Hidrología en Suprema Corte . 67491 . 1 . 2 . 3 . 4 . 5 . 6 . 7 . 8 . 9 . 10 . 11 . 12 . 13 . 14 . 15 . 16 . 17 . . 69518, 519, 520 . 18 . 19 . 20 . 21 . 22 . 23 . 24 . 25 . 26 . 27 . . 70751 . 28 . 29 . 30 . 31 . 32 . 33 . 34 . 35 . 36 . 37 . 38 . 39 . 40 . 41 . 42 . 43 . 44 . 45 . 46 . 47 . 48 . . 71368 . 50 . 51 . 52 . 53 . 54 . . 71413 . 55 . 56 . 57 . 58 . 59 60 . . 71445 . 55 . 56 . 57 . 58 . 59 . . 71516 . 60 . 61 . 62 . 63 . 64 . 65 . . 71520 . 66 . 67 . 68 . 69 . 70 . . 71521 . 71 . 72 . 73 . 74 . 75 . . 71542 . 76 . 77 . 78 . . 71614 . 79 . 80 . 81 . . 71615 . 82 . 83 . 84 . 85 . 86 . . 71616 . 87 . 88 . 89 . 90 . 91 . . 71617 . 92 . 93 . 94 . 95 . 96 . . 71618 . 97 . 98 . 99 . . 71619 . 100 . 101 . 102 . . 71413 . 103 . 104 . 105 . 106 . 107 . . 71743 . 108 . 109 . 110 . . 71808 . 111 . 112 . 113 . 114 . 115 . . 71848 . 116 . 117 . 118 . 119 . 120 . . 71857 . 121 . 122 . 123 . 124 . 125 . . 71908 . 126 . 127 . 128 . 129 . 130 . 131 . . 71951 . 132 . 133 . 134 . 135 . . 71936 . 136 . 137 . 138 . 139 . 140 . . 72048 . 141 . 142 . 143 . 144 . 145 . . 72049 . 146 . 147 . 148 . 149 . 150 . . 72089 . 151 . 152 . 153 . 154 . 155 . 156 . . 72404 . 157 . 158 . 159 . 160 . . 72405 . 161 . 162 . 163 . 164 . . 72406 . 165 . 166 . 167 . 168 . 169 . . 72512 . 170 . 171 . 172 . 173 . 174 . 175 . 176 . 177 . 178 . 179 . 180 . 181 . 182 . 183 . 184 . 185 . . 72592 . 186 . 187 . 188 . 189 . 190 . . 72832 . 191 . 192 . 193 . 194 . 195 . . 72994 . 196 . 197 . 198 . 199 . 200 . . 73038 . 201 . 202 . 203 . 204 . 205 . . 73114 . 206 . 207 . 208 . 209 . 210 . . 73147 . 211. 212 . 213 . 214 . 215 . . 73406 . 216 . 217 . 218 . 219 , 220 . 45090 CABA . 221 . 222 . 223. 224 . 225 . 226 . 227 . 228. 229 . 230 . . 45232 CABA . 231 . 232 . 233 . 234 . 235 . 236 . 237 . 238 . 239 . 240 . 16191 CABA . 241 . 242 . 243 . 244 .245 . . CCF4817 . 246 . 247 . 248 . 249 . 250 . . CSJN . 251 . 252 . 253 . 254 . 255 . 256 . 257 . 258 . 259 . 260 . 261 . 262 . 262 . 264 . 265 . . 35889 patrimonios rurales 266 . 267 . 268 . 269 . 270 . 271 . 272 . 273 . 274 . 275 . 276 . 277 . 278 . 279 . 280 . . hidrolinea . . código 1 . 2 . . cartadoc fiscalFed . . cartadoc JuzgFed . . Cartadoc Scioli . . Cartadoc Massa . . acceso al habitat . . nuevo paradigma 1 . 2 . 3 . 4 . 5 . . esacasoelagua . . interlocucion 1 . 2 . 3 . 4 . 5 . 6 . 7 . . . dragados . . tolosa 1 . 2 . 3 . 4 . 5 . 6 . . Ley 25688 . 1 . 2 . . discurso . . Ley particular . . decreto1069 . . ocsa . . dominios públicos . 1 . 2 . 3 . 4 . 5 . 6 . . index .

 

HECHO NUEVO

Excelentísima Suprema Corte de Justicia de la Provincia:

.

Francisco Javier de AMORRORTU, por mi propio derecho, constituyendo domicilio legal en calle 48, N° 877, 3er piso, Ofic.. 308 Casillero 1544 de La Plata, conjuntamente con mi letrado patrocinante Ignacio Sancho ARABEHETY, CALP T 40 F 240, Leg. Prev. 45779/0, IVA Responsable Inscripto, a V.E. me presento y con respeto digo:

Objeto

En virtud del art 363 del CPCCBA acerco adicional Hecho Nuevo que el día 20/10/10 me fuera revelado a través de imágenes capturadas por vecinos de Escobar siguiendo las trazas de mis anteriores sobrevuelos.

El día anterior había recogido el comentario directo del Presidente Ejecutivo del ACUMAR, Ing Gustavo Villa Uría advirtiéndome del trabajo de una enorme draga, pero sin darme mayores precisiones que por ello hube de solicitar a estos vecinos que ya el día 10/10/10 lo habían documentado.

Su trascendencia: en obranzas violatorias de todo tipo de presupuestos mínimos; en legislación municipal pretendiendo autorizar lo que no está en su escala resolver, sino tan sólo proponer; en administración provincial ocultando o demorando visaciones a espaldas de la comunidad que nunca fue informada de EIA alguno, ni convocada a audiencia pública sobre este tema tan especial de la zona de exclusión; en administración nacional disponiendo comportamientos municipales sin consideración a las cargas de responsabilidad transferidas a un municipio que ni siquiera en 32 años logró conformar un equipo de planeamiento para asumir las transferencias de responsabilidades que establece el decreto 1727/03; en Legislatura Provincial que ignora su responsabilidad en las franjas que siguen a la línea de ribera de cursos de agua navegables, que son suyas y no de la Nación; en los contratos de ENARGAS-PDVSA que no descubren en los estándares posteriormente elaborados la información solicitada en los puntos 4.2.8 y 5.1; en los estándares ambientales de la norma NAG153, que a pesar de tratar materias de mucho menor peligrosidad, ni siquiera estos aparecen respetados; en los estándares de protección y exclusión aplicables a la interfaz entre los buques metaneros y gasificador y a sus entornos, que surgen del Anexo 3 de esta presentación, que de la redacción del punto 7.2.11.3 no definen una medida precisa mínima preventiva que logre ser articulada por un legislador y no por un enterrador; en la prepotencia e irresponsabilidad alimentada desde el ejecutivo nacional, sembrada como ejemplo en toda la administración provincial y municipal y anclada como primer testimonio, en el más pequeño; que probando su incapacidad para discernir pretende, ya no sólo hacer valer el plan estratégico impugnado en esta causa, sino adicionarle este paquete de magna ilicitud.

 

Puerto metanero de Escobar

Aprobado por el Concejo Deliberante el mismo día 14 de Julio del 2010 y en el mismo horario en que se celebraba la primera audiencia pública de Escobar tratando el asentamiento del proyecto de Consultatio S.A., su ligereza para ignorar presupuestos mínimos reconoce comportamientos de equivalente prepotencia.

El 9 de Septiembre habíamos sobrevolado la zona para capturar imágenes de los avances de obras en San Sebastián y al regreso de Zelaya fuimos recorriendo el Paraná en el camino de regreso a casa. La ordenanza de este puerto nos hizo imaginar la posibilidad se estuvieran realizando obras en cercanía al viejo puerto de Escobar, y a pesar de capturar fotografías a lo largo del curso no advertimos entonces que dos Km aguas arriba habían comenzado a operar una docena de retroexcavadoras y una chata de arrastre ya aparecía acercando las primeras tuberías para refular.

30 días más tarde, las noticias de que una draga había comenzado a operar para conformar el nuevo puerto me sugirieron mirar con mayor atención las de aquel segundo vuelo. Y merced a su alta resolución en una de aquellas imágenes rescaté detalles de los anticipos de esas primeras obranzas que expongo en la imagen mostrando en cada círculo una retroexcavadora y una chata de arrastre dispuesta a descender caños para el refulado que tres semanas más tarde comenzaría a realizar la nueva draga Batuta de Jan de Nul.

