

Lave toda la tubería de achique para remover residuos sólidos. Siempre

que sea posible, pruebe las válvulas para asegurarse que los asientos no

estén dañados por los residuos sólidos.

Abra, limpie y revise todos los filtros del sistema de cargue.

Revise y limpie los elementos de cierre y las guías de las tapas de

bodegas.

Quite los cierres de las líneas de venteo.





346

Ajuste el sistema de venteo para la próxima carga.

Verifique que todas las válvulas y los cheques de no retorno estén

operacionales.

Inertice las bodegas antes del cargue. Durante el inertizado, verifique la

estanquidad de las tapas de bodegas, las tapas de lavado de tanques, las

escotillas de acceso y todas las aperturas hacia los espacios de la carga.

11.2 Buques LPG

11.2.1 Generalidades

Algunos buques LPG están certificados para transportar productos de petróleo,

por ejemplo nafta liviana, combustible de jet y mogas.

El Certificado de Aptitud del Buque identificará las cargas que pueden ser

transportadas. La Casa Clasificadora del buque también expedirá criterios de

cargue relacionados con el máximo tonelaje en cada tanque, densidades máximas

de los productos, y cuando aplica, límites de golpeteo.

Algunos productos de petróleo también son clasificados como Sustancias Nocivas

Líquidas (NLS). En estos casos, se aplican reglas especiales de acuerdo al

MARPOL Anexo II, incluyendo el requisito de mantener un “Libro de Registro de

Cargue de NLS al Granel”. Estos buques también estarán provistos de un “Manual

de Procedimientos”.

11.2.2 Limitaciones de los Productos

El Capitán debe ser provisto de las especificaciones correctas sobre la carga y

detalles completos sobre el manejo y transporte de la misma, según el MSDS. Las





347

especificaciones deben indicar la calidad de la carga, y si es relevante, su

capacidad para dejar residuos y afectar las partes metálicas de los tanques.

Las especificaciones deben detallar el color, la gravedad específica, contenido de

olefinas, residuos, plomo, Éter Metil Terciari Butil (MTBE), prueba de corrosión de

tubería de cobre y del punto de ebullición final.

Los derivados de la nafta pueden tener serios efectos corrosivos en las

mangueras flexibles sintéticas utilizadas en las operaciones de liberación de

gases. Por esto, se deben utilizar uniones metálicas adecuadas en las áreas

donde se pueda presentar dicha corrosión.

Los vapores de los productos de petróleo, mezclados con impurezas del gas

inerte, pueden corroer las partes sintéticas internas de las válvulas de seguridad,

haciendo que se abran debido a sellos partidos o atascados. A menos que se

tomen las medidas apropiadas, las válvulas de seguridad de los tanques de carga

se pueden disparar a muy bajas presiones una vez que el buque ha retomado el

transporte de LPG, con serias implicaciones en términos de seguridad. Por lo

tanto, se requiere una vigilancia extrema e inspecciones regulares para asegurar

que la integridad de los componentes de las válvulas de seguridad de los tanques

de carga no se ha comprometido.

Los productos como el pentano de baja densidad pueden penetrar algunas

empaquetaduras. Al cambiarse a LPG, estas pueden congelarse y

consecuentemente fallar bajo presión. Sólo se deben utilizar empaques

compatibles con el producto.





348

11.2.3 Preparación antes del Cargue

El sistema de reachique debe ser revisado cuidadosamente antes del cargue y,

cuando se utilicen bombas portátiles, se deben probar con agua fresca antes de

su instalación. Si las bombas portátiles están hechas de aluminio, deben ser

bajadas en bolsas de lona para evitar manchas de aluminio en las estructuras

metálicas.

Para proteger los diafragmas de las bombas de aire portátiles, siempre se debe

mantener una presión positiva en la parte del alave de la bomba, mientras se

lleven las operaciones del cargue. Esto se puede hacer con aire o nitrógeno.

El cuarto de compresores de la carga debe estar completamente aislado del

sistema de cargue. Algunos buques pueden necesitar el uso de compresores para

enfriar el gas inerte y, si así es, se deben tomar medidas adicionales para

garantizar la seguridad de la operación en cercanía de productos de petróleo.

El gas inerte debe estar lo suficientemente seco para evitar residuos de agua. Esto

es especialmente importante con los productos derivados del pentano, en los que

al mezclarse con agua generan líquidos nocivos.

Se debe tener medios para evitar que los vapores de hidrocarburo se devuelvan al

cuarto de máquinas o a la planta de gas inerte. Esto puede ser por medio de sellos

de cubierta o arreglos similares. Este debe ser limpiado y sus alarmas y sistemas

de apagado probados. La calibración de las válvulas de seguridad de cargue debe

garantizar que se dispare antes que la válvula de seguridad del sello de cubierta.

El buque debe arribar al puerto de cargue con todos sus tanques inertizados con

menos del 8% de oxigeno por volumen a temperatura ambiente, y sin trazas de la





349

carga anterior. Si la última carga fue amoniaco, la Compañía debe ser consultada

respecto al máximo contenido de vapor de amoniaco permitido (ppm).

11.2.4 Cargue de Pentano Plus o Nafta

Algunos terminales permiten el cargue a temperatura ambiente de pentano plus o

nafta en tanques que contienen vapores de propano o butano a temperatura y

presión atmosférica ambiente. Antes de realizar dicha operación, se debe

asegurar que no haya cuñas de gas licuado en el tanque. Cuando se introduce

pentano o nafta al fondo de un tanque, la cuña del gas licuado será absorbida casi

inmediatamente en el líquido entrante con la consecuente súbita pérdida de

presión del vapor, la cual posiblemente generará una peligrosa caída de presión

del tanque.

Después que la cuña haya sido removida, la carga desplazará los remanentes de

gas a medida que el tanque se llena. Durante el proceso parte del gas será

absorbido. Cuando el tanque esté lleno de líquido, el gas absorbido durante el

cargue y la pequeña cantidad remanente en el espacio vacío sobre la carga,

probablemente alcanzará, en ausencia de otros componentes, el equilibrio y no

tendrá efecto aparente en la presión.

Sin embargo, se debe tener en cuenta que algunos terminales no permiten esta

práctica de cargar en tanques con vapores de LPG.

11.2.5 Muestreo de la Carga

Dependiendo de los requerimientos del armador y el fletador, se deberá tomar

varias muestras de la carga y medidas del agua antes y durante las operaciones

de cargue.





350

Todo el tiempo se deberá realizar el cargue cerrado así como la toma de

muestras. Los buques deben garantizar que los bloqueos de vapor estén

completamente funcionales.

11.2.6 Procedimientos de Cargue, Transporte y Descargue

Durante el cargue, el transporte y el descargue, se deberá mantener presión

positiva en los tanques de carga. En algunos terminales pueden aplicar requisitos

especiales sobre recuperación de vapores.

Las bodegas o espacios vacíos adyacentes a tanques de carga siempre deberán

estar inertizados durante todo el tiempo de transporte.

El vapor de los productos de petróleo puede, en viajes largos, condensarse en las

líneas de venteo. Se debe realizar inspecciones regulares del drenaje de estas

líneas para asegurar que no haya líquido. Esto aplica especialmente con gasolinas

livianas.

Si el tanque se enfría demasiado, es posible que las ceras parafínicas se

cristalicen. Si un buque navega en un clima muy frío, entibiar las bodegas y

espacios vacíos puede tener algún efecto para prevenir el fenómeno descrito.

