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22 sep 2007
Resolución de 13 de marzo de 2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen los protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista
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PD-05▾
Eliminado1. Criterios Generales.–Para los procesos de descarga de GNL, y con la suficiente antelación a la primera entrega de GNL del consumidor, éste designará su Representante, que actuará de acuerdo con el Contrato en nombre de su empresa.
EliminadoLos titulares de la instalación receptora y del buque pondrán a disposición de los Representantes de las Partes toda la información necesaria para el control y determinación de las cantidades y calidades de gas. Esta información será archivada por dichos titulares durante un periodo mínimo de cuatro años.
EliminadoEl titular del buque deberá proporcionar, mantener y operar los instrumentos necesarios para la determinación del nivel, presión y temperatura en los tanques de GNL de los metaneros.
EliminadoEl titular de la instalación receptora, deberá proporcionar, mantener y operar los instrumentos necesarios para la determinación de la calidad y composición del GNL, los sistemas de toma de muestras, así como cualquier otro instrumento necesario para la determinación final de las cantidades energéticas netas descargadas.
EliminadoEl titular del buque deberá proporcionar al titular de la instalación receptora una copia de todas las tablas de corrección de cada tanque del metanero, verificada por una autoridad independiente, mutuamente reconocida por las Partes, así como de los Certificados de Verificación de los instrumentos necesarios para la determinación del nivel y temperatura en los tanques de GNL. Dichos instrumentos deberán estar precintados por una autoridad metrológica independiente, de manera que se asegure que no hayan sido manipulados con posterioridad.
EliminadoLa operación será realizada y dirigida por el titular correspondiente en presencia de los Representantes de las Partes. Durante las operaciones de descarga, las Partes o sus Representantes podrán expresar su disconformidad con las operaciones realizadas por el titular, sin que esto pueda tener, como consecuencia, el bloqueo de las operaciones.
EliminadoFinalizada la descarga, el titular de la planta de recepción de GNL elaborará un acta donde se detallarán las operaciones realizadas, que será firmado por las Partes, con indicación explícita de su aceptación o reparos al contenido del acta. Si algún Representante de las Partes no estuviera presente, esto se hará constar en el acta. Se considerará que aquellas Partes que no estuvieran presentes en las operaciones de descarga se encuentran conformes con el acta.
EliminadoEn el caso de disconformidad con un acta, el titular de la planta de recepción de GNL guardará toda la documentación relacionada con la descarga, hasta el momento en que se produzca una resolución.
EliminadoEn el caso en el que aparezcan nuevos procedimientos, normas, instrumentos de medida etc. (cantidad y calidad de gas) que proporcionen mayor fiabilidad, precisión o rapidez y sean económicamente rentables, el titular de la instalación receptora y el consumidor se comprometen a estudiar la posibilidad de utilizar estos procedimientos, normas, etc. o de sustituir los ya utilizados.
Eliminado2. Determinación del nivel de líquido.–Cada tanque de GNL estará equipado con dos medidores de nivel basados en dos principios físicos de medida diferente. Uno será el primario y otro el secundario. El orden de preferencia en su utilización será: microondas, capacitivo y de flotador.
EliminadoPara cada tipo de medidor, sus características, instalación, funcionamiento y comprobaciones se basarán en las normas siguientes:
EliminadoMedidores de microondas (ISO/DIS 13689:1999 –Refrigerated light hydrocarbon fluids –Measurement of liquid levels in tanks containig liquefied gases –Microwave gauges).
EliminadoMedidores de nivel de capacitancia eléctrica (ISO 8309:1991 –Refrigerated light hydrocarbon fluids –Measurement of liquid levels in tanks containig liquefied gases –Electrical capacitance gauges).
EliminadoMedidores de flotación (ISO 10574:1993 –Refrigerated light hydrocarbon fluids –Measurement of liquid levels in tanks containig liquefied gases –Float-type level gauges).