La zona en cuestión está al lado mismo (400 m), del Jardín Náutico Escobar con viviendas permanentes instaladas en zona residencial y de esparcimiento desde hace 30 años, que como veremos en la ordenanza que sigue, su calificación ha sido dada vuelta de un plumazo sin más consultas que seguir las órdenes de los atropellados instalados en el ejecutivo nacional con negocios bolivarianos beneficiarios del desorden en materia energética que ellos mismos prodigaron.

Esta ordenanza 13507/10 que decide incorporarse al impugnado plan estratégico ord 4729/09, nunca apareció convalidada por la Dirección Prov. de Ordenamiento Urbano y Territorial, ni por el CIOUT, Comisión Interministerial sobre estos temas que funciona en la jefatura de gabinete del Gobernador. Y si lo hubiera sido, nadie se enteró, ni figuró su reconocimiento inscripto en la página web del CIOUT. Dejar en claro quiénes han sido los responsables de aprobar esta localización permitiría tal vez comprobar cómo el de arriba descarga en el de abajo su responsabilidad.

No respetó el obligado llamado a audiencia pública establecido en los presupuestos mínimos de la Ley Gral del Ambiente; ni acercó Estudio de Impacto Ambiental al conocimiento público; ni cuenta con aval del OPDS. ni cuenta la Nación y mucho menos la Provincia, con reglamentaciones referidas a los límites de las áreas de exclusión de tan peligrosas cargas que logren ser comprendidas y evaluadas por las personas que en el HCD aprobaron esta localización. Ver Anexo 3.

Por anexo 1 acerco las CONDICIONES PARTICULARES y ESPECIFI- CACIONES TECNICAS del CONCURSO PÚBLICO 001/2008 convocado por ENARSA y PDV S.A. para las INSTALACIONES PARA REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO; VISUALIZACION E INGENIERIA CONCEPTUAL EXTENDIDA.

Por anexo 2 las NORMAS ARGENTINAS MINIMAS PARA LA PROTECCION AMBIENTAL EN EL TRANSPORTE Y LA DISTRIBUCION DE GAS NATURAL Y OTROS GASES POR CAÑERIAS . NAG 153/06.

Y por Anexo 3 los REQUISITOS DE SEGURIDAD APLICABLES A LA INTERFAZ ENTRE LOS BUQUES METANEROS Y LA TERMINAL, EN OPERACIONES DE GAS NATURAL LICUADO.

En todos los casos, el altísimo contraste entre estos y las ligerezas oficiadas desde el mostrador del Concejo Deliberante de Escobar para dar vuelta una zonificación y aprobar semejante localización, deja en claro que aquí han puesto la cara para no tener que cargar el ejecutivo nacional el dislate que surge contrastadísimo, repito, de sus propias especificaciones.

Siendo que a la información ambiental no cabe guardarla en secreto, más allá de la prisa por cerrar un negocio, cabe que de la lectura de estos anexos se advierta la magna ilicitud de lo propuesto y sus comienzos de ejecución.

Que sea el rigor de sus propias especificaciones la vara para medir estos comportamientos.

IAC Indicadores Ambientales Críticos claves.

Para trasladar el gas en estado líquido del barco metanero (transportador del líquido desde su origen), al barco regasificador, (donde se realiza la conversión del metano desde su estado líquido al estado gaseoso), se requiere que los buques se coloquen de forma paralela, es decir, uno al lado del otro, acoderados (en términos náuticos)

El transporte del barco metanero al barco regasificador se hace a través de mangueras. El movimiento de GNL (Gas Natural Licuado) se efectúa a temperaturas de 160 grados bajo cero bajo estrictas condiciones de seguridad que en este caso no están garantizadas, ni mucho menos reglamentadas. Entre los más serios peligros se encuentra el derrame de Metano líquido sobre el agua debido a la rotura de una manguera. Dentro del barco está a una temperatura de menos 160 grados Celsius, pero al derramarse y ponerse en contacto con el agua a 20 º C aprox., hierve y se evapora.

Una vez que existe esta columna de vapor puede encenderse de manera espontánea, pues no necesita casi nada para que suceda, formándose lo que da en llamarse "fuego de pileta", equivalente a arrojar nafta sobre el agua al tiempo de encenderla. Las propiedades de este gas metano licuado, debido a que se encuentra 600 veces concentrado en estado líquido, en caso de accidente el fuego es tan intenso que cocina todo en kilómetros a la redonda y resulta imposible de apagar, expandiéndose con muchísima más intensidad y rapidez que los incendios de petróleo o gasolina.

La legislación de 1977 de California sobre el GNL requiere una zona de seguridad de 6,5 km (4 millas) alrededor de las terminales de GNL. Un derrame de GNL involucra una zona de peligro con los consiguientes incendios, explosiones, asfixias por gas, y/o quemaduras criogénicas.

La liberación de GNL en parte lo devuelve a su estado gaseoso, creando una nube de vapor que, si se inflama, provocaría un incendio que involucraría una región de alrededor de 8 kilómetros de una terminal de GNL o de un buque cisterna en tránsito.

En 2004, un accidente de GNL en una instalación de Bechtel en Skikda, Argelia mató a 28 personas e hirió a docenas más. Ese accidente destrozó las ventanas de más de 8 kilómetros de distancia. En 1944, en un accidente de GNL en Cleveland, Ohio murieron 131 personas y se destruyeron 79 casas.

"Si cerca de 11 millones de litros de GNL se derraman en el agua de un buque cisterna de GNL, los vapores inflamables desprendidos pueden viajar hasta 5 kilómetros." Profesor Jerry Havens, 16 de agosto 2005 Portland (Oregón).

La legislación española sobre actividades peligrosas (Reglamento de Actividades Molestas, Insalubres, Nocivas y Peligrosas RAMINP) es de 1961 y establece 2000 metros de distancia a núcleos poblada. La legislación de California, de 1977, establece un radio de seguridad de 6,5 km alrededor de las instalaciones de GNL. El Jardín Náutico Escobar está a 400 m. El Arq De Vido tiene su casa de fin de semana en otro club náutico muy pocos kilómetros aguas arriba, en la Vuelta de las Limas que reconoce la mayor profundidad de todo el Paraná de las Palmas; y por ser una decisión de su cartera, referido a un problema de su gestión desordenada en materia de energía, le ayudaría a su conciencia tener esta instalación en la misma puerta de su casa para probar que nada hay que temer, salvo aparecer acusado de tener el gas en la puerta de su casa.

En el Anexo 3 aparece tipificada la fórmula para establecer la zona de exclusión por radiación térmica, que dudamos haya resultado sencilla de interpretar por los miembros del Concejo Deliberante de Escobar que aprobaron esta localización, confiados a libro cerrado de que estos procedimientos fueran prácticos para garantizar la Vida de sus conciudadanos alojados a 400 m. Veamos este ejemplo:

7.2.11.1 Distancias de Seguridad.
Las instalaciones para GNL deben ser diseñadas, construidas y operadas de acuerdo con estándares nacionales y/o internacionales reconocidos, respetando las distancias de seguridad, para la prevención y el control de los riesgos de derrames, incendio y explosiones; incluyendo las previsiones para mantener distancias de seguridad efectivas entre las instalaciones propias de la Terminal, como ser muelles, tanques, instalaciones industriales, edificios internos, salas de control u otras y los terrenos o propiedades externos adyacentes o linderos a las instalaciones de GNL.

7.2.11.2 Protección para la radiación térmica.

7.2.11.2.a Las distancias de exclusión para la protección de la radiación térmica deben ser calculadas utilizando el reporte GRI-89/0176 del Gas Research Institute (GRI), el cual está también disponible como “LNGFIRE III” (modelo computacional producido por el GRI). Asimismo será permitido el uso de modelos alternativos que tengan en cuenta los mismos factores físicos y hayan sido validados por pruebas experimentales y sujetos a la aprobación de la autoridad competente. Estos modelos de cálculo deben proveer un nivel de protección equivalente o superior.