Los productos de petróleo normalmente están muy cercanos a la densidad

máxima de diseño de las bombas. El amperaje del motor de las bombas debe ser

cuidadosamente controlado durante el descargue.

Durante el descargue, el generador de gas inerte debe estar prendido para

mantener la presión positiva en los tanques de carga.





351

Es esencial que se realice un reachique eficiente para maximizar la descarga y

reducir el tiempo de limpieza de tanques.

11.2.7 Limpieza de Tanques y Procedimientos de Cambio

Cada buque tendrá procedimientos específicos de cambio. Los puntos a tener en

cuenta pueden incluir, pero no estar limitados a los siguientes:

• Se debe ejercitar el estricto cumplimiento de los procedimientos de entrada

a tanques y de protección personal. Además de verificar el contenido de

vapor de hidrocarburo y oxigeno, se debe recordar que también puede

haber otros vapores peligrosos, como el benceno, en diferentes cantidades.

• En toda entrada a tanques se debe utilizar el equipo de protección

adecuado, incluyendo equipos de respiración de aire comprimido. Se debe

monitorear continuamente la atmósfera del tanque para todo tipo de gases

hasta que las trazas de cualquier producto hayan disminuido a niveles

aceptables.

• Las líneas de vapor y venteo se deben inspeccionar cuidadosamente,

porque se sabe que el vapor de petróleos limpios se puede condensar y

algunos líquidos, como el kerosén, pueden tomar mucho tiempo para

evaporarse. Esto puede generar serios problemas más tarde,

especialmente para futuros trabajos en caliente o contaminación de cargas.

• Los productos líquidos de petróleo algunas veces pueden quedar atrapados

dentro de las cámaras de las bombas de cargue. Se debe inspeccionar las

bombas de cargue y, si es necesario, se deben drenar.

• La ventilación cuidadosa de las líneas pequeñas es vital, especialmente del

sistema de reachique, para garantizar que no haya futuras

contaminaciones.





352

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO XI

1. Estos buques son capaces de cargar su peso muerto completo cuando

navegan como transporte de mineral con cargas de mineral pesado.

a. O/O Petróleo / Mineral

b. OBO Petróleo / Granel / Mineral

c. Buque Minero Lateral


2. Estos buques fueron diseñados para transportar su peso muerto completo

sirviendo como tanquero y como granelero.

a. O/O Petróleo / Mineral

b. OBO Petróleo / Granel / Mineral

c. Buque Granelero frontal


3. Al completar el cargue, el número de bodegas semillenas debe ser:

a. Máximo

b. Medio

c. Mínimo

d. Ninguno





353

4. Es el movimiento del líquido dentro de una bodega cuando el buque cabecea o

balancea.

a. Traqueteo

b. Golpeteo

c. Balanceo

d. Ninguno

5. Antes de realizar dicha cargue de Pentano Plus o nafta, se debe asegurar que:

a. No haya cuñas de gas licuado en el tanque

b. EL contenido de amoniaco sea superior al 8%

c. La presión sea positiva






354

CAPITULO XII

12. COMUNICACIONES

Este capítulo se ocupa de las comunicaciones requeridas entre el petrolero y el

Cuarto de Control de tierra, incluyendo comunicaciones de la pre-llegada entre el

petrolero y las autoridades locales y entre el petrolero y el Terminal. Trata de los

intercambios de la comunicación entre la nave y el Terminal antes de atracar y

antes y durante la operación de manejo de de carga, del lastre o de las

operaciones de recibo de combustible por parte del buque tanque (bunkering),

incluyendo procedimientos de comunicación en caso de emergencia.

12.1 PROCEDIMIENTOS Y PRECAUCIONES

12.1.1 EQUIPOS DE COMUNICACIÓN Los sistemas portátiles de VHF/UHF y de radioteléfono deben estar programados

de acuerdo con los requisitos de seguridad apropiados.

La disposición de medios de la comunicación adecuados, incluyendo un sistema

de reserva entre la nave y el Cuarto de Control de tierra, es la responsabilidad del

Terminal.

La comunicación entre el oficial responsable del buque tanque y el representante

del Terminal (Inspector de Operaciones Marinas ó Cargo Loading Master) se debe

mantener de la manera más eficiente.





355

Cuando se utilizan teléfonos, debe poderse utilizar en forma permanente por las

personas involucradas en la operación, a bordo y en tierra, y se debe garantizar

que pueda haber contacto con su superior en asuntos operativos.

Cuando se utilizan los sistemas de radio VHF/UHF, las unidades deben ser

preferiblemente portátiles y llevadas por el oficial responsable del buque tanque y

por el representante del Terminal (Inspector de Operaciones Marinas ó Cargo

Loading Master), o por las personas que deban entrar en contacto durante el

proceso operativo.

El sistema seleccionado de la comunicación, junto con la información necesaria

sobre los números y/o los canales de teléfono que se utilizarán, se debe registrar

en forma apropiada y este registro debe ser firmado por los representantes del

buque tanque y del Cuarto de Control de tierra. 12.1.2 PROCEDIMIENTOS DE LAS COMUNICACIONES Para asegurar el control seguro de las operaciones siempre se debe establecer las

responsabilidades de ambas partes y acordar y mantener un sistema de

comunicaciones confiable.

Antes de que la carga o descarga comience, el sistema debe ser probado. Un

sistema de comunicaciones de respaldo ó secundario debe también ser

establecido y ser acordado entre el buque tanque, el Inspector de Operaciones

Marinas y el Cuarto de Control de tierra.

En el protocolo de comunicaciones que se establezca entre las partes se debe

tener en cuenta que quede claro:





356

• Identificación del buque tanque, identificación del Inspector de

Operaciones Marinas ó Cargo Loading Master y Cuarto de Control de

tierra en el momento de ser llamados por radio.

• Establecer el procedimiento cuando se requiere una pausa en el

proceso de la operación.

• Procedimiento para iniciar la carga/descarga e incrementar las ratas de

bombeo.

• Procedimiento para reducir rata de bombeo temporalmente por llenado ó

cambio de tanques.

• Procedimiento para el término del cargue de buque tanque o “topping

off” ó descargue del buque tanque.

• Procedimiento para Parada de emergencia.

Cualquier otra señal necesaria debe ser convenida y ser entendida y debe quedar

registrada en el formato del “Key meeting”.

Cuando se deben manejar diferentes productos, sus nombres y descripciones

deben ser entendidos claramente por la nave y el personal involucrado durante

operaciones de manejo de la carga.

El uso de un canal de VHF/UHF por más de una operación de interfase ship/shore

debe ser evitado. Por lo tanto debe utilizarse en lo posible, canales de

comunicación exclusivos.