EliminadoEl buque llevará instalado dos clinómetros; el segundo se usará en caso de avería del primero. Después del atraque del metanero, y antes de que comience la descarga, se dejará el metanero con escora y asiento cero tomando y anotando lecturas del clinómetro primario. Si esto no fuera posible por las condiciones meteorológicas, mareas o lastre, se aplicarán las tablas de corrección de escora y asiento después de haber realizado las mediciones de nivel.
EliminadoCon los medidores de nivel se realizarán al menos cinco medidas a intervalos de tiempo que previamente se habrán programado. Después se realizarán las correcciones de escora y asiento antes del cálculo del valor medio del nivel. Con el medidor de flotador además se harán correcciones de contracción térmica de la cinta o cable debido a la diferencia de temperatura del vapor y la de calibración del medidor de nivel y a la densidad del GNL.
EliminadoSe realizarán las medidas antes y después de la descarga. La primera medida se hará después que los brazos de descarga hayan sido conectados al tanque, pero antes de comenzar a enfriar los mismos y de abrir las válvulas de venteo. La segunda medida se hará 15-30 minutos después de completar la descarga y con las válvulas de venteo cerradas, con objeto de asegurar que la superficie del líquido se haya estabilizado.
Eliminado3. Determinación de la temperatura.–La temperatura del líquido y vapor de GNL en cada tanque del metanero se medirá inmediatamente después de la medida del nivel del líquido, antes de las operaciones de descarga e inmediatamente después de las mismas. Cada tanque contará con varios medidores de temperatura; se situará uno en el fondo del tanque y otro en la parte más alta para asegurar la medida de la temperatura del líquido y el vapor respectivamente. El resto de medidores de temperatura se instalarán separados a distancias iguales a lo largo de toda la altura del mismo.
EliminadoSe usarán sondas de resistencia de platino o termopares de cobre constatan (tipo T). Los materiales de los detectores de temperatura y los hilos de conexión con los instrumentos de medida deben tener propiedades que se mantengan inalterables con el paso del tiempo. Los sensores de resistencia de platino deberán ser de tres o cuatro hilos.
EliminadoPara estos medidores, sus características, instalación, funcionamiento y comprobaciones se seguirá la norma ISO 8310:1991 (Refrigerated light hydrocarbon fluids –Measurement of temperature in tanks containing liquefied gases – Resistance thermometers and thermocouples).
EliminadoLa temperatura del líquido se determinará como el valor medio de las temperaturas dadas por las sondas inmersas en el GNL. Para la determinación de las sondas de temperatura que están inmersas en el GNL se tendrá en cuenta la posición relativa de las sondas en el tanque y la altura del nivel del líquido.
EliminadoLa temperatura del vapor se determinará como el valor medio de las temperaturas dadas por las sondas no inmersas en el GNL. Para la determinación de las sondas de temperatura que no están inmersas en el GNL se tendrá en cuenta la posición relativa de las sondas en el tanque y la altura del nivel del líquido. Si hubiera alguna medida de temperatura discordante, por no ser un valor razonable o inusual en relación con el gradiente de temperatura en el tanque, se recalculará el valor medio de las temperaturas despreciando la medida discordante.
EliminadoLa media de las temperaturas del GNL líquido y GNL vapor se redondeará a 2 decimales.
Eliminado4. Determinación de la presión.–La presión en los tanques se medirá inmediatamente después de la temperatura. Las medidas de la presión del vapor se realizarán con medidores de presión absoluta instalados en la cavidad del tanque donde se acumula el vapor, según la norma ISO 13398: Refrigerated light hydrocarbon fluids – Liquefied natural gas – Procedure for custody transfer on board ship.
EliminadoEsta presión es necesaria para calcular la energía del gas desplazado y se determinará como el valor medio de la presión de cada tanque, expresada en milibar y redondeada a números enteros.
EliminadoSi el barco no dispone de los equipos de medida de presión absoluta, tendrá que llevar instalado medidores de presión atmosférica que midan y registren los valores de ésta simultáneamente para el cálculo de la presión absoluta.