7.2.11.2.b En el cálculo de las distancias de exclusión se debe utilizar la velocidad de viento que produzca la máxima distancia de exclusión, excepto para velocidades de viento menores que el CINCO POR CIENTO (5 %) del tiempo, basado en datos registrados para el área.

7.2.11.2.c En el cálculo de las distancias de exclusión se debe utilizar la temperatura ambiente y la humedad relativa que producen la máxima distancia de exclusión, excepto para valores que ocurren menos del CINCO POR CIENTO (5 %) del tiempo, basado en datos registrados para el área.

El contrato ENARSA PDVSA decía:

4.2.8. Localización de la Planta de Regasificación

Para la localización de la Planta de Regasificación, se deberá considerar como mínimo los requerimientos técnicos en tierra firme y en accesos para la instalación de plantas de regasificación por cuestiones ambientales y de seguridad (ejemplo de 4 países).

5.1. Documento Soporte Decisión Nº 1 (DSD1):

Regulación de naturaleza legal o contractual, aplicadas a las actividades de regasificación y otros usos complementarios de las instalaciones. Experiencias en 5 países desarrollados.

Pues nada de estos ejemplos exigidos en el contrato hemos localizado en ninguna de estas normativas. Al no mencionar en la ordenanza límite alguna para la zona de exclusión, las utilidades de estos soportes normativos parecen destinados a permitir que 1 minuto después del accidente los concejales hagan el cálculo del viento y de la humedad para saber qué cantidad de tumbas NN tienen que preparar y así comprobar la calidad de la norma.

Ya en materias algo más sencillas pero no menos importantes recordemos que la Nación tiene imperio sobre las líneas de ribera de cursos de agua navegables, pero aquí se advierte que el avance sobre el territorio provincial es ajeno a esas competencias y una vez más nuestro gobernador es abusado sin nadie mostrar vergüenza. Semejantes intrusiones caben a Legislatura. Resuelvan ellos y no los concejales, si el problema es político o moral.

Las importaciones de GNL emiten toneladas de óxido de nitrógeno y otros contaminantes que se sabe causan asma y otras enfermedades respiratorias. Un estudio realizado para la recientemente rechazada terminal de GNL de Puerto Cabrillo cerca de Oxnard determinó que produciría alrededor de 270 toneladas de contaminantes por año, convirtiéndose en el mayor contaminador del Condado de Ventura, Perú.

La construcción de una instalación de GNL crea unos pocos cientos de empleos de corto plazo en la construcción, y sólo unas pocas docenas de puestos a largo plazo, altamente especializados.

Sean estas prepotencias del de arriba y las incalificables ligerezas del de abajo reveladoras del valor de cuerpos legales sinceros y precisos, que por ello faciliten su respeto evitando manoseos en todo este tipo de delegaciones. Los detalles y precisiones del contrato ENARSA PDVSA en cuanto a localización quedan resueltos en la delegación a una docena de inocentes perejiles, a los que por supuesto, nadie les cargaría factura, porque no habría cómo cobrarles.

Lo primero que cabe denunciar es este encubrimiento de responsabilidad del ejecutivo nacional transfiriendo a un pobre municipio que no sabe leer un contrato internacional, ni una norma de exclusión, ni exigir lo que el propio contrato obliga en materia de localización, ni exigir traducción de los puntos 7.2.11.2 y 7.2.11.3 del Anexo 3, ni reclamar los ejemplos y experiencias exigidas en los puntos 4.2.8 y 5.1 del contrato de ENARSA_PDVSA del Anexo 2, para definir la instalación de un polvorín al lado de una urbanización y seguir soñando con urbanizaciones de lujo en la cota natural de un (1) metro IGM, en la salida misma de la 4ª cuenca más importante del planeta y dentro del imaginable radio de exclusión de 6,5 a 8 Kms.

Vale la pena recordar que en las áreas de responsabilidad del Ministro De Vido funciona el SEGEMAR y es imposible a Omar Lapido y Fernando Xavier Pereyra se les escape esta concurrencia de barbaridades, que empiezan por la fragilidad de los suelos propuestos a fundar asentamientos de núcleos urbanos en lugares que ellos mismos han descalificado -ver "Geología urbana del área metropolitana bonaerense y su influencia en la problemática ambiental", por Fernando X. Pereyra del Departamento de Ciencias Geológicas - FCEyN – Univ. de Buenos Aires Pab. II, y SEGEMAR. E-mail: fernap@minproduccion.com.ar -; y terminan acoplándoles un polvorín.

Recordemos que en 32 años la municipalidad de Escobar no ha logrado en el área de Planeamiento el nivel reclamado por la provincia para transferirle las delegaciones que funda el dec 1727/03. Sin embargo, su Concejo Deliberante se cree en condiciones de autorizar la instalación, reitero, de un juguete explosivo a 400 m de un viejo desarrollo urbanístico, sin más trámite que firmar una ordenanza que da vuelta todo lo anterior por ellos mismos alguna vez aprobado; sin consideración a ningún presupuesto mínimo; sin apuntar un sólo Indicador Ambiental Crítico; sin consultar a su Comunidad y sin acercar ni lectura, ni respuestas concretas al Concurso Público 001/08 ENARSA PDVSA, otra que aprobar todo lo proyectado por De Vido y bajarse los pantalones sin atisbos de vergüenza.

La improvisación puesta de manifiesto en la ordenanza 4789/10, ignorando todos los respetos a presupuestos mínimos y a decenas de formalidades, por su adicional pretensión de sumarse al mentado plan estratégico pocos meses antes aprobado, abona las impugnaciones expresadas en la causa 70751; y por ello, habiendo tomado muy recientemente conocimiento de estos hechos veo oportuna la presentación en la causa de este adicional hecho nuevo que prueba que las 5 palabras impugnadas al final del art 59 de la ley 8912: "se regirán por normas específicas" tiene en estos comportamientos, correlatos ejemplares.

Si pusiéramos estas palabras a 160º bajo cero, tal vez descubramos si alcanzan líquidez o son irremisiblemente gaseosas. Ver por anexos.

 

Adjunto Anexos

ANEXO 1: CONDICIONES PARTICULARES y ESPECIFICACIONES TECNICAS del CONCURSO PÚBLICO 001/2008 convocado por ENARSA y PDV S.A. para las INSTALACIONES PARA REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO; VISUALIZACION E INGENIERIA CONCEPTUAL EXTENDIDA.

ANEXO 2: NORMAS ARGENTINAS MINIMAS PARA LA PROTECCION AMBIENTAL EN EL TRANSPORTE Y LA DISTRIBUCION DE GAS NATURAL Y OTROS GASES POR CAÑERIAS . NAG 153/06.

ANEXO 3: REQUISITOS DE SEGURIDAD APLICABLES A LA INTERFAZ ENTRE LOS BUQUES METANEROS Y LA TERMINAL, EN OPERACIONES DE GAS NATURAL LICUADO. Áreas de exclusión: puntos 7.2.11.2 y 7.2.11.3

 

Adjunto documental fotográfica

4 fotografías 30x40, 30x50 y 30x60 sobre el amarradero y entornos

1 fotografía 30x90 sobre barrios dentro de la imaginable área de exclusión

1 poster fotográfico 90x120 presentado en el Congreso Internacional de Ingeniería el 18/10/10 sobre la temática de los dos trabajos presentados y aprobados y sus respectivas certificaciones.

 

Adjunto 4 CDs conteniendo toda esta información

 

Petitorio

Sea de aprecio constitutivo de la demanda este adicional Hecho Nuevo, sus 3 anexos y la documental fotográfica que abre los sentidos.

Alcancen a considerar V.E., tanto el peso de la indefinición de exclusiones, como el de la pretensión de sus inclusiones en el plan estratégico impugnado, descendientes del decidido travestismo de roles y legal en la redacción de las legislaciones impugnadas.

 

Francisco Javier de Amorrortu

  

Ignacio Sancho Arabehety

CALP T 40 F 240

 

Anexo 1

INSTALACIONES PARA REGASIFICACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO

VISUALIZACION E INGENIERIA CONCEPTUAL EXTENDIDA

CONDICIONES PARTICULARES y ESPECIFICACIONES TECNICAS

CONCURSO PÚBLICO 001/2008

ENARSA PDV S.A.