Las personas del Terminal encargadas de atender el buque tanque, Inspector de

Operaciones Marinas ó Cargo Loading Master, deben asegurarse que se cuenta

con una adecuada comunicación verbal, a pesar de las diferencias de idiomas

entre la tripulación del buque tanque y el representante del Terminal. Por lo





357

anterior, es fundamental que el representante del Terminal domine el inglés

técnico marítimo. 12.1.3 CONFORMIDAD CON LAS REGULACIONES LOCALES Y DE LAS

TERMINALES Los terminales deben tener regulaciones de seguridad y para la prevención de la

contaminación, regulaciones que deben ser cumplidas por el personal del buque

tanque y del Terminal. Todos los buque tanques en el Terminal deben estar

enterados de tales regulaciones, junto con cualquier otra regulación referente a la

seguridad, que la autoridad portuaria haya emitido. La Agencia Marítima debe

informar al Capitán del buque tanque de las regulaciones del Puerto. 12.2 INTERCAMBIO DE INFORMACION SOBRE LA PRE-

LLEGADA Antes que el buque tanque llegue al Terminal, debe haber un intercambio de

información sobre aspectos tales como:

12.2.1 SEGURIDAD

Los protocolos de la seguridad necesitan ser convenidos entre la nave y el oficial

de seguridad del puerto o del Terminal. Las comunicaciones de la Pre-llegada

deben establecer quién realiza estas funciones y cómo será realizado y se debe

tener claro en que nivel de protección marítima esta el buque tanque y el Terminal,

de acuerdo con el Código de Protección de Buques e Instalaciones Portuarias,

PBIP.





358

12.2.2 AUTORIDAD COMPETENTE / PETROLERO

El petrolero debe proporcionar la información según los requisitos de las

regulaciones y recomendaciones internacionales, regionales, nacionales y la

solicitada por el Terminal.

12.2.3 PETROLERO AL TERMINAL

La información siguiente se debe enviar por lo menos 24 horas antes de la llegada

del buque tanque al Terminal, información que debe ser suministrada a través de

la Agencia Marítima:

• Nombre e número OMI de la nave.

• País de registro (bandera y puerto de registro).

• Eslora total, GRT (gross tonnage), DWT (dead weight) y calados de

arribo al puerto.

• ETA (Estimated Time Arrival) día y hora estimada de arribo a boya de

mar.

• Tipo de carga que trae o informar si viene en lastre.

• Confirmar si es un buque tanque SBT (segregated ballast tanks) ó un

CBT (clean ballast tanks).

• Confirmar año de construcción.

• Confirmar si el buque tanque es un SH (single hull) ó un DH (double

hull) ó un DS (double side).

• Cualquier defecto del casco, de la maquinaria o del equipo que podrían

afectar las operaciones seguras o retrasar el comienzo de la operación

de cargue o descargue.

• Si está adaptado con un sistema de gas inerte, confirmar que los

tanques de la nave están inertados y determinar la concentración del





359

nivel del oxigeno en porcentaje y confirmar la presión positiva. Informar

si no tiene sistema de gas inerte.

• Si el buque tanque lo requiere, debe verificar si esta autorizado llevar a

cabo operaciones de lavado de tanques con petróleo crudo (COW)

durante su permanencia en el puerto y el Terminal y la autoridad

Marítima ó Portuaria local debe autorizarlo para ello.

• Envío de los detalles de los múltiples disponibles, incluyendo el tipo,

tamaño, número, distancia entre los centros de las conexiones que se

utilizarán.

• Información anticipada sobre operaciones de carga, incluyendo,

secuencia de tanques, cantidades a cargar o descargar y cualquier

restricción de la rata de cargue/descargue.

• Información, según lo requerido, en cantidad y la naturaleza de slops y

del lastre sucio y de cualquier posible contaminación por productos

químicos, si los llegara a haber. Tal información debe incluir la

identificación de cualquier componente tóxico, tal como sulfuro del

hidrógeno y benceno, si se da el caso.

12.2.4 INFORMACION DEL TERMINAL AL BUQUE TANQUE.

El Terminal debe asegurarse de que la nave haya proporcionado la información

portuaria relevante tan pronto como sea conveniente. Por ejemplo:

• Profundidad del agua en el punto de amarre o atraque.

• Máximo calado permitido, especialmente para Terminales monoboya.

• Facilidades de amarre. Si es un muelle, número de cabos requeridos y

es monoboya, tamaño de la cadena “Chafe Chain” en milímetros

(ejemplo 76 mm ó 54 mm) y cuantos cabos hawser van a ser utilizados

para el amarre.





360

• Costado de amarre, para el caso de muelles o plataformas y para el

caso de monoboyas, en que costado será la conexión de mangueras.

• Número y tamaño de las bridas para las conexiones (mangueras o

brazos) para los muelles y número de mangueras y diámetro de sus

bridas. Es bueno mencionar también el ANSI de la brida, por ejemplo 2

mangueras de 16” diámetro ANSI 150.

• Se debe informar al buque tanque si el Terminal cuenta con un sistema

de control de emisión de vapor (VEC) (solo aplica a muelles o

plataformas).

• Requisitos del uso de gas inerte en todos los tanques de carga y slops.

• Requisitos de cargue cerrado todo el tiempo.

• Facilidades de escalas de muelle para el acceso al buque tanque, si se

cuenta con ellas o especificar que se utilizará la escala de acceso del

buque.

• Información anticipada sobre las especificaciones de la carga.

• Cualquier restricción en los procedimientos de carga/descargue del

hidrocarburo.

• Restricciones para el lavado con petróleo crudo, la limpieza de tanques

y la liberación del gases, durante permanencia al costado de la

estructura portuaria o amarrado a la monoboya.

• Información sobre las restricciones y controles ambientales.

• Información acerca de la disponibilidad o no de instalaciones para la

recepción de slops, de los residuos aceitosos del lastre y de la basura

sólida.

• Nivel de protección marítima del puerto, de acuerdo al Código PBIP.

12.3 INTERCAMBIO DE INFORMACION PREATRAQUE





361

12.3.1 TERMINAL AL PETROLERO Y/O PILOTO En la llegada al puerto, el Capitán del buque tanque establecerá comunicaciones

directas con el Terminal y/o la estación de control de tierra. La información

siguiente debe ser intercambiada:

• Detalles de cualquier deficiencia o incompatibilidad en el equipo de la

nave que pueda afectar la seguridad de la operación de amarre.

• Requerimientos particulares del buque tanque para asegurar una

operación eficiente y segura.

12.3.2 PETROLERO AL TERMINAL Y/O PILOTO Antes de atracar, el Terminal debe proporcionar al Capitán del buque tanque, a

través del Piloto Práctico, los detalles del plan de amarre a la instalación

portuaria. El procedimiento para amarrar la nave debe ser especificado y esto se

debe revisar por el Capitán del buque con el Piloto Practico.

La información debe incluir:

• Características de maniobra del buque tanque.

• El número de líneas de amarre que se utilizarán.

• Posibles restricciones del buque tanque.

• Calados de arribo del buque tanque y asiento.

Para cualquier tipo de muelle o plataforma.

• Número mínimo de líneas de amarre que se van a utilizar.

• Número y localización de las conexiones de los múltiples.

• Detalles de cualquier ayuda para el atraque, tales como radar.





362

Para los Terminales Convencionales tipo Multi-Boya

• Número mínimo de grilletes requeridos en cada ancla que se puede utilizar

durante el proceso de fondeo para el amarre al Terminal multiboya.

• Número y posición de las líneas de amarre a las boyas de amarre del

buque tanque.

Para los Terminales tipo monoboyas (SPMs):

• (SWL) “safety work load” de la grúa ó pluma de cubierta, para el izaje de las

mangueras flotantes hacia el múltiple del buque tanque.

• Número y diámetro de la brida de las mangueras que se conectarán al

múltiple del buque tanque.