Eliminado5. Verificaciones de equipos.–Todos los instrumentos de medida del buque, deberán estar verificados y precintados por una autoridad internacional competente, mutuamente acordada por las partes.
EliminadoLas tolerancias máximas admitidas para los diferentes equipos serán:
EliminadoMedidores de nivel tipo microondas: ± 7,5 mm (VM).
EliminadoMedidores de nivel tipo capacitivo: ± 7,5 mm (VM).
EliminadoMedidores de nivel tipo flotador: ± 8 mm (VM).
EliminadoMedidores de temperatura: ± 0,2 °C (grados Celsius) en el rango de –145°C a –165°C, y de ±1,5°C a temperaturas mayores.
EliminadoMedidores de presión: ± 1% FS.
Eliminado6. Determinación de la calidad del GNL.–Para la determinación de la calidad del GNL, el proceso de toma de muestras incluirá tres operaciones:
EliminadoToma de muestra representativa de GNL.
EliminadoVaporización completa de la muestra.
EliminadoAcondicionamiento de la muestra gaseosa antes del transporte a su analizador.
EliminadoLa toma de muestras en continuo se realizará siguiendo la norma ISO 8943:1991 (Refrigerated light hydrocarbon fluids – Sampling of liquied natural gas – Continuous method).
EliminadoEl titular de la instalación receptora, guardará tres muestras en botellas (dos de cada muestra) tomadas durante el proceso de descarga, aproximadamente al 25, 50 y 75 % de la cantidad total descargada, y las retendrán durante tres días, salvo que no exista acuerdo en los análisis realizados. En este caso, la muestra se guardará hasta que se haya resuelto la discrepancia. Estas muestras serán correctamente etiquetadas.
EliminadoLa toma de muestras líquidas se realizará en la Planta de Regasificación, en la línea de descarga, se pasará por un vaporizador en continuo y se analizará con un cromatógrafo de gases en línea. Además, se recomienda disponer de un vaporizador de reserva.
EliminadoSi el sistema automático de toma de muestras fallara durante la operación, se tomarán muestras manualmente.
Eliminado7. Determinación del PCS.–La composición del GNL se determinará mediante un cromatógrafo de gases que cuente con la aprobación emitida por una autoridad metrológica competente de la Unión Europea.
EliminadoEl cromatógrafo se calibrará con un gas patrón de composición similar al gas a analizar.
EliminadoLa preparación del mismo se realizará por método gravimétrico de acuerdo con la norma ISO 6142:1981 y Addendum 1:1983 (Gas Analysis – Preparation of calibraton gas mixture – Weighting methods).
EliminadoAntes de la llegada del buque a la instalación receptora, el titular de la misma verificará el buen funcionamiento del cromatógrafo y se inyectará el patrón para comprobar que los resultados obtenidos están dentro de límites establecidos.
EliminadoSe calculará la composición media del gas a partir de los análisis realizados al mismo. Esta composición se expresará en % redondeado a tres decimales.
EliminadoCon la composición media se calculará el poder calorífico del gas según el apartado 11.1.
Eliminado8. Determinación de Azufre Total.–El azufre se determinará utilizando normas internacionales de reconocido prestigio como:
EliminadoISO 4260:1987 (Petroleum products and hydrocarbons – Determination of sulfur content – Whickbold combustion method).
EliminadoASTM D 4045:1981 (Sulfur in petroleum products by hydrogenolysis and rateometric colorimetry).
Eliminado9. Determinación de Compuestos de azufre.–Para determinar los compuestos de azufre por separado, se utilizará la cromatografía de gases con un detector específico de azufre como (fotométrico de llama, quimiluminiscencia o microculombimétrico).
EliminadoDe esta manera se podrá determinar el azufre mercaptánico y el H2S. También podremos determinar el azufre total considerando que todos compuestos de azufre se eluyen.
Eliminado10. Determinación de Compuestos de mercurio.–Se determinará según la norma ISO 6978:1992 [Natural Gas – Determination of Mercury (method B)], para bajos niveles de mercurio.