Resumo unos pocos puntos. Texto completo en PDF

Punto 2.2 . El objetivo del presente proceso de contratación

d) Protección Ambiental: Recopilación de toda la normativa vigente de carácter nacional, provincial y municipal, aplicable a EL PROYECTO; elaboración de un análisis ambiental comparado entre las diferentes alternativas; elaboración de los estudios ambientales previos y confección de especificaciones técnicas para la elaboración de los estudios de impacto ambiental para EL PROYECTO.

4.2.2. Infraestructura portuaria.

Factibilidad de instalación de un muelle: Localización, infraestructura de servicios, distancias de seguridad requeridas, entre otros.

4.2.4. Ambientales y de Seguridad

La CONTRATISTA deberá determinar las características y facilidades de seguridad de cada sitio probable para la localización de EL PROYECTO, teniendo en cuenta los estándares generalmente aceptados de la industria a nivel internacional. Se deberán analizar los códigos y regulaciones ambientales de la República Argentina que permitan evaluar el sitio más adecuado para la localización desde el punto de vista ambiental.

Se incluirá una enumeración y breve descripción de las normas legales vigentes aplicables (nacionales, provinciales y municipales) en la jurisdicción de EL PROYECTO, resaltando las exigencias ambientales contenidas en ellas y las normativas que regulen los usos del suelo y definan formas de ocupación territorial.

Por otro lado, se deberán precisar los plazos necesarios y las acciones a seguir para la obtención de las aprobaciones o licencias ambientales en cada jurisdicción, para la Planta, el Gasoducto y la Terminal Portuaria.

Entre otros, se deberán considerar las características geológicas, geodinámicas, oceanográficas, climáticas, socio económicas y culturales, de cada alternativa considerada, sobre la base de recopilación de antecedentes.

La CONTRATISTA deberá identificar explícitamente los niveles de seguridad y los criterios ambientales utilizados en otras terminales de GNL que funcionan con niveles admisibles de seguridad en otros sitios, e identificará las localizaciones en las que se utilizaron esos criterios. Se deberá realizar un análisis comparado, desde el punto de vista ambiental y de seguridad, que permitan seleccionar la alternativa más conveniente.

Además, se deberá considerar las normas y prácticas internacionales sobre manejo de GNL y seguridad en su descarga, almacenamiento y regasificación, como así también realizar un análisis comparativo y propuesta.

4.2.5. Requerimientos de la viabilidad del sitio y revisión de las opciones de la tecnología.

Se deberá realizar un estudio con el más alto nivel de especificación en la viabilidadde EL PROYECTO, para la descarga, almacenaje y regasificación de GNL en cadauno de los sitios seleccionados. El estudio debe tratar específicamente las siguientes áreas, como mínimo:

Marina.

• Posibles restricciones ambientales para EL PROYECTO.

En tierra.

• Compatibilidad con instalaciones existentes en las inmediaciones.

• Condiciones geológicas, geomorfológicas y geodinámicas.

• Los posibles cuestionamientos ambientales para EL PROYECTO.

• La exposición a eventos intencionales o no intencionales.

4.2.8. Localización de la Planta de Regasificación

Para la localización de la Planta de Regasificación, se deberá considerar como mínimo los requerimientos técnicos en tierra firme y en accesos para la instalación de plantas de regasificación por cuestiones ambientales y de seguridad (ejemplo de 4 países).

5.1. Documento Soporte Decisión Nº 1 (DSD1):

Regulación de naturaleza legal o contractual, aplicadas a las actividades de regasificación y otros usos complementarios de las instalaciones. Experiencias en 5 países desarrollados.

6.2.2. Ingeniería.

a) Planta de Regasificación y Almacenamiento

Estudio de mecánica de suelos para fundaciones.

Tan malos son estos suelos que la planta está montada en un buque.

6.2.5. Estudio Ambiental Previo (EAP)

El Estudio Ambiental Previo, se desarrollará para la alternativa seleccionada, y deberá dar el soporte técnico necesario para el diseño de la Planta, el Gasoducto y la Terminal, e indicar las recomendaciones de los métodos constructivos más adecuados.

El Estudio Ambiental Previo deberá indicar todos los requerimientos, especificaciones técnicas y recomendaciones para la elaboración del Estudio de Evaluación del Impacto Ambiental y Programa de Gestión Ambiental para EL PROYECTO.

Se deberán identificar los puntos críticos, desde el punto de vista ambiental, para el desarrollo de EL PROYECTO.

Área de influencia: Espacio físico, que deberá ser caracterizado y analizado en el Estudio Ambiental Previo para EL PROYECTO.

Contenido

Sin perjuicio de lo indicado en la Norma NAG 153, específica para Gasoductos, para las demás instalaciones (Planta e Instalaciones Portuarias) el EAP deberá contener, adicionalmente, y como mínimo el siguiente análisis:

Marco legal aplicable en materia ambiental

Esta sección incluirá una enumeración y breve descripción de las normas legales vigentes (nacionales, provinciales y municipales) aplicables en la jurisdicción de EL PROYECTO, resaltando las exigencias ambientales contenidas en cada una de ellas y las normativas que regulen los usos del suelo y definan formas de ocupación territorial.

Por otro lado, se deberán precisar los plazos necesarios y las acciones a seguir para la obtención de las aprobaciones o licencias ambientales en cada jurisdicción, tanto para la Planta, como para el Gasoducto y la Terminal portuaria.

Caracterización del Medio Físico y Biótico

La caracterización del medio físico y biótico de la Planta de Regasificación y la Terminal portuaria deberá abordarse con igual profundidad de acuerdo con lo establecido por la NAG 153 para gasoducto. Además, deberá considerarse para ambas instalaciones un análisis detallado de las características geológicas, de la dinámica climática, y la dinámica oceanográfica, sobre la base de la recopilación de antecedentes. Si no estuvieran disponibles, LA CONTRATISTA deberá generar los datos primarios que permitan una instalación segura.

Unidades de Conservación Ambiental

Se ubicarán e identificarán parques, reservas y áreas protegidas, con relación a EL PROYECTO, describiéndose las categorías de usos permitidos y no permitidos, determinándose sectores críticos.

Usos de Suelo (áreas agrícolas, áreas urbanas, forestaciones, cuerpos de agua).

Se detallarán y localizarán espacialmente todas las formas de apropiación y utilización del suelo por parte de las diversas actividades humanas según distintos niveles de calidad, a fin de sintetizar el conocimiento del estado actual de funcionamiento de los asentamientos humanos antes descriptos, y sus entornos y áreas de influencia (zonas rurales, por ejemplo) que pudieran ser afectados por las acciones de EL PROYECTO.

Análisis de sensibilidad

Se realizará el diagnóstico ambiental de EL PROYECTO, considerando los componentes ambientales y orientándose el análisis hacia la sensibilidad ambiental. Para el gasoducto, la escala mínima de detalle para el análisis será de 1:50.000, excepto en zonas ambientalmente críticas donde la escala será de mayor detalle a criterio de los profesionales intervinientes. Para la Planta y la Terminal, la escala de análisis será de 1:5000.

La CONTRATISTA deberá contemplar tanta cantidad de componentes como considere necesario para obtener una evaluación de la aptitud ambiental de EL PROYECTO.

En todos los casos se identificarán los puntos críticos resultantes, en correspondencia con la caracterización de los medios físicos, bióticos, sociales, económicos y culturales analizados precedentemente.

Recomendaciones para la selección de métodos constructivos para el diseño de ingeniería.

Para cada caso particular, incluyendo los puntos críticos, el EAP deberá recomendar los métodos constructivos más apropiados para la instalación de la cañería, la planta e instalaciones portuarias, justificando técnicamente los motivos de su selección y las recomendaciones a tener en cuenta en el diseño de ingeniería.

Recomendaciones para la Evaluación de Impactos Ambientales y elaboración del Programa de Gestión Ambiental

Un capitulo esencial del EAP estará referido a las recomendaciones necesarias para el desarrollo del Estudio de Impacto Ambiental y la confección del Programa de Gestión Ambiental para la alternativa estudiada.