• Tamaño del bow stopper del buque tanque para asegurar la cadena chafe

chain en mm (76 ó 54) del sistema de amarre.

12.4 INTERCAMBIO DE INFORMACION PARA LA PRETRANSFERENCIA

La terminación segura y eficiente del embarque, del lastre y de las operaciones

depende de la cooperación eficaz y la coordinación entre todas las personas

implicadas. Esta sección cubre la información que debe ser intercambiada antes

de que esas operaciones comiencen.

12.4.1 DEL PETROLERO AL TERMINAL Antes que las operaciones de la transferencia comiencen, el oficial responsable

del buque tanque debe informar al Terminal la disposición general de los tanques

que se van a cargar o a descargar, las condiciones del lastre y debe tener

disponible la siguiente información:





363

12.4.1.1 INFORMACION EN LA PREPARACION PARA LA TRANSFERENCIA DE LA CARGA:

• Los detalles de la carga anterior, método de limpieza de los tanques (si

aplica) y estado general de los tanques y de las líneas de carga.

• Ratas de carga máximas aceptables y ratas del topping-off.

• Presión máxima aceptable en el múltiple del buque tanque.

• Cantidad de carga aceptable y API.

• Temperatura máxima aceptable de la carga (cuando sea aplicable).

• Presión máxima aceptable (cuando sea aplicable).

• Método propuesto de ventilación.

• Cantidades y especificaciones de los bunker requeridas (cuando

aplique).

• Distribución, composición y cantidades de lastre, si es relevante, con el

tiempo requerido para su descargue.

• Cantidad, calidad y distribución de slops.

• Calidad del gas inerte (si es aplicable) en porcentaje de la concentración

de oxigeno.

• Sistema de comunicación para el control de la operación, incluyendo la

señal para la parada de emergencia y protocolo de comunicaciones. 12.5 PLAN DE CARGUE/DESCARGUE CONVENIDO

Con base en la información intercambiada entre el buque tanque y el Terminal,

debe quedar formalizado un acuerdo operacional escrito entre el oficial

responsable del buque y el representante del Terminal, que cubra los siguientes

aspectos:

• Nombre de la nave, nombre del muelle o instalación, la fecha y la hora.





364

• Nombres de los representantes de la nave y del Terminal.

• Distribución de la carga en llegada y salida.

• La siguiente información sobre cada producto que se va a manejar

(cargar/descargar):

Cantidad de hidrocarburo a cargar / descargar.

Tanque(s) de la nave o en tierra que estarán involucrados.

Líneas que van a ser utilizados tanto en el buque como en tierra.

Rata de transferencia de la carga.

Presión durante la transferencia.

Presión máxima permitida.

Límites de la temperatura.

Sistema de Ventilación.

Procedimientos de muestreo.

• Restricciones necesarias debido a:

Características electrostáticas.

Uso de las válvulas de la parada automática.

Este acuerdo debe incluir un plan que indica:

• La secuencia en la cual los tanques de la nave deben ser cargados,

considerando:

Operaciones de lastre/deslastre.

Cambios de tanques en la nave y en las facilidades de tierra.

Evitar la contaminación de la carga.

Desplazamiento de línea cuando aplique.





365

Otros movimientos u operaciones que pueden afectar los caudales

establecidos.

• Las ratas iniciales de carga y ratas máximas, las ratas para el topping-off y

los tiempos de parada normales, con respecto a:

La naturaleza de la carga que se embarcará.

La distribución y la capacidad de las líneas de carga de la nave y del

sistema de ventilación del gas.

La presión y el caudal máximos permitidos en las mangueras o los

brazos del muelle.

Precauciones para evitar la acumulación de la electricidad estática.

Cualquier otro movimiento u operación de control que pueda afectar el

flujo.

• El método de control de los tanques de carga para evitar o para reducir

emisiones de gas en el nivel de la cubierta, considerando:

La presión verdadera del vapor de carga a ser cargada/descargada.

Las ratas de carga/descarga.

Condiciones atmosféricas.

• Cualquier operación de bunkering o de almacenamiento.

• Procedimiento de paradas de emergencia.

Un diagrama de barra puede ser un medio provechoso de representar este plan.

Una vez que se haya convenido el plan de carga, debe ser firmado por el oficial

responsable y el representante del Terminal.





366

12.6 ACUERDO PARA REALIZAR OPERACIONES 12.6.1 REPARACIONES EN EL PETROLERO Cuando cualquier reparación o mantenimiento debe ser hecha a bordo de un

petrolero amarrado en un muelle ó en una monoboya, el Capitán del buque tanque

debe informar al representante del Terminal. El acuerdo se debe realizar con las

medidas de seguridad que se tomarán, de acuerdo con la naturaleza del trabajo, si

el Terminal permite que se realice este trabajo con el buque tanque amarrado a su

instalación.

12.6.1.1 INMOVILIZACION DEL PETROLERO Mientras que un petrolero este atracado en un Terminal ó amarrado a una

monoboya, sus motores principales, maquinaria auxiliar, equipos de timón y otros

equipos esenciales para maniobrar el buque, se deben mantener en condición de

stand by, disponibles para ser utilizados en cualquier momento, en caso de

emergencia.

Las reparaciones y trabajos que puedan inmovilizar el petrolero no se deben

realizar cuando se esta amarado a una monoboya o a un muelle. Antes de realizar

cualquier reparación que pueda inmovilizar el buque tanque, también puede ser

necesario obtener el permiso de la autoridad portuaria local.

12.6.1.2 TRABAJO CALIENTE SOBRE EL PETROLERO Por ningún motivo se debe realizar trabajo en caliente a bordo del buque tanque

cuando se esta amarrado a un muelle o a una monoboya.





367

En caso de extrema necesidad justificada, el trabajo caliente a bordo del petrolero

se debe prohibir hasta que se hayan resuelto todas las regulaciones aplicables y

los requisitos de seguridad y se haya expedido un permiso de trabajo . Esto debe

estar autorizado y el procedimiento revisado por el Capitán del buque tanque, el

representante del Terminal, Inspector de Operaciones Marinas ó Cargo Loading

Master y la autoridad marítima o portuaria del lugar.

Ningún trabajo caliente debe ser realizado en un buque tanque que este amarrado

a la instalación portuaria hasta que el representante del Terminal así lo apruebe y

lo consulte con la autoridad portuaria y se haya obtenido la aprobación pertinente.

Un permiso de trabajo en caliente se debe expedir solamente después de obtener

un certificado que el área esta libre de gases.

12.6.2 REPARACIONES EN EL TERMINAL

Ninguna construcción, reparación, mantenimiento, desmonte o modificación de

instalaciones debe ser realizada en un muelle o monoboya sin el permiso del

representante del Terminal y no se debe hacer cuando hay un buque tanque

amarrado a la instalación.

En caso de urgencia, el Capitán del buque tanque debe ser informado del trabajo

que se va a realizar.

12.6.3 USO DE HERRAMIENTAS MIENTRAS UN PETROLERO ESTE AL LADO

DE UN TERMINAL Ningún martilleo ó golpe a algún componente metálico deben ocurrir, ni se debe

utilizar ninguna herramienta eléctrica, fuera de la sala de máquinas del buque

tanque o en los espacios de acomodación en un petrolero, o en la instalación





368

portuaria de un Terminal, cuando hay una buque tanque amarrado, sin el acuerdo

entre el representante del Terminal y el oficial responsable, y a menos que se

haya expedido un permiso de trabajo.