Eliminado11. Cálculos.
Eliminado11.1 Poder Calorífico Superior.–Cantidad de calor que sería producido por la combustión completa en aire de una cantidad específica de gas, de forma que la presión p1a la que tiene lugar la reacción permanece constante y todos los productos de la combustión se conducen a la misma temperatura t1especificada para los reactivos, estando todos estos productos en estado gaseoso, excepto el agua formada por la combustión que está condensada en estado líquido a la temperatura t1. Cuando la cantidad de gas se determina en base volumétrica, el poder calorífico se representa como Hs(t1,p1), V (t2,p2).
EliminadoLas condiciones de referencia son:
Eliminadot1= t2= 0 ºC
Eliminadop1= p2= 1,01325 bar, condiciones normales para el volumen que se indicará en m3(n).
EliminadoLa unidad de energía será el kWh y, el poder calorífico superior en base volumétrica, se expresará en [kWh/m3(n)] y el poder calorífico superior másico en (kWh/kg).
EliminadoLa norma que se seguirá para el cálculo del poder calorífico superior será la UNE 65550 (Gas Natural – Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e Índice de Wobbe, a partir de la composición).
EliminadoEl poder calorífico superior másico será calculado con la siguiente fórmula:
Eliminado
EliminadoXi= Fracción molar de cada componente, obtenida mediante la media de los análisis realizados redondeada a cuatro decimales.
EliminadoMi= Masa molecular de cada componente en kg/mol (Tabla A).
EliminadoHi= Poder calorífico superior másico de cada componente de la mezcla en kWh/kg (Tabla A).
EliminadoEl poder calorífico superior en base volumétrica será calculado con la siguiente fórmula:
Eliminado
EliminadoXi= Fracción molar de cada componente, obtenida mediante la media de los análisis realizados redondeada a cuatro decimales.
EliminadoHi[t1,V(t2,p2)] = Poder calorífico superior en base volumétrica de cada componente de la mezcla en kWh/m3(n) (Tabla A).
EliminadoZ (t2,p2) = Factor de compresión a condiciones normales calculado según la fórmula:
Eliminado
Eliminado= Los valores vienen dados en la Tabla A.
Eliminado11.2 Densidad.–La densidad se dará en kg/m3por cálculo a partir de la composición molecular y la temperatura media del líquido. El método de cálculo será el Klosek and Mckinley revisado descrito en la norma ISO 6578:1991 (Refrigerated hydrocarbon liquids – Static measuement – Calculation procedure).
EliminadoLa densidad se calculará siguiendo la siguiente fórmula:
Eliminado
Eliminadoρ = Densidad del GNL descargado, considerando la composición descargada y la temperatura del producto líquido en ºC antes de la descarga, expresada en kg/m3y redondeada a dos decimales.
EliminadoLa temperatura del GNL antes de la descarga se expresará con un decimal.
EliminadoXi= Fracción molar de cada componente, obtenida mediante la media de los análisis realizados redondeada a cuatro decimales.
EliminadoMi= Masa molecular de cada componente en kg/mol (Tabla A).
EliminadoVi= Volumen molar en m3/kmol de cada componente, a la temperatura media en ºC del LNG antes de la descarga, obtenida por interpolación lineal (ISO 657891/pg.11), redondeada a seis decimales (Tablas B, tabla 1).
EliminadoK1= Factor de corrección del volumen a T1en ºC del GNL antes de la descarga y expresado en m3/Kmol, obtenida por interpolación lineal de los factores de la ISO – 6578-91/pg 12, redondeada a seis decimales (Tablas B, tabla 2).
EliminadoK2= Factor de corrección del volumen a T2en ºC del GNL antes de la descarga y expresado en m3/Kmol, obtenida por interpolación lineal de los factores de la ISO – 6578-91 /pg 12, redondeada a seis decimales (Tablas B, tabla 3).