El EAP deberá estar firmado por el responsable de la CONTRATISTA, quien demostrará tener total conocimiento de toda la documentación que se presente.

7.1. Documento Soporte Decisión Nº 2 (DSD2):

NOTA: Para la entrega de los informes correspondientes al Estudio Ambiental Previo, se deberá seguir los lineamientos indicados en la Norma NAG 153.

 

Aún cuando esta norma NAG 153 no refiere de buques metaneros, transferencias a buques regasificadores y depósitos, es en extremo ordenada para acercar correlatos tales como : El enripiado debe hacerse sobre el suelo y la cobertura herbácea. Se deben mitigar los impactos relacionados con la cobertura vegetal, las modificaciones de las geoformas y las perturbaciones al sistema de escurrimiento hídrico superficial. Está prohibida la caza de animales (incluida la pesca) de cualquier especie, por parte del personal vinculado a las actividades de las empresas. Los mapas de carácter geológico (geomorfológico, hidrogeológicos o hidrográficos, edafológicos o de riesgo geológico, entre otros) deberán utilizar la simbología y rastras propuestas por el SEGEMAR (Servicio Geológico Minero Argentino). Mapa de vulnerabilidad o susceptibilidad ambiental.

Por supuesto, aquí no se plantea la posibilidad de salir volando por el aire y sentir que el mismo aire dejó de serlo para convertirse en una extraordinaria bola de fuego.

Todo lo que sigue en el Anexo 2 es marco de prudencia sólo para instalar cañerías.

Recordemos que en los puntos 4.2.8 y 2.5.1 plantean en el contrato la obligación de señalar los requerimientos de 4 países y experiencias en 5.

Algo de eso intenté aportar en mis escritos.

Francisco Javier de Amorrortu

Anexo 2

NORMAS ARGENTINAS MINIMAS PARA LA PROTECCION AMBIENTAL EN EL TRANSPORTE Y LA DISTRIBUCION DE GAS NATURAL Y OTROS GASES POR CAÑERIAS

. NAG 153/06

Resumo unos pocos puntos. Texto completo en PDF

Introducción

El propósito de esta Norma es especificar los criterios y exigencias técnicas mínimas para: (1)

identificar y cuantificar impactos ambientales, (2) formular medidas preventivas y correctivas de dichos impactos, y (3) establecer pautas y procedimientos comunes a los distintos estudios e informes ambientales durante las etapas de planificación, diseño, construcción, operación y mantenimiento, desafectación y abandono o retiro de sistemas de transmisión y de sistemas de distribución de gas, y de las respectivas instalaciones complementarias.

La observancia de esta normativa no exime de cumplir otras normas nacionales, provinciales o municipales, debiendo siempre satisfacerse las obligaciones más exigentes de cada una de ellas, desde el punto de vista técnico-ambiental.

2.1. Etapa de Planificación (Anteproyecto)

El Estudio Ambiental Previo (EAP o EAPr) tiene como propósito central identificar y evaluar, desde la perspectiva ambiental, alternativas de trazas viables, en concordancia con la factibilidad económica y el posible diseño de ingeniería, permitiendo de esta manera analizar las ventajas y desventajas de cada traza, teniendo en cuenta la “mejor tecnología disponible”, y así seleccionar aquella técnica y ambientalmente más favorable. De no existir la etapa de anteproyecto, el EAP o EAPr se deberá realizar en la etapa de proyecto.

En los anteproyectos de redes de distribución, sus instalaciones y construcciones complementarias, el EAPr tendrá como objetivo específico, además de los señalados, evaluar la necesidad o no de realizar un Estudio de Impacto Ambiental.

2.2. Etapa de Diseño (Proyecto Ejecutivo)

En la etapa del Proyecto Ejecutivo se deberá realizar un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y se elaborará un Programa de Gestión Ambiental (PGA) que será ejecutado en las etapas de construcción, operación, mantenimiento, desafectación y abandono o retiro.

El propósito principal del EIA es identificar, evaluar y cuantificar los impactos ambientales que podrían generar las obras y tareas de construcción, operación y desafectación y abandono o retiro de un sistema de transmisión o de distribución (o parte de éstos), y sus construcciones complementarias. Por otra parte, el EIA deberá seleccionar los sitios ambientalmente aptos para el emplazamiento de instalaciones y construcciones complementarias, como así también los sitios de extracción de materiales necesarios para la obra.

El objetivo principal del PGA es elaborar un conjunto de medidas y recomendaciones técnicas tendientes a:

a) salvaguardar la calidad ambiental o minimizar los efectos negativos en el área de influencia del sistema,

b) garantizar que el desarrollo del emprendimiento se lleve a cabo de manera ambientalmente responsable, y

c) prever y ejecutar acciones explícitas y específicas para prevenir o corregir los impactos ambientales pronosticados en el EIA y proteger las áreas ambientalmente sensibles detectadas en dicho estudio.

Al final de la etapa de diseño se definirá la conformación del equipo técnico ambiental responsable de llevar a cabo el PGA.

2.3. Etapa de Construcción

En esta etapa se ejecutan los planes PPA, PCA y PAA formulados en el PGA, y los procedimientos señalados en el MPA con el objeto de: (1) recuperar la calidad ambiental alterada en el área de influencia estableciendo medidas de mitigación o compensación ambiental, (2) salvaguardar los sitios ambientalmente sensibles del sistema y (3) controlar que las actividades humanas derivadas de la construcción, operación y finalización de las tareas de construcción se desarrollen de manera ambientalmente responsable.

6.4. Marco Legal

Esta sección incluirá una enumeración y breve descripción de las normas legales vigentes aplicables en la jurisdicción del proyecto (nacionales, provinciales y municipales), resaltando las exigencias ambientales contenidas en ellas y las normativas que regulen los usos del suelo y definan formas de ocupación territorial. La normativa citada, deberá estar en todo momento disponible para su eventual consulta en la sede operativa de la empresa, más próxima al proyecto.

Si en el EIA se utilizan estándares o límites de calidad ambiental, éstos se incluirán en esta sección conforme a un formato de ilustraciones según corresponda (tablas, figuras, etc.), no siendo necesario su repetición en el Anexo o Apéndice Legal, si lo hubiera.

La cuantificación de las actividades del proyecto estará orientada hacia la identificación y evaluación explícita de las acciones generadoras de impacto ambiental. Para identificar y evaluar las actividades del proyecto se deberán estimar indicadores tales como los que se ejemplifican para la etapa de construcción en la Tabla 3. La utilización de esos u otros indicadores dependerá de las modalidades constructivas y de las características ambientales del área.

6.6. Diagnóstico Ambiental de Base

6.6.1. Fuentes de información

El diagnóstico ambiental estará basado inicialmente en una indagación exhaustiva de la información existente, priorizando aquella vinculada al conocimiento científico y técnico de los recursos ambientales comprometidos en el área de estudio. La información proveniente de consultas individuales podrá utilizarse cuando sea pertinente pero no substituirá a la proveniente de fuentes científicas reconocidas.

Además, dicha indagación estará complementada por un relevamiento de campo completo y detallado a lo largo del AID del emplazamiento propuesto, donde se realizarán mediciones directas (generación de datos primarios). Dichas mediciones deberán tener fundamento técnico y científico.

Adicionalmente, se documentará fotográficamente las condiciones ambientales previas a la construcción, en especial los sitios más sensibles y representativos del área de estudio así como aquellos donde se prevea aplicar medidas de restauración, rehabilitación o mitigación (recomposición de taludes, revegetación, recuperación de suelos, etc.) que permitan su posterior comparación.

6.6.2. Generación de datos primarios de compo- nentes ambientales clave

(IAC) Indicadores Ambientales Críticos

Dentro del AID el relevamiento de datos primarios indicado medirá, como mínimo, las características completas (sin vacíos de información) de los componentes ambientales considerados clave, según los tipos de ambientes predominantes que atraviese elemplazamiento. Se considerará, como mínimo, lo indicado en la Tabla 4:

La geomorfología de las áreas costeras o sumergidas se analizará con igual intensidad que los ambientes terrestres. Se dará especial atención a los procesos que impliquen movimientos de sedimentos.