En todos los casos, el representante del Terminal y el oficial responsable del

buque tanque deben estar seguros que el área sigue siendo libre de gas mientras

que las herramientas estén en uso.





369

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO XII

1. En las comunicaciones requeridas entre el petrolero y el Cuarto de Control de

tierra durante la operación del buque tanque, participan:

a. Cargo Loading master

b. Inspector de Operaciones Marinas

c. Responsable del buque tanque

d. Todas Las anteriores

2. La disposición de medios de la comunicación adecuados, incluyendo un

sistema de reserva entre la nave y el Cuarto de Control de tierra, es la

responsabilidad del:

a. Buque Tanque

b. Capitán del Buque

c. El Terminal

d. Ninguna de las Anteriores

3. El sistema seleccionado de la comunicación, junto con la información necesaria

sobre los números y/o los canales de teléfono que se utilizarán, se debe registrar

en forma apropiada y este registro debe ser firmado por:

a. los representantes del buque tanque

b. Cuarto de Control de tierra.







370

4. En el protocolo de comunicaciones que se establezca entre las partes se debe

tener en cuenta que quede claro, entre otros:

a. Procedimiento para el término del cargue de buque tanque o “topping off” ó

descargue del buque tanque.

b. Establecer el procedimiento cuando se requiere una pausa en el proceso de la

operación.

c. Procedimiento para iniciar la carga/descarga e incrementar las ratas de

bombeo.

d. Procedimiento para reducir rata de bombeo temporalmente por llenado ó

cambio de tanques.


5. La información siguiente, entre otras, se debe enviar por lo menos 24 horas

antes de la llegada del buque tanque al Terminal, información que debe ser

suministrada a través de la Agencia Marítima:

a. Nombre e número OMI de la nave.

b. País de registro (bandera y puerto de registro).

c. Eslora total, GRT (gross tonnage), DWT (dead weight) y calados de arribo al

puerto.

d. ETA (Estimated Time Arrival) día y hora estimada de arribo a boya de mar.






371

CAPITULO XIII

13. AMARRE DEL BUQUE TANQUE

13.1 SEGURIDAD PERSONAL

Las operaciones de amarre y desamarre, incluyendo el manejo de la línea del

remolcador, son operaciones peligrosas. Es importante que todos estén

completamente enterados de los peligros y tomen precauciones apropiadas para

prevenir accidentes.

13.2 SEGURIDAD DE LOS AMARRES

Los amarres inadecuados podrían causar lesión al personal y daño a las

instalaciones portuarias y al petrolero.

Los requisitos de líneas de amarre para los petroleros sobre 16.000 toneladas de

deadweight se dan en las recomendaciones de la publicación de OCIMF. Esos

requisitos se basan en criterios ambientales estándares y posiblemente no pueden

cubrir la combinación más extrema de condiciones ambientales en cada Terminal.

En los terminales expuestos, o ésos donde por una cierta razón es probable que

se excedan los niveles de vientos o corrientes, las amarras de la nave se deben

suministrar en cantidad y calidad apropiadas.

Para las naves debajo de 16.000 toneladas de deadweight, y las naves que

funcionan exclusivamente en una ruta dedicada, usando terminales con datos





372

ambientales específicos y no extremos, los criterios recomendados para

seleccionar líneas de amarre deben ser analizados.

Aunque la responsabilidad de las amarras adecuadas de un petrolero depende del

Capitán del buque, el Terminal tiene un gran interés en asegurarse de que las

naves estén amarradas con seguridad. Las mangueras o los brazos de carga no

deben ser conectados hasta que el representante del Terminal y el Capitán estén

satisfechos de que la nave este amarrada con seguridad.

13.3 PREPARACIONES PARA LA LLEGADA 13.3.1 EQUIPO DE AMARRE DEL PETROLERO Antes de la llegada a un puerto o a un muelle, todo el equipo necesario para el

amarre debe estar listo para ser usado. Las anclas deben estar siempre listas para

usar si son requeridas, a menos que se prohíba anclar por la presencia de

oleoductos o estructuras submarinas.

13.3.2 USO DE REMOLCADORES Antes que los remolcadores vengan al lado para asistir a un petrolero, todas las

tapas del tanque de carga y de lastre deben estar cerrados, sin importar el tipo de

carga o hidrocarburo que se este transportando, a menos que todos los tanques

de carga estén totalmente desgasificados. Los remolcadores se deben asegurar al

costado del buque tanque una vez que el Capitán del buque tanque así lo ha

autorizado.





373

Los remolcadores deben estar adecuadamente amarrados para evitar daños al

casco del petrolero y deben empujar el petrolero en los puntos señalados en el

casco.

Los remolcadores deben apagar sus sistemas de radar al acercarse a un

petrolero.

Excepto en una emergencia, los remolcadores no deben ser permitidos al costado

de un petrolero mientras que se cargan o se descargan hidrocarburos.

13.3.3 USO DE LOS REMOLCADORES EN CASO DE EMERGENCIA De vez en cuando, el tiempo crítico puede poner tensión excesiva en las amarras

de un buque tanque asegurado a una instalación portuaria, con el riesgo

consiguiente de una falla (romperse o aflojarse) en la línea de amarre y

movimiento repentino del petrolero. En tales circunstancias, los remolcadores

pueden realizar una función muy útil en sostener la nave contra la estructura

portuaria para reducir la tensión en las amarras.

En tales circunstancias, las operaciones de la carga deben ser suspendidas

inmediatamente, las mangueras o los brazos de cargue deben ser desconectados

y los motores principales del buque tanque ponerse en stand by.

13.4 AMARRE EN LA INSTALACION PORTUARIA El manejo eficaz del amarre del buque tanque a la instalación portuaria, requiere

conocimiento de los principios de amarre de naves, la información sobre el equipo

de amarre instalado en la nave, el mantenimiento apropiado de este equipo y el

cuidado apropiado de los cabos de amarre.





374

La seguridad de la nave, y por lo tanto de su amarre a instalaciones portuarias, es

la responsabilidad Capitán del buque. Sin embargo, el Terminal que tiene

conocimiento del ambiente local y sabe las capacidades del equipo del muelle o

monoboya debe informar y hacer recomendaciones al Capitán del buque tanque a

través del Piloto Practico.

13.4.1 TIPO Y CALIDAD DE LAS LINEAS DE AMARRE Las líneas de amarre deben ser preferiblemente del mismo material y

construcción. Las cuerdas con las características elásticas bajas del alargamiento

se recomiendan para petroleros más grandes, pues limitan el movimiento del

petrolero en el muelle. Las cuerdas sintéticas son un reemplazo viable para las

cuerdas de alambre de acero para la amarras de petroleros grandes en los

terminales, con excepción de amarres a monoboyas. Las recomendaciones de su

uso se contienen en las pautas de la publicación de OCIMF con relación al uso de

las cuerdas sintéticas para el amarre de los petroleros.

Las amarras conformadas por cuerdas con alta elasticidad no se recomiendan por

que pueden permitir el movimiento excesivo del buque tanque por influencia del

viento fuerte, de corrientes marinas o de mareas causadas por la interacción de

otras naves de paso. Dentro de un patrón de amarra dado, las cuerdas de diversa

elasticidad nunca se deben utilizar juntas en la misma dirección.

Las condiciones para determinar las amarras pueden variar de puerto en puerto.