EliminadoXn= El valor de Xipara el Nitrógeno.
EliminadoXm= El valor de Xipara el Metano.
Eliminado11.3 Cálculo de la cantidad de GNL entregada.–El volumen en m3de GNL descargado por el buque será calculado mediante la fórmula:
EliminadoVliq= Vi– Vf
Eliminadodonde:
EliminadoVliq= Volumen descargado de GNL, redondeado a tres decimales.
EliminadoVi= Volumen de GNL a bordo antes de la descarga, redondeado a tres decimales.
EliminadoVf= Volumen de GNL a bordo después de la descarga, redondeado a tres decimales.
EliminadoSe aplicará el apartado 7.1 de la norma ISO 13398: 1997.
EliminadoPara el cálculo de la cantidad neta de energía descargada en kWh se aplicará la siguiente fórmula:
Eliminado
Eliminadodonde:
EliminadoQ = Cantidad (kWh) sin decimales.
Eliminadoρliq= Densidad del líquido (kg/m3).
EliminadoHliq= Poder calorífico superior del líquido, determinado con la norma UNE 65550 a partir de la composición del GNL vaporizado determinada por cromatografía en las muestras tomadas en continuo de gas, a 0.º y 1013,25 milibares en kWh/kg y redondeado a cuatro decimales.
EliminadoTv= Temperatura media del vapor en los tanques del buque después de la descarga, en ºC y redondeada a dos decimales.
EliminadoPv= Presión absoluta medida del gas en los tanques del buque después de la descarga en milibares, y redondeado a números enteros.
EliminadoHvap= Poder calorífico superior del vapor retornado al buque, determinado con la norma UNE 65550 a partir de la composición del vapor determinada por cromatografía en las muestras tomadas al principio, a mitad y al final de la descarga en la línea de retorno de gas, a 0º y 1013,25 milibares en kWh/m3(n).
EliminadoPara el cálculo de la masa neta entregada en kg, se aplicará la siguiente fórmula:
Eliminado
Eliminadodonde:
Eliminadom = masa neta entregada (kg) sin decimales.
Eliminadoρv= densidad del vapor a 0º y 1013,25 milibares calculado a partir de la composición del vapor con la norma UNE 65550 (kg/m3) y redondeada a cuatro decimales.
Eliminado11.4 Tablas A.–Para calcular las masas moleculares, poderes caloríficos y factores de compresibilidad.
EliminadoMasas Moleculares (Mi en kg/kmol);
EliminadoMetano: 16,043.
EliminadoEtano: 30,070.
EliminadoPropano: 44,097.
EliminadoIso-Butano: 58,123.
EliminadoNormal-Butano: 58,123.
EliminadoIso-Pentano: 72,150.
EliminadoNormal-Pentano: 72,150.
EliminadoNormal-Hexano: 86,177.
EliminadoNitrógeno: 28,0135.
EliminadoDióxido de Carbono: 44,010.
EliminadoOxígeno: 31,9988.
EliminadoPoder calorífico másico (MJ/Kg);
EliminadoMetano: 55,662.
EliminadoEtano: 52,020.
EliminadoPropano: 50,440.
EliminadoIso-Butano: 49,450.
EliminadoNormal-Butano: 49,620.
EliminadoIso-Pentano: 49,010.
EliminadoNormal Pentano: 49,100.
EliminadoHexano: 48,770.
Eliminado(la conversión de MJ/kg a kWh/kg se hará multiplicando los valores anteriores por 3,6).
EliminadoPoder calorífico superior en base volumétrica [MJ/m3(n)];
EliminadoMetano: 39,84.
EliminadoEtano: 69,79.
EliminadoPropano: 99,22.
EliminadoIso-Butano: 128,23.
EliminadoNormal-Butano: 128,66.
EliminadoIso-Pentano: 157,76.
EliminadoNormal Pentano: 158,07.
EliminadoHexano: 187,53.