Se precisarán los sitios de la progresiva y la cota altimétrica absoluta donde intersectan los cuerpos de agua o humedales.

En caso de contar con información adecuada, se estimará el espesor de depósitos aluviales en cauces, la resistencia a la erosión fluvial del sustrato, el estado de profundización del cuerpo de agua y el grado de erosión lateral por divagación o migración lenta (meandros o sinuosidades) para cuerpos lóticos (ríos, arroyos). Es la primera vez que veo a alguien sensible de los flujos convectivos prestando cuidado de los meandros y sus divagues.

El sistema de escurrimiento de aguas, sean éstas permanentes o temporarias, será considerado en el anteproyecto de las obras, a fin de no impedir el normal desplazamiento hídrico superficial.

Hidrología subterránea

En el EIA se sintetizarán las unidades hidrogeológicas presentes en el área de influencia del proyecto enfatizando las características que puedan ser afectadas, en particular para los niveles más vulnerables a eventuales contaminaciones (acuíferos libres o freáticos). Tales características incluirán: profundidad, sección litológica alojante, parámetros hidrodinámicos (sentido, dirección de escurrimiento, caudales, velocidad de flujo, tipo de recarga, zona de carga y descarga, gradiente hidráulico), hidroquímicos (calidad fisicoquímca y bacteriológica), hidráulicos (permeabilidad, porosidad, entre otros) y usos predominantes actuales y potenciales.

Se identificará con claridad el nivel freático y sus posibles fluctuaciones o la probable existencia de acuíferos surgentes o semisurgentes. En el caso de que el equipo técnico lo crea conveniente, se deberá realizar una estimación de la vulnerabilidad hídrica subterránea. Con esta vara se alcanzaría presta condena a San Sebastián

Si las características del área lo hicieran necesario, y de contarse con la información adecuada, se elaborará un mapa hidrogeológico. Se identificarán aquellos sectores de carga, descarga y sentido de escurrimiento del agua subterránea para no interrumpir la dinámica normal del recurso.

6.6.6. Sensibilidad y calidad ambiental

Todos los componentes ambientales serán diagnosticados conforme a una evaluación detallada de su sensibilidad o vulnerabilidad con relación a ...

Como resultado del análisis de sensibilidad se deberá elaborar un mapa general de sensibilidad ambiental a escala de detalle no menor a 1:50.000 georreferenciado. Dicho mapa abarcará toda el área de influencia directa e indirecta y presentará una zonificación de áreas con distintos grados de sensibilidad. Este mapa será el resultado consensuado del equipo técnico interdisciplinario para discriminar las áreas más sensibles del lugar de emplazamiento del proyecto.

También es conveniente que al asignar valores de sensibilidad o vulnerabilidad se tengan encuenta valores de referencia (estándares) de calidad ambiental (por ejemplo: concentracionesde monóxido de carbono, óxidos de azufre y óxidos de nitrógeno en la atmósfera), paraprecisar el grado de daño ambiental actual.

Para los casos de instalaciones y construcciones complementarias puntuales (plantas compresoras, reguladoras y obradores), la unidad mínima espacial de detalle será de 1 ha yel mapa de sensibilidad ambiental será elaborado en una escala de detalle no menor de1:2.500.

7.2. Equipo Técnico Responsable del PGA

Las Empresas deberán tener un Responsable en Protección Ambiental con conocimientos suficientes para coordinar las actividades, procedimientos y metodologías, en un todo de acuerdo con esta norma, con las legislaciones nacionales, provinciales y municipales vigentes, y con la política ambiental que fije cada Empresa.

7.3. Plan de Protección Ambiental (PPA)

7.3.1. Objetivos del PPA

El Plan de Protección Ambiental (PPA) es el conjunto de medidas y recomendaciones técnicas tendientes a:

salvaguardar la calidad ambiental en el área de influencia del proyecto,

preservar los vestigios arqueológicos o paleontológicos,

preservar los recursos sociales y culturales,

garantizar que la implementación y desarrollo del proyecto se lleve a cabo de manera ambientalmente responsable, y

ejecutar acciones específicas para prevenir los impactos ambientales pronosticados en el EIA y, si se produjeran, para mitigarlos.

Se deberá elaborar un PPA cuando se trate de un proyecto que requiera un EIA o cuando las auditorías ambientales identifiquen impactos o procesos de deterioro ambiental.

El PPA deberá ser incluido en los pliegos de contratación para las etapas de construcción operación y mantenimiento, y deberá ser elaborado de modo operativo para facilitar las tareas de los contratistas y responsables técnicos a cargo de la ejecución, parcial o total, de cada una de las medidas que allí se indiquen.

7.4.2. Contenido mínimo del análisis de riesgos

La elaboración del PCA deberá estar fundamentada en una adecuada determinación de los riesgos, dado que la correcta y precisa evaluación y administración de los mismos permitirá la óptima decisión gerencial con respecto al nivel de riesgo a asumir y a los medios humanos y materiales a proveer.

Es por ello que, todo plan de contingencias, deberá estar justificado mediante un análisis de riesgos detallado en función de los posibles escenarios geográficos.

En ese sentido, se considera que el riesgo es función de la probabilidad de ocurrencia de una contingencia y de la magnitud de sus consecuencias:

RC = ƒ(PC, Mc)

en donde PC = ƒ(Pe, Pr, Pk) y Mc = ƒ(Mn, Ms)

Siendo:

RC= Riesgo de la contingencia

PC= Probabilidad de ocurrencia de la contingencia

Mc= Magnitud de las consecuencias

Pe= Probabilidad del evento causante

Pr= Probabilidad de los resultados

Pk= Probabilidad de las exposiciones

Mn= Magnitud de la consecuencia sobre los recursos naturales

Ms= Magnitud de la consecuencia sobre los recursos socio-económicos y culturales

La disminución del riesgo de la contingencia se logra mediante la disminución de la probabilidad de su ocurrencia y de la magnitud de sus consecuencias.

El análisis de riesgos se deberá realizar según las siguientes etapas: a) Detección del riesgo,

b) Evaluación del riesgo y c) Administración del riesgo.

Detección del riesgo

El proceso de la detección del riesgo involucrará su descubrimiento o el reconocimiento de nuevos parámetros de riesgo o nuevas relaciones entre sus parámetros. Resultará de determinar si:

• Se han generado o descubierto nuevos riesgos (Nuevos eventos causantes)

• Ha cambiado la percepción de un riesgo preexistente (Nuevo resultado)

• Ha cambiado la magnitud de un riesgo preexistente (Nueva consecuencia)

• Se ha producido alguna combinación de las anteriores

Evaluación del Riesgo

La evaluación del riesgo comprenderá cinco etapas:

• Determinación de todos los eventos causantes (todo hecho o acción, de origen natural o humano, cuya ocurrencia involucra un riesgo potencial).

• Determinación de todas las exposiciones (todo aquello que se encuentra en el escenario en que operan los resultados; genéricamente la componen los recursos ambientales).

• Determinación de todos los resultados (vector que se origina a partir de las exposiciones).

• Determinación de todas las consecuencias (efectos que, a la exposición, producen los resultados).

• Valorización (cuantitativa o cualitativamente, según sea ello posible) de las consecuencias.

Sospecho que estas redacciones vienen de la mano de Omar Lapido y Fernando Xavier Pereyra del SEGEMAR (Servicio Geológico Minero Argentino), a quienes se puede consultar pues es su tarea realizar informes sobre aptitudes de suelos para fundar este tipo de decisiones. FJA

 

Anexo 3

REQUISITOS DE SEGURIDAD APLICABLES A LA INTERFAZ ENTRE LOS BUQUES METANEROS Y LA TERMINAL, EN OPERACIONES DE GAS NATURAL LICUADO.

Resumo unos pocos puntos. Texto completo en PDF

ANEXO III

5. DESCRIPCIÓN DEL GNL Y DE LOS RIESGOS POTENCIALES.

5.1 Descripción del GNL: Las propiedades del gas natural licuado están descriptas en la EN 1160.

5.2 Riesgos intrínsecos del GNL: Los riesgos principales están definidos en la EN 1160 y los riesgos más importantes durante la carga y descarga del GNL son:
5.2.1 Los efectos criogénicos debidos a las temperaturas muy bajas. Estas temperaturas bajas pueden causar lesiones (congelación) y también pueden dañar los materiales no criogénicos ya que se modifican sus propiedades mecánicas, debido a la fragilización.