Porque las partes finales de los cabos o gasas de la fibra se deteriorarán más

rápidamente que los alambres o las cuerdas sintéticas, deben ser por lo menos

25% más fuertes que la línea a la cual se unen. Deben ser examinadas con





375

frecuencia, particularmente en las gasas, y ser sustituidas si hay muestras de

daño.

13.4.2 MANEJO DE AMARRAS EN LAS INSTALACIONES PORTUARIAS El personal del buque tanque es responsable de la supervisión frecuente de las

amarras, pero el personal de la instalación portuaria debe comprobar las amarras

periódicamente.

Al templar las amarras que tienen seno, se debe observar una vista total del

sistema de amarre, de modo que el ajuste o el afloje de líneas individuales no

permita que el petrolero se mueva o ponga cargas indebidas en otras líneas. El

petrolero debe mantener el contacto de su casco con las defensas, y las amarras

no deben ser aflojadas, mientras el petrolero se mantenga apoyado en las

defensas del muelle.

El número de capas de alambre o cabo en el tambor de un cabrestante

La capacidad sostenida de un freno del cabrestante está en la proporción inversa

al número de las capas del alambre o de la cuerda de amarre en el tambor. La

capacidad sostenida diseñada se calcula generalmente referente a la primera

capa y hay una reducción en la capacidad sostenida para cada capa adicional.

Esto puede ser substancial - tanto como una reducción del 11% para la segunda

capa.

La condición de las guarniciones de freno y el tambor.

Grasa, humedad o el moho pesado en las guarniciones de freno o el tambor

puede reducir seriamente la capacidad del cabrestante.





376

El uso del freno.

Los frenos se deben apretar adecuadamente para alcanzar la capacidad sostenida

requerida. (Éste es generalmente el 60% de la línea mínima de la capacidad del

freno (MBL) - ver pautas del equipo de la amarradura de OCIMF.) Se recomienda

el uso de aplicadores hidráulicos del freno o de una llave de esfuerzo de torsión

que demuestra el grado de esfuerzo de torsión aplicado. Si los frenos se aplican

manualmente, deben ser comprobados para saber si hay suficiente tensión.

13.4.3 AMARRA DESDE EL TERMINAL En algunos terminales, las amarras desde tierra se utilizan para suplir las amarras

del petrolero. El personal del Terminal debe estar entrenado y conocedor de los

peligros de la operación y debe adoptar prácticas seguras.

13.4.4 ANCLAS Mientras que el buque tanque este amarrado al costado del muelle o a una

monoboya, las anclas deben permanecer aseguradas.

13.5 AMARRE A UNA MONOBOYA Todas las precauciones normales tomadas durante el atraque a un muelle deben

ser tomadas al amarrarse a una monoboya.

En los terminales con estructuras monoboya, el procedimiento de amarre y los

asuntos que deben ser tenidos en cuenta son descritos en detalle por OCIMF.





377

Sin embargo, el Piloto Practico asesorará y orientará al Capitán del buque tanque

en los procedimientos del Terminal.

OCIMF ha producido las pautas para el equipo de amarre de una monoboya y se

recomienda que sean seguidas por todos los terminales SPM y las naves que las

utilizan.





378

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO XIII

1. la responsabilidad de las amarras adecuadas de un petrolero depende del:

a. Capitán del Buque

b. Cargo Loading Master

c. El Terminal


2. Marque Verdadero (V) o Falso (F) según corresponda:

• Antes de la llegada a un puerto o a un muelle, todo el equipo necesario

para el amarre debe estar listo para ser usado. ( )

• Las anclas deben estar siempre listas para usar si son requeridas, a menos

que se prohíba anclar por la presencia de oleoductos o estructuras

submarinas. ( )

• Antes que los remolcadores vengan al lado para asistir a un petrolero,

todas las tapas del tanque de carga y de lastre deben estar abiertas , sin

importar el tipo de carga o hidrocarburo que se este transportando. ( )

• Los remolcadores deben encender sus sistemas de radar al acercarse a un

petrolero. ( )

3. El manejo eficaz del amarre del buque tanque a la instalación portuaria,

requiere conocimiento de:

a. Principios de amarre de naves

b. Información sobre el equipo de amarre instalado en la nave





379

c. Mantenimiento apropiado de este equipo

d. Cuidado apropiado de los cabos de amarre.


4. Estos amarres no se recomiendan por que pueden permitir el movimiento

excesivo del buque tanque por influencia del viento fuerte:

a. Cuerdas con alta elasticidad

b. Cuerdas con baja elasticidad

c. Cuerdas Alargadas


5. Es quien asesora y orienta al Capitán del buque tanque en los procedimientos

del Terminal.

a. Cargo Loading Master

b. Piloto Práctico

c. Cuarto de Control






380

CAPITULO XIV

14. PRECAUCIONES EN LA NAVE Y EL TERMINAL DURANTE LA OPERACIÓN DE CARGUE

14.1 APERTURAS EXTERNAS EN SUPERESTRUCTURAS

Los espacios de la acomodación y de la sala de maquinas de un petrolero

contiene equipos que no son convenientes para el uso en atmósferas inflamables.

Es por lo tanto importante que el gas del petróleo se mantenga siempre fuera de

estas áreas ó de estos espacios.

Todas las puertas externas y portillos deben permanecer cerrados cuando el

petrolero este amarrado a la instalación portuaria y durante cualquiera de las

siguientes operaciones:

• Manejo de cualquier tipo de hidrocarburo.

• Lavado con Petróleo Crudo (C.O.W.).

• Lastre, purga de líneas de carga, liberación de gases inertes.

Si las puertas externas tienen que ser abiertas para el acceso, deben ser cerradas

inmediatamente después de su uso. Siempre que sea práctico, una sola puerta se

debe utilizar para permitir el acceso a la superestructura del buque tanque durante

su permanencia en el puerto. Las puertas que deben ser mantenidas cerradas

deben ser marcadas claramente.

Las puertas no se deben bloquear en puerto, por asuntos de seguridad, en caso

de requerirse evacuación. Sin embargo, donde hay riesgos de seguridad ó de

protección marítima, es posible que se requiera implementar estas medidas, por lo





381

tanto se debe informar a la tripulación cuales son las puertas que están habilitadas

en caso de emergencia. 14.2 SISTEMAS DE VENTILACION Y AIRE ACONDICIONADO

CENTRAL

En naves con unidades de aire acondicionado central, es esencial que la

ciudadela mantenga siempre presión positiva para prevenir la entrada de los

vapores del hidrocarburo. Los equipos y las unidades de aire acondicionado se

colocan generalmente en un área segura y que no permita el ingreso de los

vapores en la ciudadela o superestructura.

En caso de detectar que los vapores del hidrocarburo estén presentes en las

entradas del sistema de aire acondicionado, el sistema de ventilación debe ser

cerrado y la transferencia de carga debe ser suspendida hasta que la atmósfera

circundante esté libre de los vapores del hidrocarburo.

Las unidades de aire acondicionado externamente localizadas, tales como aires

de ventana, no deben funcionar durante cualquiera de las operaciones

mencionadas anteriormente, a menos que estén situadas en áreas seguras o

certificadas.

En las naves que dependen de la ventilación natural, los ventiladores se deben

mantener ajustados para prevenir la entrada de gases en la ciudadela.