Eliminado(la conversión de MJ/m3(n) a kWh/m3(n) se hará multiplicando los valores anteriores por 3,6)
Eliminado;
EliminadoMetano: 0,0490.
EliminadoEtano: 0,1000.
EliminadoPropano: 0,1453.
EliminadoIso-Butano: 0,2049.
EliminadoNormal-Butano: 0,2069.
EliminadoIso-Pentano: 0,2510.
EliminadoNormal Pentano: 0,2864.
EliminadoHexano: 0,3286.
EliminadoNitrógeno: 0,0224.
EliminadoDióxido de carbono: 0,0819.
Eliminado11.5 Tablas B.–Para calcular los volúmenes moleculares y los factores de corrección de los volúmenes de GNL antes de descargar.
EliminadoTabla 1. Volumen Molar (Vi) en m3/kmol
Eliminado| | Temperatura ºC | | | | |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| –150 | –155 | –160 | –165 | –170 | |
| Metano. | 0,039580 | 0,038839 | 0,038149 | 0,037500 | 0,036891 |
| Etano. | 0,048806 | 0,048369 | 0,047942 | 0,047524 | 0,047116 |
| Propano. | 0,063417 | 0,062953 | 0,062497 | 0,062046 | 0,061602 |
| Iso-butano. | 0,079374 | 0,078859 | 0,078352 | 0,077851 | 0,077356 |
| N-butano. | 0,077847 | 0,077359 | 0,076875 | 0,076398 | 0,075926 |
| Iso-pentano. | 0,092817 | 0,092267 | 0,091721 | 0,091179 | 0,090642 |
| N-pentano. | 0,092642 | 0,092111 | 0,091583 | 0,091058 | 0,090536 |
| N-hexano. | 0,106020 | 0,105450 | 0,104890 | 0,104340 | 0,103800 |
| Nitrógeno. | 0,055897 | 0,051022 | 0,047019 | 0,044043 | 0,041788 |
| Oxígeno. | 0,033670 | 0,032520 | 0,031510 | 0,030610 | 0,029800 |
| Dióxido de Carbono. | 0,02795 | 0,027650 | 0,027200 | 0,027000 | 0,026400 |
EliminadoTabla 2. Factor de corrección de volumen K1
Eliminado| Masa Molecular | –150 | –155 | –160 | –165 | –170 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 16,0 | –0,000010 | –0,000010 | –0,000010 | –0,000010 | –0,000010 |
| 17,0 | 0,000280 | 0,000240 | 0,000210 | 0,000180 | 0,000160 |
| 18,0 | 0,000560 | 0,000470 | 0,000410 | 0,000370 | 0,000330 |
| 19,0 | 0,000760 | 0,000670 | 0,000580 | 0,000510 | 0,000450 |
| 20,0 | 0,000980 | 0,000860 | 0,000760 | 0,000670 | 0,000590 |
| 25,0 | 0,001780 | 0,001580 | 0,001410 | 0,001250 | 0,001120 |
| 30,0 | 0,002240 | 0,002000 | 0,001790 | 0,001600 | 0,001430 |
EliminadoTabla 3. Factor de corrección de volumen K2
Antes| Masa Molecular | ‒150 | ‒155 | ‒160 | ‒165 | ‒170 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 16,0 | –0,000040 | –0,000030 | –0,000020 | –0,000010 | –0,000010 |
| 17,0 | 0,000910 | 0,000680 | 0,000460 | 0,000290 | 0,000210 |
| 18,0 | 0,001050 | 0,000840 | 0,000670 | 0,000530 | 0,000390 |
| 19,0 | 0,001390 | 0,001130 | 0,000880 | 0,000710 | 0,000570 |
| 20,0 | 0,001620 | 0,001330 | 0,001060 | 0,000860 | 0,000710 |
| 25,0 | 0,002730 | 0,002280 | 0,001890 | 0,001610 | 0,001380 |
| 30,0 | 0,003720 | 0,003120 | 0,002630 | 0,002240 | 0,001930 |
Ahora[Nota del BOE: Téngase en cuenta que el Protocolo PD-05 fue reemplazado por el que aparece publicado en lapágina webdel Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, según establece el apartado segundo de la Resolución de 17 de septiembre de 2007.Ref. BOE-A-2007-16727]
PD-06▾
Eliminado2.1 Inspección de buques metaneros: Los buques a utilizar para las descargas de GNL en las instalaciones de regasificación deberán haber superado satisfactoriamente los procedimientos de «vetting» exigidos por una compañía de reconocido prestigio a nivel internacional, especializada en la evaluación de buques de transporte de GNL.