5.2.2 El riesgo potencial de incendio o explosión por las fugas de GNL.

5.2.3 La brusca expansión causada por la transición rápida de fase (RPT) por la interacción del GNL y el agua.

5.2.4 La sobrepresión debida a la expansión térmica del GNL atrapado.

5.2.5 Riesgos a la salud de las personas por presencia de GNL en el ambiente.

5.3 Riesgos durante la carga y descarga del GNL.

Los principales riesgos están relacionados con:

5.3.1 Enfriamiento, calentamiento, purgado y drenaje de los brazos de carga /descarga.

5.3.2 Exceso de llenado de los tanques de almacenaje (a bordo y en tierra).

5.3.3 Sobrepresión de los tanques de almacenamiento (a bordo y en tierra).

5.4 Posibles influencias desde el exterior.

Los peligros exteriores que deberían tenerse en cuenta durante las operaciones de trasvase son:

5.4.1 Medio Ambiente Natural:

5.4.1.1 Las condiciones meteorológicas (vientos, tormentas, descargas eléctricas,

5.4.1.2 El estado del mar (olas y corrientes).

5.4.1.3 Condiciones sísmicas.

5.4.1.4 El movimiento de las mareas.

5.4.2 Otros riesgos: eludiendo mencionar al terrorismo

5.4.2.1 Contacto del buque con el muelle de atraque;

5.4.2.2 Colisión con otro buque o con el muelle de atraque;

5.4.2.3 Rotura de los cabos de amarre;

5.4.2.4 Incendio, explosión, derrames, en la Terminal o en sus alrededores;

5.4.2.5 Los movimientos del buque debido al efecto de succión por el paso cercano de otras embarcaciones.

 

6. ZONAS DE RIESGO

Los buques deberán dar cumplimiento de las Ordenanzas Marítimas, Ordenanzas y demás disposiciones legales emanadas de las autoridades de aplicación competentes conforme su locación, a la fecha de su ingreso a las Terminales o puertos en los que operará.

Para el caso particular del Puerto de Bahía Blanca (Ingeniero. White), la SECRETARIA DE ENERGÍA solicitará al buque, previo a su arribo a la Terminal, la certificación del cumplimiento del Reglamento Particular de Buques en Puerto del REGINAVE, a que refiere la OM N° 01/74, y/o normas particulares que pudiera dictar la PNA en lo referente a la navegación por los canales de acceso a los puertos argentinos.

Además, los buques de bandera extranjera certificarán el cumplimiento en lo
pertinente, de las Normas para la Presentación de la Información de Protección, a tenor de lo establecido en la Regla XI-2/9.2 del Convenio SOLAS, a que refiere la OM N° 01/09.

La operación de transporte de Mercancías Peligrosas por aguas de jurisdicción nacional deberá cumplimentar la notificación establecida en la OM N° 01/90, la cual establece entre otros términos que todo armador, propietario, agente marítimo, capitán o quien tenga la disponibilidad del buque deberá presentar dicha notificación ante la dependencia jurisdiccional correspondiente , cumpliendo con los plazos que en la misma se indican, al momento en que se efectúe el transporte.

Cuando se amarra el buque a la Terminal, el espacio o zona del buque clasificada como peligrosa, debido a la presencia de GN, se añade al área peligrosa de la Terminal.

6.1 La zona de riesgo en la Terminal se divide en dos clases:

6.1.1 Zona 1: donde existe el riesgo de una atmósfera explosiva durante la
operación normal;

6.1.2 Zona 2: donde podría presentarse una atmósfera explosiva en el caso de producirse alguna desviación de las condiciones normales de operación.
Para la definición de estas zonas de riesgo se deberá cumplir con las -EN 1127-1 y EN 50145.

Los instrumentos eléctricos situados en la Terminal deben seleccionarse de acuerdocon las Normas UNE-EN 60079-0 / 1 / 2 / 7 así como las UNE-EN 60079-1 8 / 25 y las UNE-EN 61779-1 / 2 / 3 / 5 teniendo en cuenta la zona de instalación; y para los equipos no eléctricos de acuerdo con la EN 1127-1.


7. MEDIDAS DE SEGURIDAD

7.1 Generalidades.

Atento las distintas condiciones ambientales y socioeconómicas de cada locación, es necesario efectuar para cada Terminal un Análisis de Riesgos Cualitativo y Cuantitativo para establecer las medidas de seguridad mínimas, compatibles con las operaciones y condiciones seguras que se deben llevar a cabo en la Terminal, instalaciones accesorias y en las actividades de trasvase con los buques. El Análisis de Riesgos debe efectuarse según el EN 1473, o norma nacional o internacional de aplicación con iguales o mayores exigencias.

Las medidas de seguridad básicas de esta reglamentación se consideran requerimientos mínimos de seguridad para las operaciones y condiciones de
carga y descarga de GNL.

A ello, se deberán adicionar las normas vigentes en la legislación argentina sobre medidas de prevención, protección, atención de emergencias y mitigación.

Para cada caso, las medidas de seguridad y las normas adicionales aplicables resultarán del Análisis de Riesgos que para cada Terminal deberá efectuarse para su localización y operación, el cual será presentado ante la Secretaría de Energía para su conocimiento, en las oportunidades y bajo la modalidad especificadas en el Anexo I. Asimismo, el Análisis de Riesgos deberá ser readecuado cuando se modifiquen las condiciones y/o acciones operativas de las instalaciones, debiendo tener una revisión mínima obligatoria cada DOS (2) años.

7.2 Medidas Básicas.

Que de poco sirven pues el Paraná seguirá siendo un curso de libre navegación y cualquier terrorista con una lancha rápida puede iniciar la sesión apuntando a una manguera.

7.2.3 Zona restringida del buque.

La entrada y salida al buque de todo el personal, afectado o no a la tripulación de los mismos, dispondrá de igual tratamiento y aplicación del
Código P.B.I.P. Las zonas con limitación de acceso para personal no autorizado deberán estar especificadas en las disposiciones de seguridad del buque y señalizadas de acuerdo a las mismas. Estas zonas corresponden como mínimo en parte a la zona de trasvase del GNL.

7.2.4 Cuestionario de seguridad Terminal / buque.

La Terminal y el buque deberán asegurar el cumplimiento de lo establecido en el correspondiente Manual de Procedimientos Operativos y Listados de Verificación confeccionados por la Terminal Portuaria, Planilla B de la OM N° 01/1993, donde los respectivos responsables de la seguridad del buque y de la Terminal deberán efectuar las verificaciones previstas para cada ítem sin excepciones.

Asimismo, ambas partes deberán dar cumplimiento a las directrices indicadas al respecto en la SIGTTO – 1996 con relación a los Principios de Manipulación de Gases Líquidos en Buques y Terminales.

Las operaciones de trasvase podrán llevarse a cabo siempre y cuando el resultado de dicho cuestionario sea satisfactorio y seguro, con acuerdo escrito de las partes.

7.2.7 Principales fuentes de inflamación.

En las zonas de riesgo se debe evitar cualquier posibilidad de formación de chispas y energía capaz de producir la ignición del GNL.

La elección de las medidas de protección para evitar la ignición a causa de aparatos eléctricos o no eléctricos, deberá hacerse de acuerdo con la normativa de aplicación de seguridad y con la clase de zona de riesgo de explosividad definida.

Existe un riesgo de formación de chispas por la diferencia de potencial eléctrico que hay entre el buque y la Terminal, en el momento de conectar o separar los brazos de carga/descarga y/o mangueras.

Deberán tomarse medidas para evitar ese riesgo de chispas instalando una brida aislante entre el buque y la Terminal.

7.2.11.1 Distancias de Seguridad.
Las instalaciones para GNL deben ser diseñadas, construidas y operadas de acuerdo con estándares nacionales y/o internacionales reconocidos, respetando las distancias de seguridad, para la prevención y el control de los riesgos de derrames, incendio y explosiones; incluyendo las previsiones para mantener distancias de seguridad efectivas entre las instalaciones propias de la Terminal, como ser muelles, tanques, instalaciones industriales, edificios internos, salas de control u otras y los terrenos o propiedades externos adyacentes o linderos a las instalaciones de GNL.