14.3 APERTURA DE LOS TANQUES DE CARGA

14.3.1 TAPAS DEL TANQUE DE CARGA





382

Durante el manejo de los hidrocarburos, todas las tapas de los tanques deben

mantenerse cerradas y aseguradas. Las tapas de los tanques de carga se deben

marcar claramente con el número y la ubicación.

14.3.2 PUNTOS DE MUESTREO Y MEDICION DEL ULLAGE

Durante cualquiera de las operaciones de manejo de la carga y del lastre, los

puntos de muestreo y de medición del ullage se deben mantener completamente

cerrados, a menos que sean requeridos para medir y muestrear y cuando sea

convenido entre el Oficial encargado del buque tanque y representante del

Terminal.

14.3.3 SISTEMA DE VENTILACION DEL TANQUE DE CARGA

El sistema de ventilación de los tanques de carga se debe preparar para la

operación que se vaya a realizar. Cuando los hidrocarburos se están cargando en

los tanques que disponen de un sistema de ventilación, se debe prestar atención

particular al ajuste de las válvulas de presión / vacío y del sistema de ventilación

asociado, incluyendo cualquier sistema del gas inerte.

14.3.4 ESCOTILLAS PARA LAVADO DEL TANQUE

Durante operaciones que liberan el gas del tanque, las escotillas del tanque que

se lavan se deben quitar solamente de los tanques en los cuales se llevan a cabo

estas operaciones. Cualquier apertura en la cubierta se debe cubrir por las rejillas.

Otras cubiertas del lavado del tanque se pueden aflojar en la preparación, pero

deben ser dejadas en su posición completamente cerrada, una vez que se ha

terminado el proceso.





383

14.4 INSPECCION DE LOS TANQUES DE CARGA DEL BUQUE ANTES DE CARGAR

En lo posible, se debe realizar una inspección de los tanques del buque tanque

antes que se de el inicio de la operación de cargue.

14.5 TAPAS DE LOS TANQUES DE LASTRE SEGREGADO

Las tapas de los tanques de lastre segregado se pueden abrir antes que la

descarga del lastre comience, para permitir que la superficie del lastre sea

examinada para verificar que no hay contaminación. Sin embargo, estas tapas se

deben mantener cerradas cuando se está manejando la carga o el lastre porque el

gas del petróleo se podría introducir en estos espacios. Estas tapas deben estar

claramente marcadas para identificarlas.

14.6 CONEXIONES ENTRE LA NAVE Y LA INSTALACION PORTUARIA

14.6.1 CONEXIONES EN EL MUELLE Y MULTIPLE DEL BUQUE TANQUE Las conexiones en el muelle o instalación portuaria y en el múltiple del buque

tanque deben cumplir con las recomendaciones de la publicación de OCIMF

“Recomendaciones para los petroleros y equipos asociados”.

Las caras de las bridas, las bridas y los empaques de mangueras y múltiples

deben estar limpios y en buenas condiciones. Cuando se encuentren en su sitio de

almacenaje, las caras de las bridas se deben proteger convenientemente contra

corrosión y golpes. Donde se hacen conexiones empernadas, todos los agujeros





384

de las bridas deben ser utilizados. Se debe apretar los pernos en forma uniforme,

pues los pernos apretados excesivamente podrían dar lugar a escapes.

14.6.2 REDUCTORES Y CARRETES Los reductores y los carretes se deben hacer de acero para que se puedan ajustar

a las bridas, que tienen como característica ANSI B16.5, clase 150 o equivalente.

El hierro fundido ordinario no debe ser utilizado (véase las recomendaciones del

OCIMF para los buques de petróleo y el equipo asociado). Debe haber un

intercambio de la información entre la nave y el Terminal cuando los reductores o

los carretes múltiples se hacen de cualquier material con excepción del acero,

puesto que la atención particular es necesaria en su fabricación para alcanzar la

fuerza equivalente del acero y evitar la posibilidad de falla.

14.6.3 ILUMINACION Durante la oscuridad, la iluminación debe ser adecuada para cubrir el área de la

conexión de brazos o mangueras y en general toda la cubierta principal del buque

tanque y las áreas alrededor del casco.

14.6.4 DESCONEXION DE EMERGENCIA El Terminal debe disponer de un sistema de conexión y desconexión rápida de

brazos o mangueras, en caso de presentarse emergencia.

Si es posible, las mangueras o los brazos se deben drenar, purgar o aislar como

sea apropiado antes de la desconexión por emergencia para reducir al mínimo el

vertimiento de hidrocarburo sobre la bandeja del múltiple.





385

14.7 VERTIMIENTO ACCIDENTAL DE HIDROCARBURO

14.7.1 GENERAL La nave y el personal del Terminal deben mantener guardia permanente en el

múltiple del buque tanque donde esta la conexión con el Terminal y en sus

alrededores, desde el comienzo y durante toda la operación de transferencia de la

carga. Se debe verificar que las válvulas, la tubería, las conexiones que no estén

en uso deben estar cerradas y bien aseguradas.

Se debe mantener un permanente control en los niveles de los ullages tanto de

carga como de tanques de slop y tanques de combustible de consumo, para

asegurarse que no se vaya a presentar vertimiento por errores en la operación.

Si el vertimiento ocurre en un brazo, manguera ó válvula, las operaciones deben

ser suspendidas hasta que se haya comprobado la causa y se haya rectificado el

escape. Si hay riesgo que el escape de hidrocarburo o de gas del petróleo ingrese

al cuarto de maquinas, las medidas preventivas apropiadas se deben tomar

rápidamente.

14.7.2 VALVULAS DE MAR / CAJAS DE MAR

En el comienzo de las operaciones de cargue o descargue y en los intervalos

regulares a través de la operación, se requerirá lastrar o deslastrar el buque

tanque, por lo tanto se requiere permanente supervisión sobre estos procesos

para garantizar que no se esta vertiendo contaminantes al mar.

Las válvulas de las cajas de mar interconectados con los sistemas de carga y de

lastre se deben cerrar con seguridad y se recomienda sellar los volantes de las





386

válvulas, para evitar error humano, cuando no estén en uso. Cuando el sellar no

es práctico, como con las válvulas hidráulicas, se deben utilizar algunos medios de

marcación para indicar claramente que las válvulas deben seguir estando cerradas

o que no deben ser operadas.

Para información adicional sobre este tema, se debe hacer referencia a la

publicación de ICS/OCIMF “Prevención en derrame de aceite a través de las

válvulas del mar del Cuarto de bombas.

14.7.3 LOS IMBORNALES

Antes que el manejo de la carga comience, todos los imbornales de la cubierta y,

donde sean aplicables, deben estar cerrados o tapados para prevenir que durante

algún derrame de aceite sobre cubierta del buque tanque, este escurra hacia el

mar alrededor del petrolero o del Terminal. Las acumulaciones del agua sobre

cubierta del buque tanque deben ser drenadas periódicamente y las salidas del

imbornal tapadas inmediatamente después que el agua se ha escurrido.

El agua aceitosa se debe transferir al tanque del slop o a otro receptáculo

conveniente.

14.8 EQUIPO DE LUCHA CONTRA EL FUEGO

Cuando un petrolero está en una Instalación Portuaria, el equipo de lucha contra

fuego debe estar listo para su uso inmediato.