EliminadoEn el caso de que se pretendan descargar buques metaneros que no hayan superado hasta la fecha ningún procedimiento internacionalmente reconocido de «vetting», o bien, que hubieran sufrido alguna modificación importante posterior a la superación del mencionado procedimiento, la compañía comercializadora, transportista, o el consumidor cualificado contratante del buque, deberá facilitar la totalidad de la información solicitada tanto por el titular de la instalación de descarga como por la compañía de «vetting» que vaya a realizar la evaluación del buque antes de que se proceda a su descarga.
EliminadoEn cualquier caso, la autorización definitiva para que un buque metanero, que haya pasado el «vetting», amarre y descargue gas natural licuado en una planta de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL será otorgada por el titular de la citada planta.
AntesLa compañía comercializadora, transportista o consumidor cualificado deberá iniciar los trámites con la antelación suficiente, de forma que estén finalizados como paso previo a la realización de la programación vinculante de la descarga del buque.
Ahora2.1 Inspección de buques metaneros: Los buques a utilizar para las descargas de GNL en las instalaciones de regasificación deberán haber superado satisfactoriamente los procedimientos de inspección ("vetting") exigidos por una compañía de reconocido prestigio a nivel internacional, especializada en la evaluación de buques de transporte de GNL.
Párrafo añadido
Las inspecciones serán efectuadas por inspectores que posean la acreditación OCIMF ("Oil Companies International Marine Forum") para buques de transporte de GNL, siguiendo las pautas y estando disponibles a través del programa SIRE ("Ship Inspection Report Programme").
Párrafo añadido
La validez de las inspecciones será: para buques menores de 5 años, 18 meses, para buques con antigüedad comprendida entre 5 y 15 años, 12 meses y para buques de más de 15 años, 6 meses.
Párrafo añadido
Si el buque ha cumplido 15 años, deberá haber pasado una inspección de Clase en dique seco durante los últimos 36 meses.
Párrafo añadido
Asimismo, los titulares de las plantas de regasificación podrán exigir a los contratantes de los buques con 20 años o más desde su entrada en servicio la presentación de certificados adicionales de una sociedad de clasificación acerca del estado estructural de los mismos, tales como el CAP ("Condition Assessment Programme") ni-vel 1 ó 2, o similares que acrediten inspecciones específicas para buques de esta antigüedad, debiendo cada Terminal publicar el detalle de sus requerimientos. La modificación de los requerimientos deberá ser anunciada con suficiente antelación.
Párrafo añadido
En el caso de que se pretendan descargar buques metaneros que no hayan superado hasta la fecha ningún procedimiento internacionalmente reconocido de inspección, o bien, que hubieran sufrido alguna modificación importante posterior a la superación del mencionado procedimiento, la compañía comercializadora, transportista, o el consumidor cualificado contratante del buque, deberá facilitar la totalidad de la información solicitada tanto por el titular de la instalación de descarga como por la compañía de inspección que vaya a realizar la evaluación del buque antes de que se proceda a su descarga.
Párrafo añadido
En cualquier caso, la autorización definitiva para que un buque metanero que haya pasado la inspección, amarre y descargue gas natural licuado en una planta de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL será otorgada por el titular de la citada planta. La compañía comercializadora, o consumidor cualificado deberá iniciar los trámites con la antelación suficiente, de forma que estén finalizados como paso previo a la realización de la programación vinculante de la descarga del buque.