7.2.11.2 Protección para la radiación térmica.

7.2.11.2.a Las distancias de exclusión para la protección de la radiación térmica deben ser calculadas utilizando el reporte GRI-89/0176 del Gas Research Institute (GRI), el cual está también disponible como “LNGFIRE III” (modelo computacional producido por el GRI). Asimismo será permitido el uso de modelos alternativos que tengan en cuenta los mismos factores físicos y hayan sido validados por pruebas experimentales y sujetos a la aprobación de la autoridad competente. Estos modelos de cálculo deben proveer un nivel de protección equivalente o superior.

7.2.11.2.b En el cálculo de las distancias de exclusión se debe utilizar la velocidad de viento que produzca la máxima distancia de exclusión, excepto para velocidades de viento menores que el CINCO POR CIENTO (5 %) del tiempo, basado en datos registrados para el área.

7.2.11.2.c En el cálculo de las distancias de exclusión se debe utilizar la temperatura ambiente y la humedad relativa que producen la máxima distancia de exclusión, excepto para valores que ocurren menos del CINCO POR CIENTO (5 %) del tiempo, basado en datos registrados para el área.

7.2.11.3 Protección para la dispersión de vapor-gas inflamable.

Cada contenedor o sistema de transferencia de GNL debe tener una zona de exclusión de acuerdo con las secciones 2.2.3.3 y 2.2.3.4 de la NFPA 59A, con las siguientes excepciones:

7.2.11.3.a Las distancias de dispersión del gas - vapor inflamable deben ser determinadas de acuerdo con el modelo descripto en el Reporte GRI 89/0242 “LNG Vapor Dispersion Prediction with DEGADIS Dense Gas Dispersión Model “.

Alternativamente, para explicar la dilución adicional de la nube que puede ser causada por los patrones de flujo complejo inducidos por la estructura de
diques y tanques, las distancias de dispersión pueden ser calculadas de acuerdo con el modelo descripto en el Reporte GRI -96/0396.5 “Evaluation of Mitigation Methods for Accidental LNG Releases. Volume 5: Using FEM3A for LNG Accident Consequence Analyses”.

Asimismo, será permitido el uso de modelos alternativos que tengan en cuenta los mismos factores físicos y hayan sido validados por datos de pruebas experimentales y sujetos a la aprobación de la autoridad competente.

7.2.11.3.b Los siguientes parámetros deben ser utilizados al computar las distancias de dispersión:

- Concentración de gas promedio en aire IGUAL AL DOS COMA CINCO POR CIENTO (= 2,5 %);

- Las condiciones de dispersión son una combinación de las que resulten en distancias más largas a favor del viento, antes que otras condiciones meteorológicas en el sitio al menos el NOVENTA POR CIENTO (90 %) de las veces, basado en los datos del Servicio Meteorológico Nacional o en una fuente alternativa donde el modelo utilizado genere distancias más largas a
velocidades de viento menores. Estabilidad atmosférica (Pasquill Class F), velocidad del viento IGUAL A CUATRO COMA CINCO MILLAS POR HORA (=4,5 MILLAS/h) DOS COMA CERO UNO METROS POR SEGUNDO (2,01 m/s) a una altura de referencia de DIEZ METROS (10 m), humedad relativa IGUAL AL CINCUENTA POR CIENTO (=50,0 %) y temperatura atmosférica = promedio de la zona;

- La altura para el contorno de salida: ALTURA IGUAL AL CERO COMA CINCO METROS ( H = 0,5 m);

- Se debe utilizar un factor de rugosidad de superficie de CERO COMA CERO TRES METROS (0,03m). Se pueden utilizar valores de rugosidad más altos si se puede demostrar que en el terreno tanto a favor como en contra del viento y de la nube de vapor, existe una vegetación densa y que la altura de la nube de vapor es más que DIEZ (10) veces la altura de los obstáculos encontrados por la misma.

7.2.11.3.c El diseño para derrames debe estar determinado de acuerdo con la sección 2.2.3.5 de la NFPA 59 A.

7.4.3 Deberán llevar actualizado el Registro para la Prevención de Accidentes Mayores de acuerdo a la Resolución Nº 743 / 03 de la Superintendencia de Riesgos del Trabajo y sus modificatorias.

 

10.8.3.5 El Plan de Emergencias tendrá definidas las Zonas de Planificación de Emergencias, en base a los riesgos de las instalaciones y las zonas de alcance máximo de consecuencias probables (radiación térmica, dispersión nube de inflamables, ondas de presión), en la instalación y su entorno, las cuales estarán clasificadas como zonas de riesgos:
- Mayor o Caliente;
- Medio o Tibia;
- Bajo o Fría;
- Apoyo;
- Segura para posible evacuación de personal propio y terceros.

La clasificación precedente define zonas de exclusión térmica o de amortiguamiento, llamadas Zonas de Intervención y Zonas de Alerta.

 

Puertos Regasificadores de Escobar y Bahía Blanca  11 de mayo del 2013 

Energía-Peligro - Ilegalidad-Negocio de unos pocos vivos

El ex secretario de Energía de la Nación, Emilio Apud, advirtió: "Las instalaciones de Gas Natural Licuado (GNL) ubicadas en Bahía Blanca y Escobar no son aceptadas por muchas compañías del exterior, al no reunir las condiciones de seguridad establecidas en las normas internacionales". 

British Gas, posee la flota de metaneros más grande del mundo y plantas regasificadoras en varias partes del planeta, y prohibe el `ship to ship' o transferencia de Gas líquido de un barco a otro barco como se realiza en Bahía Blanca y Escobar.

El especialista dijo que las normas internacionales vigentes establecen también ciertas distancias a los lugares poblados o de actividad económica. Dijo que para el caso de ignición de un derrame de GNL en el agua se aconseja estar alejados a una distancia de 9 kilómetros a la redonda de lugares habitados, mientras que para una emergencia con riesgo de explosión del buque metanero, se exige una salida rápida hacia alta mar ya que la onda puede afectar de distinta manera hasta un radio de 40 kilómetros. 

Puede afectar en consecuencia una superficie 25 veces superior a la de Cap. Federal. 

Apud puntualizó que aún hoy no deja de llamarle la atención la instalación de un buque regasificador en Escobar, proyecto que exigió la modificación del Código Urbano municipal y se debieron hacer excepciones a las reglas de navegación y seguridad.

"Hay un montón de cosas que me hacen pensar que primó el interés de algunos de acceder rápidamente al negocio de la importación, que es muy importante porque cada barco significa 45 millones de dólares en gas. Las urgencias y las improvisaciones benefician a unos pocos vivos que están en el negocio de la comercialización y del transporte".  Diario La Nueva Provincia.com "Lo provisorio puede ser muy riesgoso":

http://www.lanueva.com/edicion_impresa/nota/21/04/2013/d4l022.html

Los barcos fábrica de almacenamiento/regasificación (FSRU) son instalaciones que deben ser localizadas en alta mar (offshore) y donde también debe realizarse el proceso barco a barco que implica la transferencia de GNL desde el metanero (o transportador) hacia el regasificador ( o fábrica), conforme la normativa europea de seguridad de GNL "Instalaciones y equipos de gas natural licuado", para una vez vuelto al estado gaseoso ser transportado por gasoductos submarinos hacia tierra para el abastecimiento local.

Sin embargo en Argentina las operaciones se realizan en el Km 74 del Río Paraná de Las Palmas a 300 km de alta mar y en el polo petroquímico de Bahía Blanca, comprometiendo permanentemente la seguridad de millones de argentinos.

El 8 de mayo del 2013 un nuevo accidente con GNL ocurrió cerca de la ciudad de México, el trágico accidente producido por la colisión de un camión cisterna, produjo la muerte de 23 personas y 40 heridas. Afecto un radio de 500 metros a la redonda causando la destrucción de decenas de viviendas y afectó a un centro educativo. Cada barco metanero que navega el río de La Plata y Paraná de Las Palmas hasta Escobar transporta 2500 veces más.