A bordo de la nave, esto es logrado normalmente teniendo mangueras de contra

incendio listas para ser utilizadas. Los extinguidores químico seco portátil de polvo

disponibles, proporcionan protección adicional contra el fuego.





387

En el muelle, el equipo de lucha contra el fuego debe estar listo para el uso

inmediato. Mientras que esto puede no implicar el tener las mangueras de fuego

extendidas, las preparaciones para una respuesta a la emergencia del equipo de

lucha contra el fuego deben ser evidentes y comunicadas al petrolero. Se debe

tener extintores portátiles disponibles para el uso cerca al área de las operaciones.

14.9 PROXIMIDAD A OTROS MUELLES 14.9.1 PETROLEROS EN LAS LITERAS ADYACENTES Las concentraciones de gases inflamables del petróleo pueden ser encontradas si

otro petrolero en una instalación portuaria adyacente está conduciendo el manejo

de la carga o del lastre, purga, limpieza del tanque u operaciones que liberan el

gas.

14.9.2 BUQUES DE CARGA GENERAL EN MUELLES ADYACENTES No se puede esperar que en los buques de carga general se adopten medidas de

prevención como no fumar o control de llama abierta, como se hace en los

petroleros, por lo tanto hay que tener especial cuidado si cerca del muelle

petrolero hay muelles para otro tipo de buque.

Por consiguiente, cuando un buque de carga general está en una instalación

portuaria en la vecindad de un petrolero que esté cargando o descargando

petróleo o cualquier hidrocarburo, será necesario para el Terminal evaluar

cualquier peligro de seguridad consecuente y llevar las precauciones adicionales

mencionadas en este capítulo. Tales precauciones deben incluir la inspección del

buque de carga general y definir claramente las precauciones que se recomiendan

se tomen a bordo de esa nave.





388

14.9.3 OPERACIONES DE PETROLEROS EN MUELLES DE CARGA GENERAL Cuando las operaciones de buque tanques se conducen en muelles de carga

general, se debe tener en cuenta que lo mas probable es que el personal del

muelle no esta familiarizado con las medidas de prevención para la operación de

buque tanques.

Por consiguiente, será necesario que el buque tanque y el Terminal tomen las

precauciones adicionales precisadas en este capítulo. Tales precauciones deben

incluir el acceso restringido de vehículos, barreras de control al acceso,

disponibilidad del equipo adicional de lucha contra el fuego y el control de fuentes

de ignición, junto con restricciones en el movimiento de mercancías y del equipo y

la elevación de cargas. 14.10 AVISOS 14.10.1 AVISOS EN EL PETROLERO

Cuando un buque tanque llega a un muelle o instalación portuaria, debe exhibir en

sus accesos, anuncios escritos de área restringida y de acceso solo a personas

autorizadas, además de la información de no fumar.

El personal del Terminal debe cumplir estos requisitos cuando se encuentre a

bordo del petrolero. Los avisos luminiscentes que indican la ruta de escape o de





389

emergencia, junto con la guía de la ruta más segura, se deben exhibir en las

localizaciones apropiadas.

Se debe utilizar el idioma de la tripulación del buque tanque y el inglés.

14.10.2 AVISOS EN EL TERMINAL Los avisos permanentes que indican que el fumar y las llamas abiertas están

prohibidos se deben exhibir en el embarcadero en el idioma de trabajo del puerto y

en inglés. Los avisos se deben exhibir en la entrada al Terminal y en el muelle

donde se hace la interfase con el buque tanque.

En edificios y otras localizaciones del Terminal donde se permite fumar, los avisos

deben ser visibles y claros.

Las rutas de escape de emergencia y las áreas seguras en tierra se deben indicar

claramente.

14.11 REQUISITOS PARA EL SERVICIO Un suficiente número de tripulantes para dar apoyo durante una emergencia debe

estar a bordo de la nave todo el tiempo y en el Terminal también debe haber

suficiente numero de personas que puedan atender una emergencia. Ese personal

implicado con las operaciones debe estar familiarizado con los riesgos asociados

al manejo de los hidrocarburos.

14.12 CONTROL DE VEHICULOS Y OTROS EQUIPOS





390

El uso de vehículos y cualquier otro equipo debe ser controlado, particularmente

en zonas peligrosas. Las rutas hacia y desde lugares de trabajo y áreas de

estacionamiento deben ser indicadas claramente. Las barreras deben ser

proporcionadas, cuando sea necesario, para prevenir el acceso desautorizado.

14.13 OPERACIONES EN HELICOPTERO Las operaciones con helicópteros no se deben permitir sobre la cubierta del buque

tanque mientras este al costado o amarrado a una instalación portuaria, a menos

que se hayan suspendido el resto de las operaciones y todas las escotillas o

accesos de los tanques de carga han estado cerradas y sea estrictamente

necesaria esta operación. Esta operación requiere ser autorizada por el Capitán

del buque tanque y por el representante del Terminal.

Las operaciones en helicópteros se deben conducir solamente de acuerdo con la

guía de ICS/OCIMF sobre las operaciones de Helicóptero/Buque.





391

CUESTIONARIO DE REPASO CAPITULO XIV

1. Todas las puertas externas y portillos deben permanecer cerrados cuando el

petrolero este amarrado a la instalación portuaria y durante cualquiera de las

siguientes operaciones:

a. Manejo de cualquier tipo de hidrocarburo.

b. Lavado con Petróleo Crudo (C.O.W.).

c. Lastre, purga de líneas de carga, liberación de gases inertes.


2. Marque Verdadero (V) o Falso (F) según corresponda:

• Cuando un petrolero está en una Instalación Portuaria, el equipo de lucha

contra fuego debe estar listo para su uso inmediato. ( )

• Los reductores y los carretes se deben hacer de acero para que se puedan

ajustar a las bridas. ( )

• Durante cualquiera de las operaciones de manejo de la carga y del lastre,

los puntos de muestreo y de medición del ullage se deben mantener

abiertos. ( )

3. Entre las precauciones que se deben tener en cuenta durante la operación de

cargue del buque tanque, se encuentran:

a. Acceso restringido de vehículos

b. Barreras de control al acceso





392

c. Disponibilidad del equipo adicional de lucha contra el fuego

d. Control de fuentes de ignición


4. Cuando un buque tanque llega a un muelle o instalación portuaria, debe exhibir

en sus accesos:

a. Anuncios escritos de área restringida

b. Anuncios de acceso solo a personas autorizadas

c. Información de no fumar.

d. Todas Las anteriores

5. Esta operación requiere ser autorizada por el Capitán del buque tanque y por el

representante del Terminal, y no se deben permitir sobre la cubierta del buque

tanque mientras este al costado o amarrado a una instalación portuaria, a menos

que se hayan suspendido el resto de las operaciones.

a. De Helicóptero

b. De amarre

c. De zarpe






393

BIBLIOGRAFIA

ISGOTT - International Safety Guide for Oil Tankers and

Terminals, 5th Edition, 2006.

International Chamber of Shipping Oil Companies International

Marine Forum International Association of Ports and Harbors.

Teoría del buque, Tercera Edición, 1979, Antonio Bonilla de la

Corte.

Vessel Inspection Questionnaire for Bulk Oil, Chemical Tankers

and Gas Carriers, Second Edition, 2000, OCIMF (Oil Companies

International Marine Forum)

The Tanker Register, 1996, Clarkson Research Studies.

www.recumar.com.co [email protected]

curso teoria del buque tanque.pdf

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